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Información básica de los sectores de la energía 2 0 0 6
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Alcalá, 47 - 28014 Madridwww.cne.es
Edita: CNEComisión Nacional de Energía
Diseño: Sendín & AsociadosFotocomposición e impresión: EGRAF, S. A.Depósito legal: M. 41552-2006
Presentación 9
Electricidad1. El sector eléctrico en la economía nacional 13
1.1. El sector eléctrico y la actividad económica 13
1.1.1. Evolución de la producción y consumo de energía
eléctrica 15
1.1.2. Evolución de la población ocupada y la participación
del sector eléctrico 17
1.1.3. Evolución de los sectores productivos de la economía
y su participación en el sector eléctrico 21
1.1.4. Participación de la factura eléctrica en el gasto total
de los hogares 22
1.1.5. Participación de la electricidad en el balance energético 24
1.2. El sector eléctrico y la inversión 26
1.3. El sector eléctrico y el sector exterior 28
1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico 29
2. La producción y la oferta eléctricas 37
2.1. El mercado de producción de energía eléctrica 37
2.1.1. Organización del mercado 37
2.1.2. Resultados del mercado en el año 2005 38
2.1.3. Participación en el mercado 38
2.1.4. Hechos destacables durante el año 2005 39
2.2. La oferta eléctrica 40
2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica 40
2.2.2. Generación 40
2.2.3. Transporte y operación del sistema 45
2.2.4. Distribución y comercialización 47
3. Facturación de energía y empresas eléctricas 51
3.1. Facturación de la energía eléctrica 51
3.2. Evolución económico financiera de los principales
grupos empresariales eléctricos 56
4. La demanda y los consumidores 59
4.1. Evolución de la demanda 59
4.1.1. Demanda en barras de central 59
4.1.2. Demanda en abonado final 60
Índice
4.2. Los consumidores 60
4.2.1. Clasificación por grupos de consumidores 60
4.2.2. Clasificación por niveles de tensión 64
4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el mercado liberalizado 65
4.3. Los precios de la electricidad 66
4.3.1. Evolución de los precios 66
4.3.2. Comparación internacional de precios 77
4.4. Calidad de suministro 89
Gas1. El gas natural 95
1.1. Características del gas natural 95
1.2. El mercado del gas en el mundo 96
1.2.1. Reservas probadas de gas natural en el mundo 96
1.2.2. Producción comercializada de gas natural en el mundo 98
1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo 100
1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo 103
2. La industria del gas natural en España 107
2.1. Aprovisionamiento de gas 109
2.1.1. Descripción de la actividad 109
2.1.2. Producción nacional e importaciones 109
2.2. Regasificación 114
2.2.1. Descripción de la actividad 114
2.3. Transporte por gasoducto 118
2.3.1. Descripción de la actividad 118
2.3.2. Situación del transporte en España 118
2.4. Almacenamiento 126
2.4.1. Descripción de la actividad 126
2.4.2. Situación del almacenamiento en España 127
2.5. Distribución 131
2.5.1. Descripción de la actividad 131
2.5.2. Situación de la distribución en España 131
2.6. Comercialización 135
2.6.1. Descripción de la actividad 135
2.6.2. Situación de la comercialización en España 135
2.7. La demanda y los consumidores 137
2.7.1. Evolución de la demanda 137
2.7.2. Los precios del gas natural 149
Índice
Petróleo1. El mercado internacional del petróleo en 2005 173
1.1. La exploración y producción en el mundo 173
1.1.1. Tendencias en el sector de la exploración y producción
en el mundo en el año 2005 173
1.1.2. Tendencias generales del sector del petróleo en el mundo 175
1.2. Oferta y demanda mundial de crudo 175
1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda mundial de crudo
en 2005 175
1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de crudo en 2005 176
1.2.3. Producción mundial de crudo superior a la demanda
en 2005 176
1.2.4. Mayor peso de la OPEC en 2005 178
1.2.5. Incremento de la cuota oficial de la OPEC en 2005 178
1.2.6. Gran incremento del precio de la cesta OPEC 179
1.2.7. Incumplimiento de la cuota oficial de la OPEC 180
1.2.8. Continúa la disminución de la capacidad excedentaria
de la OPEC en 2005 180
1.2.9. La producción de Venezuela aumenta ligeramente en 2005 183
1.2.10. Papel creciente de los países productores independientes 185
1.3. Demanda mundial de productos petrolíferos 186
1.3.1. Aumenta la demanda OCDE de productos petrolíferos 186
1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más demandados 187
1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo de productos
petrolíferos 189
1.3.4. Importancia creciente de la demanda de productos
petrolíferos NO OCDE 191
1.4. Stocks mundiales de crudo y productos petrolíferos 192
1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE superiores
a los del año anterior 192
1.4.2. Aumentan los stocks de productos petrolíferos en la
OCDE 194
1.4.3. Se mantiene el volumen de stocks en términos de días
de demanda 195
1.5. Principales variables de los mercados energéticos internacionales 197
1.5.1. Tendencia alcista de precios del crudo en 2005 197
1.5.2. Mercados de futuros de Brent en «contango» 198
1.5.3. Se reduce el diferencial WTI-Brent 198
1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados se duplica respecto
a 2004 200
Índice
1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en Europa al alza 200
1.5.6. Desigual comportamiento de los diferenciales de precios
de productos petrolíferos vs. Brent 202
1.5.7. Gran incremento de los márgenes de refino
norteamericanos en 2005 206
1.5.8. Márgenes de refino en Europa superiores a los de 2004 206
1.5.9. Evolución de márgenes comerciales 2005 en la Unión
Europea 206
1.6. Empresas petroleras internacionales en 2005 209
1.6.1. Resultados en 2005 209
1.6.2. Comportamiento bursátil 210
2. Exploración y producción en España 213
2.1. Dominio minero 213
2.1.1. Permisos de investigación 213
2.1.2. Concesiones de explotación 216
2.1.3. Variaciones de dominio minero 219
2.2. Actividades 220
2.2.1. Geofísica 220
2.2.2. Sondeos 220
2.3. Producción en España 220
2.3.1. Crudo 220
2.3.2. Gas 221
2.3.3. Evolución histórica 221
2.4. Almacenamiento 222
2.5. Inversiones 223
3. Refino en España 225
3.1. La actividad de refino en España 225
3.2. Las compañías que refinan en España 227
3.3. Inversiones en la actividad de refino en España 229
4. Logística de productos petrolíferos en España 231
4.1. Marco sectorial 231
4.2. La actividad logística en España 231
4.2.1. Actividad de CLH 231
4.2.2. Logística alternativa a CLH 233
4.3. Productos almacenados 236
Índice
5. Comercialización 239
5.1. Consumo de productos 239
5.1.1. Gasolinas 240
5.1.2. Gasóleos y querosenos 240
5.1.3. Fuelóleos 000
5.1.3. Reparto geográfico del consumo 242
5.1.4. Consumo por canal 242
5.2. Precios y fiscalidad 244
5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI) 244
5.2.2. El precio de venta al público (PVP) 246
5.3. Márgenes brutos de comercialización 250
5.4. Puntos de venta 252
6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP) 255
6.1. El marco normativo de los GLP 255
6.2. Consumo de GLP 255
6.2.1. GLP Internacional 255
6.2.2. GLP en España 258
6.3. Precios del GLP envasado 265
Medio ambiente1. Electricidad 273
1.1. Emisiones de las grandes instalaciones de combustión existentes 273
1.2. Emisiones de contaminantes por sectores 276
1.3. Residuos nucleares 276
1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15 278
2. Gas 279
2.1. El efecto invernadero 279
2.2. La lluvia ácida 281
2.3. Calidad del aire 281
3. Petróleo 283
3.1. Convenios internacionales sobre contaminación marina 283
3.1.1. Convenio OSPAR 283
3.1.2. Convenio de Barcelona 285
3.1.3. Convenio de Londres 286
3.1.4. Convenio Internacional de 29 de noviembre de 1969 sobre
la responsabilidad civil derivada de daños debidos a la
contaminación de las aguas del mar por hidrocarburos 286
Índice
3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio Internacional
sobre la constitución de un Fondo Internacional de
Indemnización de daños debidos a contaminación por
hidrocarburos, 1992, hecho en Londres el 16 de mayo
de 2003 286
3.2. Evolución acuerdos de Kyoto 287
3.2.1. Puntos fundamentales del Protocolo de Kyoto 287
3.2.2. La Décima Conferencia de las Partes 288
3.2.3. La Oficina Española del Cambio Climático 288
3.2.4. La Autoridad Nacional Designada (AND) 288
3.3. Unión Europea 290
3.3.1. Directiva 2003/87/CE, del Parlamento Europeo
y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se
establece un régimen para el comercio de derechos
de emisión de gases de efecto invernadero
en la Comunidad y por la que se modifica la
Directiva 96/61/CE del Consejo 291
3.3.2. Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo
y del Consejo que modifica la Directiva 2003/87/CE
por la que se establece un régimen para el comercio de
derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la
Comunidad, con respecto a los mecanismos de proyectos
del Protocolo de Kyoto 293
3.3.3. Directiva 2001/80/CE del Parlamento Europeo
y del Consejo, de 23 de octubre de 2001, sobre limitación
de emisiones a la atmósfera de determinados agentes
contaminantes procedentes de grandes instalaciones
de combustión 294
3.4. Biocarburantes 294
3.4.1. Fomento de los biocarburantes 295
3.4.2. Producción, logística y distribución de biocarburantes 295
3.5. Grandes instalaciones de combustión 297
3.5.1. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo, por el que se
establecen nuevas normas de emisiones a la atmósfera
de determinados agentes contaminantes procedentes
de grandes instalaciones de combustión y se fijan ciertas
condiciones para el control de las emisiones a la
atmósfera de las refinerías de petróleo 297
Índice
Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de
Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición
la novena edición revisada y actualizada del “Informe
Básico de los Sectores de la Energía, correspondiente al
año 2006.
Siguiendo la pauta establecida en el Informe de 2003,
el año de referencia es el de su publicación, en lugar del
año de los datos estadísticos.
Como en anteriores informes, tratamos de agrupar en
una misma publicación todo el conjunto de datos y esta-
dísticas que, aun siendo públicos, se encuentran disper-
sos en diferentes fuentes, con el fin de facilitar así el
análisis y estudio de los interesados.
La estructura del Informe es la misma que hemos utili-
zado en las versiones anteriores: una parte dedicada al
análisis y comentario de los datos y acontecimientos
del sector energético, y otra dedicada a la recopilación
de los datos estadísticos. Asimismo, incluimos también
la versión del informe en CD, que permite la consulta
desde el propio ordenador.
Además de la información sectorial de carácter técnico,
el informe incluye una revisión actualizada de la legis-
lación relacionada con los sectores energéticos.
Por lo que respecta al sector eléctrico, se recoge toda la
información relativa a su comportamiento en la econo-
mía nacional: los datos de producción, la demanda, la
evolución económica y financiera de los grupos empre-
sariales eléctricos, las estadísticas nacionales e interna-
cionales de precios, y la calidad del suministro. En el
anexo se han incluido los datos estadísticos y las series
históricas para facilitar una mejor comprensión de la
evolución y futuro del sector.
La información sobre el sector del gas se ha mantenido
con la misma estructura de informes anteriores, anali-
zándose las diferentes fases que conforman la industria
del gas en España: aprovisionamiento, regasificación,
transporte, almacenamiento, distribución y comerciali-
zación. En el anexo se han conservado los mismos
apartados que en el informe anterior, con el análisis
financiero del sector y un apartado dedicado a la nor-
mativa de interés aprobada durante el año 2005.
En el apartado dedicado al sector del petróleo se inclu-
ye información sobre el mercado internacional y el
mercado nacional en sus distintas actividades: explora-
ción, y producción, refino, logística y comercializa-
ción, así como el mercado de GLP.
En el capítulo dedicado al Medio Ambiente, se recoge
información sobre emisiones de los diferentes sectores
de la energía, la evolución de los acuerdos de Kyoto y
las directivas de la Unión Europea en materia de Medio
Ambiente.
El punto último del anexo facilita información relativa
a las fuentes sectoriales de la información en sus dife-
rentes formatos: papel, digital, Internet, etc.
En definitiva, el deseo de la Comisión Nacional de
Energía es el de contribuir con éste y con todos sus
informes y publicaciones, al mejor conocimiento y aná-
lisis de los sectores de la energía.
Presentación
9
Electricidad
1.1. El sector eléctrico y la actividadeconómica
En 2005, la economía española registró un crecimiento
del PIB de un 3,4%, (cuadro 1.1.1), tres décimas más
que el año anterior. Como en años precedentes, la prin-
cipal característica de la economía española ha sido la
aceleración del crecimiento de la demanda interna, con
un crecimiento del 5,8%, mientras que las exportaciones
netas detrajeron casi 2 puntos porcentuales al crecimien-
to anual del PIB. Esta evolución del sector exterior con-
tribuyó a un sustancial aumento de las necesidades de
financiación de la economía española, mientras que el
avance de la demanda interna vino acompañado de una
fuerte ampliación de las necesidades de financiación de
las familias y de las empresas no financieras.
Respecto a años anteriores, la principal novedad ha sido la
aceleración de la inversión en bienes de equipo, sin embar-
go esta recuperación no ha sido suficiente para equilibrar
significativamente un patrón de gasto que sigue fuertemen-
te asentado en el consumo y en la inversión en construcción.
Es relevante destacar la capacidad de creación de
empleo de la economía española cuyo ritmo de creación
neta de empleo1 fue de un 3,1%, medio punto por enci-
ma del registrado en el año anterior. Este hecho ha per-
mitido reducir la tasa de paro a niveles que no se cono-
cían en las últimas décadas, a pesar del fuerte incremen-
to de la oferta de trabajo propiciado por las elevadas
1. El sector eléctrico en la economía española
13
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Millones de euros Tasas de variación (%)(precios constantes de 2000) (en términos reales)
2001 2002 2003 2004 2005 02/01 03/02 04/03 05/04
PIB a precios de mercado 679.848 729.008 780.557 837.316 904.323 2,7 2,9 3,1 3,4
VAB a precios de mercado
Sector industrial (*) 119.217 129.605 134.458 139.164 144.872 0,7 0,9 0,7 2,5
Servicios destinados a la venta 412.001 443.889 473.806 507.387 544.577 2,6 2,8 3,5 3,9
Demanda interna 696.443 743.644 798.150 865.784 948.666 6,8 7,3 8,7 5,8
Consumo final 517.419 549.834 582.221 632.137 683.122 3,2 2,8 4,8 4,4
Inversión 179.024 193.810 215.929 233.647 265.544 3,4 6,2 3,9 7,2
Demanda eléctrica en barras de central (GWh) 217.111 221.609 237.020 248.732 259.950 2,8 7,1 4,1 4,5
Peninsular 205.630 209.640 223.892 235.315 245.434 2,8 6,9 4,0 4,3
Extrapeninsular 11.581 11.969 13.128 13.825 14.516 3,4 9,7 5,2 5,0
Consumos
Productos petrolíferos (kt) 68.343 70.220 71.686 73.717 74.746 2,7 2,1 2,8 1,4
Gas natural (GWh) 211.384 242.342 274.613 318.613 376.229 14,6 13,3 16,0 18,1
(*) El sector industrial incluye los productos energéticos y los productos industriales.
Fuente: INE, Boletín Estadístico de Energía Eléctrica e Hidrocarburos e Informe Anual del Banco de España.
Cuadro 1.1.1. Evolución del Producto Interior Bruto, Valor Añadido Bruto por sectores y de la demanda
eléctrica en barras de central
1 Medido por el número de puestos de trabajo equivalente atiempo completo.
cifras de inmigración y el avance de la tasa de participa-
ción, en particular por la creciente incorporación de la
mujer al mercado de trabajo. La economía española ha
continuado avanzando en la convergencia con los países
de la Unión Europea, hasta alcanzar un 91% del nivel de
la renta per cápita de los 15 miembros anteriores a la
ampliación y del 98% para el conjunto de los 25.
En 2005 la demanda total de energía eléctrica, medida
en barras de central (b.c.), alcanzó un crecimiento del
4,5%, cuatro décimas inferior al registrado en el mismo
período del año anterior; la demanda de energía eléctri-
ca peninsular ha crecido un 4,3% respecto al año ante-
rior y la demanda de energía eléctrica en los sistemas
extrapeninsulares alcanzó los 14.516 GWh, un 5,0%
más que el año anterior. En los dos últimos años se
observa una tendencia a la desaceleración del crecimien-
to de la demanda eléctrica.
La demanda máxima de energía y potencia media hora-
ria se registró el 27 de enero con valores de 870 GWh y
43.378 MW, respectivamente, entre las 19-20 horas. La
potencia instalada aumentó en 5.255 MW, lo que supo-
ne un aumento del 7,7% respecto a la del año anterior.
De nuevo la estructura de la producción de energía eléc-
trica durante 2005 se ha visto condicionada por la esca-
sa producción hidráulica, siendo la participación de la
producción hidráulica del 9,1% frente al 14,4% del año
anterior. En 2005, la fuerte sequía ha dado lugar al índi-
ce de producible hidráulico más bajo de los últimos cua-
renta y ocho años, un 0,56. Las reservas de los embalses
se encontraban a finales de 2005 el 41,3% de su capaci-
dad total. Por otro parte, lo más destacado ha sido el
notable aumento de la participación de los ciclos combi-
nados en la producción, respecto a 2005. La producción
de energía eléctrica a través de los ciclos combinados ha
experimentado un incremento del 69,8%, con 49.208
GWh producidos, mientras que en términos de potencia
instalada la variación con respecto al año anterior es de
un 53,5% a nivel nacional y de un 48% en el sistema
peninsular. En el conjunto de los sistemas extrapeninsu-
lares, la demanda ascendió a 14.516 GWh, siendo
13.781 GWh en régimen ordinario y 735 GWh en régi-
men especial (40% eólica).
Respecto a la cobertura de la demanda interna, el 20,3%
ha sido cubierta con energía en régimen especial, y el
79,7% con energía en régimen ordinario. A su vez, la
producción bruta en régimen ordinario se reparte en un
9,1% la hidráulica, un 27,0% la nuclear, un 36,6% el
carbón, un 4,6% el fuel/gas y un 22,6% los ciclos com-
binados. Este último tipo de producción de energía eléc-
trica es la que más crecimiento experimenta con respec-
to al período anterior (8,6 puntos porcentuales más).
El gráfico 1.1.1 muestra la evolución de la tasa de creci-
miento de la demanda eléctrica, de la demanda interna de
la economía española y de sus dos componentes -el consu-
mo y la inversión-, poniéndose de manifiesto la fuerte
correlación entre estas magnitudes. Respecto a la inver-
sión se observan tres fases bien diferenciadas: la primera,
expansiva, que comienza en 1997, con unos fuertes ritmos
de crecimiento, tiene su máximo en 1998 con una tasa de
crecimiento en torno al 10% que se mantendría en 1999; a
partir de entonces comienza la segunda fase que llega
hasta 2001, caracterizada por un crecimiento más modera-
do y con tendencia a la baja, alcanzándose un valor míni-
mo de un 2,5%; la tercera fase cubre 2002, año en el que
anota un 3,4%, continuando con la senda alcista en el que
2005 anota el tope de crecimiento con un 7,2%.
Por otro lado, la demanda interna y el consumo llevan un
ritmo de crecimiento muy parejo, convergiendo en 2004,
año en el que se registró una tasa de variación del 4,8%,
mostrando una fuerte relación ambas magnitudes. En
2005 la tasa de variación del consumo final vuelve a dis-
tanciarse de la demanda interna en casi punto y medio.
14
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En el gráfico 1.1.1 también se muestran las tasas de cre-
cimiento del consumo de productos petrolíferos y del
consumo de gas natural. Destaca el comportamiento del
consumo de gas natural donde se superaron tasas de cre-
cimiento por encima del 30% para 1997 y por encima de
los dos dígitos para el período de 1999-2005 a excepción
de 2001. En 2005 la tasa de crecimiento del consumo de
gas natural anotó un 18,1% la más alta desde 2001.
1.1.1. Evolución de la producción y consumo
de energía eléctrica
En 2005, la producción eléctrica de España se cifró en
292.811 millones de kWh y supuso un crecimiento
anual del 4,5%, catorce décimas menos que en 2004. De
la producción bruta total, el 78% lo aportaron las insta-
laciones en régimen ordinario y el 22% restante las ins-
talaciones acogidas al llamado régimen especial que
incluyen, las renovables, los residuos y la cogeneración.
El 20% de la producción del sistema eléctrico nacional
fue producción de energía eléctrica nuclear, en concreto,
57.539 GWh.
En el gráfico 1.1.2 se observa la evolución, en tasas de
crecimiento desde 1979 a 2005, de la producción total
de energía eléctrica en España, destacando dos períodos
bien diferenciados: en el primero, desde 1979 a 1993, la
media aritmética de las tasas de crecimiento es de 3,3%
y en el segundo, de 1994 a 2005, es de 5,1%. La tasa
media acumulativa, calculada para cada uno de esos
períodos, es de un 3,0 y un 5,4%, respectivamente. La
tasa de crecimiento acumulada de producción de energía
eléctrica del último período anota un 77,5%
Por tipo de combustible en régimen ordinario, destaca la
mayor contribución de los combustibles fósiles con una par-
ticipación del 51% del total, incrementándose dicha partici-
pación respecto el año 2004 en un 18%, debido principal-
mente a la mayor contribución de la producción de gas natu-
ral que se situó del orden del 27%. También ha influido el
hecho de que, por segundo año consecutivo, en 2005 se
registró un fuerte descenso de la producción hidroeléctrica
de casi el 35%, consecuencia de la baja hidraulicidad, repre-
sentando una aportación de tan solo el 7% sobre el total de
producción. Otro hecho destacable es el descenso de la pro-
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Demanda eléctrica en b.c.
Consumos de productos petrolíferos
Demanda interna
Consumo
Consumos de gas natural
Inversión
%
0
5
10
15
20
25
30
35
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 1.1.1. Tasa de variación de la demanda de electricidad y de la demanda interna (%)
Fuentes: INE y REE.
ducción nuclear en un 9,5% respecto de lo producido con
esta tecnología en el año 2004, motivado fundamentalmen-
te por la coincidencia en el tiempo de más de una central
nuclear parada, por recarga de combustible nuclear, y por las
paradas no previstas en Cofrentes y Vandellós II.
En el gráfico 1.1.3 se muestra la evolución del consumo
neto de energía eléctrica en España, medido en tasas de
variación. En 2005 el consumo neto ascendió a 250.796
millones de kWh, un 4,6% superior a 2004.
La media aritmética, para los mismos dos perío-
dos (1979-1993) y (1993-2005), de las tasas de
crecimiento son respectivamente 3,6 y 5,0%,
mientras que la tasa media acumulativa es de un
3,3 y 5,5%.
En los gráficos 1.1.4 y 1.1.5 se representan la evolu-
ción del consumo de gas natural y el consumo de
productos petrolíferos respectivamente, para el perí-
odo comprendido entre 1997 y 2005.
16
Ele
ctri
cidad
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
-1,0
6,3
4,4
0,7
2,3 2,4
6,1
1,4
3,3
4,6
5,9
2,6
5,0
1,1
2,5 2,5
4,4
7,3
3,9
6,77,3
3,4
6,9
-0,1
3,0
5,45,1
3,3
g 79-95 = 3,0
% Variación respecto año anterior
Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual
Tasa media acumulativa decrecimiento entre el periodoindicado
g =
%
6,8
g 94-05 = 5,4
4,5
Tasa acumulada de crecimientoentre el periodo indicado
t =
T 94-05 = 77,52
1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 1.1.2. Evolución de la producción de energía eléctrica (GWh)
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Unesa.
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
-1,0
6,8
4,6
1,3
0,4
4,7 4,7
2,9
2,2
3,84,4
7,2
3,0
6,9
1,0
4,33,6
3,1
4,8
7,37,0
5,9 5,9
3,2
4,1
-0,3
%
6,8
4,6
% Variación respecto año anterior
Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual
Tasa media acumulativa decrecimiento entre el periodoindicado
g = Tasa acumulada de crecimientoentre el periodo indicado
t =
1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004
5,0
3,6
t 94-05 = 72,82
g 79-95 = 3,3
2003 2005
g 94-05 = 5,5
Gráfico 1.1.3. Evolución del consumo neto de energía eléctrica (GWh)
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Unesa.
El gráfico 1.1.4 muestra el consumo español de gas
natural, medido en tasas de variación. En 2005 el consu-
mo de gas natural ascendió a 376.229 GWh, un 18,2%
superior a 2004. La media aritmética de las tasas de
variación del consumo de gas natural para el período
(1997-2005) es de un 16,6%, mientras que la tasa media
acumulativa es de un 16,38%.
El gráfico 1.1.5 muestra el consumo español de produc-
tos petrolíferos en tasas de variación. En 2005 el consu-
mo de productos petrolíferos ascendió a 74.746 miles de
toneladas, un 1,7% superior a 2004. La media aritmética
de las tasas de variación del consumo de productos petro-
líferos para el período (1997-2005) es de un 3,6%, mien-
tras que la tasa media acumulativa es de un 3,6%.
17
Ele
ctri
cidad
Variación Media aritmética Tasa media acumulativag =
%
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
28,4
8,0
10,7 9,1
31,8
14,6
16,6
g 97-05 = 16,38
14,0
18,2
1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
15,2
Gráfico 1.1.4. Evolución del consumo de Gas Natural GWh
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
0
2
4
6
8
10
12
Variación Media aritmética Tasa media acumulativag =
%
4,8
9,5
2,6
4,9
0,5
2,5
3,6
g 97-05 = 3,6
2,8
1,7
3,4
1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 1.1.5. Evolución del consumo de productos petrolíferos Kt
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Nota: El consumo de productos petrolíferos incluye GLP’s, gasolinas, querosenos, gasóleos, fuelóleos y otros.
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
1.1.2. Evolución de la población ocupada
y la participación del sector eléctrico
Como hecho relevante, cabe reseñar que como conse-
cuencia del cambio en la base poblacional (censo
2001), se han revisado todas las series que figuran en
este cuadro 1.1.2., a partir del año 1996.
Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se
han incorporado las nuevas variables obligatorias a
que se refiere el Reglamento (CE) 2257/2003, incor-
porando un nuevo sistema centralizado en la elabora-
ción de entrevistas y nuevo cuestionario. Por tanto, en
el primer trimestre de 2005, se produce una ruptura en
las series de algunas variables.
Los datos de población ocupada de la Encuesta de
Población Activa (EPA) revelan que durante 2005 el
número total de ocupados en España aumentó en más de
1.000.000, lo que supone un crecimiento del 5,6%, hasta
situarse en 18,9 millones de empleados.
Esta tendencia alcista, no se registró por igual en los dis-
tintos sectores de actividad. En concreto, en el sector
agrario, en la industria extractiva, en electricidad, gas y
agua, se registraron los menores crecimientos (1,2 y
1,8%, respectivamente), mientras que los sectores de la
construcción y servicios fueron los más dinámicos en la
creación de empleo. El empleo en el sector de la indus-
tria extractiva, electricidad, gas y agua anotó un creci-
miento de 3.000 ocupados más en 2005 frente al estan-
camiento del año anterior, mientras que la construcción
aumentó en un 4,6%, variación inferior a la experimen-
tada en el año anterior (7,2%). El crecimiento del
empleo en el sector servicios ha sido el más fuerte
(817.000 ocupados más que en 2004), anotando un 7,1%
frente al registrado en el período anterior, con un 4,7%.
Todos estos sectores en conjunto han ayudado al aumen-
to del empleo, creciendo un 5,6%, un 1,7% más que en
el período anterior.
Los sectores de electricidad, agua y gas son intensivos
en capital y absorben un bajo porcentaje del empleo
total. En 2005, la industria extractiva experimenta un
cambio de tendencia, aumentando el número de
empleados.
En los cuadros2 1.1.2 y 1.1.3 así como en los gráficos
1.1.6, 1.1.7 y 1.1.8 se puede apreciar con detalle la evo-
lución de la población ocupada en los seis últimos años
(2000-2005).
18
Ele
ctri
cidad
Industria
Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios
2000 15.506 1.029 14.477 3.082 2,918 164 1.723 9.672
2001 16.146 1.045 15.101 3.177 3.015 162 1.876 10.048
2002 16,629 995 15.634 3.190 3.035 155 1.980 10.464
2003 17.298 991 16.307 3.202 3.038 164 2.102 11.003
2004 17.972 989 16.983 3.212 3.048 164 2.253 11.518
2005 18.973 1.001 17.972 3.280 3.113 167 2.357 12.335
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
Cuadro 1.1.2. Ocupados por sector de actividad (datos expresados en medias trimestrales). Miles de personas
Como rasgos principales de esta evolución, puede desta-
carse, en primer lugar, que la ocupación en el sector
agrario viene observando una tendencia decreciente
desde 2001, hasta registrar menos del millón de perso-
nas ocupadas: en concreto, 989.000 ocupados en 2004,
tendencia que se rompe en 2005 con un ligero aumento.
En segundo lugar, el empleo en el sector servicios pre-
senta un crecimiento continuo desde 1995, pasando de
19
Ele
ctri
cidad
Industria
Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios
2000 – – – – – – – –
2001 4,1 1,6 4,3 3,1 3,3 –1,2 8,9 3,9
2002 3,0 –4,8 3,5 0,4 0,7 –4,3 5,5 4,1
2003 4,0 –0,4 4,3 0,4 0,1 5,8 6,2 5,2
2004 3,9 –0,2 4,1 0,3 0,3 0,0 7,2 4,7
2005 5,6 1,2 5,8 2,1 2,1 1,8 4,6 7,1
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
Cuadro 1.1.3. Población ocupada. Tasas de variación anual por sectores (%)
ServiciosConstrucciónIndustriaAgrarioTotal
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2000 2001 2002 2003 2004
20.000
2005
Gráfico 1.1.6. Población ocupada por sectores
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
2 Como consecuencia del cambio en la base poblacional (censo 2001), se han revisado todas las series que figuran en este cuadro, apartir del año 1996. Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se han implantado las nuevas variables obligatorias a que serefiere el Reglamento CE 2257/2003, sobre adaptación de lista de características de la EPA, por tanto, a partir del primer trimestre de2005, se produce una ruptura metodológica.
9,7 millones de ocupados en 2000 a 12,3 millones en
2005, lo que supone un crecimiento, en términos abso-
lutos, de 2,7 millones de personas en todo el período. En
tercer lugar, se observa un cambio de dirección en la
evolución estable en el sector extractivo, eléctrico, gas y
agua con una ganancia en torno a las 3.000 personas y,
por último, en el sector de las manufacturas se aprecia
un moderado aumento de población ocupada desde
2000, siendo el aumento de la población ocupada de
65.000 en 2005, el mayor desde el 2001.
20
Ele
ctri
cidad
Extrac., electr., gas y agua0,9%
Manufacturera (1)16,4%
Agrario5,3%
Construcción12,4%
Servicios65,0%
Gráfico 1.1.7. Distribución % de población ocupada por sectores año 2005
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
-6,0
-4,0
-2,0
0,0
2,0
4,0
6,0
Total Agrario Manufacturas (1) Extrac., electr., gas y agua ServiciosConstrucción
8,0
10,0
2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 1.1.8. Tasa de variación anual en % por sectores
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
El gráfico 1.1.7. muestra la distribución porcentual de la
población ocupada por sectores de actividad en 2005,
poniéndose de manifiesto que el sector servicios da ocu-
pación a un 65% de la población ocupada, seguido a
gran distancia por el sector manufacturero con el 16,4%
y por la construcción con el 12,4%.
El sector agrario y el sector extractivo, eléctrico, gas y
agua representan en términos de ocupación muy poco
en la economía española, ya que el primero va per-
diendo cada vez más ocupados tanto en términos abso-
lutos como relativos (con excepción de 2000 y 2005)
y, el segundo mantiene una ocupación estable a lo
largo del tiempo, con un leve descenso en 2000 y
2001, recuperándose con un incremento significativo
en 2003.
1.1.3. Evolución de los sectores productivos
de la economía y su participación
en el sector eléctrico
De acuerdo con las estadísticas de energía eléctrica del
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio corres-
pondientes a 2004 (último año publicado), alrededor
del 72,33% de la energía eléctrica distribuida en este
año fue consumida por los sectores productivos de la
economía, porcentaje que se mantiene estable desde
1998. Los principales demandantes de energía eléctri-
ca como input en sus correspondientes procesos pro-
ductivos fueron las actividades relacionadas con la
industria y los servicios destinados a la venta, que
concentraron el 55,06% y el 28,62%, respectivamente,
del total de la energía eléctrica distribuida. Así, se ve
que la evolución de la demanda de electricidad está
muy vinculada a los movimientos registrados por estos
dos sectores.
El gráf ico 1.1.9. y cuadro 1.1.4 muestran la estruc-
tura de la demanda de electricidad en los sectores
productivos de la economía española en 2004. Se
observa que, si bien un 66,61% de los clientes
totales pertenecen a la rama de servicios destina-
dos a la venta, el grueso del consumo eléctrico, un
55,06%, se registra en las ramas industriales, entre
las cuales la siderurgia y fundición, la petroquími-
ca y la química, la metalurgia no férrea y la ali-
mentación, bebidas y tabaco fueron las que partici-
paron en mayor medida en el consumo de electrici-
dad.
El 40,44% de la demanda de electricidad de las activida-
des productivas se genera en los sectores de servicios
tanto no destinados como destinados a la venta, que, a su
vez, representan el 80,76% de los clientes totales.
Dentro de éstos la hostelería y el comercio y servicios
suponen el 66,2% de los clientes y el 26,32% de la
demanda de electricidad.
El cuadro 1.1.4 muestra que los mayores consumos
per cápita se dan en la industria pesada y en la ener-
gética. En estos sectores operan un número muy
pequeño de empresas, que, además, suelen autoabaste-
cerse parcialmente de electricidad. Un destacado
ejemplo es el del sector de las refinerías de petróleo
con un consumo total de 3,05 GWh, un 10,6% más de
consumo que en 2003 y con 188 empresas frente a las
191 del período anterior, (ha pasado de 14.453 MWh
de media en el periodo anterior a 16.242 MWh de
media en 2004).
El sector de la construcción y de servicios destinados a
la venta tienen el consumo per cápita más bajo, siendo
de 12,3 y 20,8 MWh, respectivamente por debajo inclu-
so del promedio de todos los sectores que se encuentra
en 48,4 MWh. En estas ramas, el número de empresas
es mucho más elevado, por lo que su consumo se
encuentra mucho más disperso que en los sectores
industriales.
21
Ele
ctri
cidad
1.1.4. Participación de la factura eléctrica
en el gasto total de los hogares
Aunque no hay tarifas que, en sentido estricto, pue-
dan considerarse de uso doméstico, las tarifas 2.0,
2.0 nocturna (2.0N), y 1.0 son las opciones tarifarias
generalmente aplicadas a las economías domésticas.
No obstante, en la facturación de estas tarifas se
incluyen consumos eléctricos de usos distintos al
doméstico, tales como el de los pequeños comercios
y oficinas.
Considerando que la factura eléctrica de las tarifas 2.0,
2.0N y 1.0 es un buen indicador del gasto doméstico en
electricidad, el Gráfico 1.1.10 presenta la evolución,
durante los diez últimos años, de los importes facturados
en estas tarifas, así como el gasto total de los hogares en
euros corrientes, según la información obtenida de la
Encuesta de los Presupuestos Familiares.
Cabe destacar que desde el 1 de enero de 2003 los con-
sumidores domésticos pueden elegir suministrador e
incluso irse al mercado por lo que a partir de dicha fecha
22
Ele
ctri
cidad
Construcción5%
Industria7%
Agricultura7%
Serviciosdestinadosa la venta
67%
Servicios nodestinadosa la venta
14%
Estructura de clientes de electricidad por ramas de actividad en el año 2004
Construcción1%
Industria55%
Agricultura3%
Serviciosdestinadosa la venta
29%
Servicios nodestinadosa la venta
12%
Estructura de consumo de electricidad por ramas de actividad en el año 2005
Gráfico 1.1.9. Clientes y energía por rama de actividad
Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Ciencia y Tecnología (año 2004).
23
Ele
ctri
cidad
Clientes Energía
% sobre total % sobre total Energía porclientes sectores consumo sectores cliente
Número productivos MWh productivos (MWh)
Agricultura 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,91. Agricultura, Ganadería, Silvicultura,
Caza y Pesca 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,9Industria 254.606 6,99 97.018.122 55,06 381,12. Extracción y aglomeración de carbones 576 0,02 739.750 0,42 1.284,33. Extracción de petróleo y gas 310 0,01 66.679 0,04 215,14. Combustibles nucleares y otras energías 102 0,00 19.339 0,01 189,65. Coquerías 16 1.870,00 13.799 0,01 862,46. Refinerías de petróleo 188 0,01 3.053.420 1,73 16.241,67. Producción y distribución energía eléctrica 4.796 0,13 1.135.753 0,64 236,88. Fábricas de gas-distribución de gas 1.395 0,04 394.882 0,22 283,19. Minas y canteras (no energéticas) 2.289 0,06 1.394.381 0,79 609,2
10. Siderurgia y fundición 5.065 0,14 16.432.829 9,33 3.244,411. Metalurgia no férrea 3.378 0,09 9.188.019 5,21 2.720,012. Industria del vidrio 1.246 0,03 1.544.258 0,88 1.239,413. Cementos, cales y yesos 1.022 0,03 4.785.406 2,72 4.682,414. Otros materiales de la construcción
(loza, porcelana, refractarios, etc.) 13.166 0,36 5.566.245 3,16 422,815. Química y petroquímica 5.860 0,16 11.968.068 6,79 2.042,316. Máquinas y transformados metálicos 49.097 1,35 6.557.845 3,72 133,617. Construcción y reparación naval 681 0,02 236.066 0,13 346,618. Construcción de automóviles y bicicletas 2.469 0,07 3.338.504 1,89 1.352,219. Construcción de otros medios de transporte 342 0,01 366.564 0,21 1.071,820. Alimentación, bebidas y tabaco 55.654 1,53 10.298.086 5,84 185,021. Ind. textil, confección, cuero y calzado 29.164 0,80 3.837.721 2,18 131,622. Ind. de madera y corcho
(excepto fabricación de muebles) 30.143 0,83 2.323.812 1,32 77,123. Pastas papeleras, papel, cartón, manipulados 2.807 0,08 5.805.367 3,29 2.068,224. Artes gráficas y edición 12.761 0,35 1.237.267 0,70 97,025. Ind. caucho, materias plásticas
y otras no especificadas 32.079 0,88 6.714.062 3,81 209,3Construcción 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,326. Construcción y obras públicas 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,3Servicios destinados a la venta 2.426.476 66,61 50.424.934 28,62 20,827. Transportes por ferrocarriles 2.377 0,07 2.746.589 1,56 1.155,528. Otras empresas de transporte 12.879 0,35 1.286,745 0,73 99,929. Hostelería 361.927 9,94 12.093.750 6,86 33,430. Comercio y servicios 2.049.293 56,26 34.297.850 19,46 16,7Servicios no destinados a la venta 515.429 14,15 20.833.190 11,82 40,431. Administración y otros servicios públicos 436.944 12,00 18.273.427 10,37 41,832. Alumbrado público 78.485 2,15 2.559.763 1,45 32,6Total 3.642.676 100,0 176.216 100,0 48,4
(*) Incluye servicio público y autoproducción.
Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (año 2004).
Cuadro 1.1.4. Energía eléctrica distribuida por sectores económicos (*). Año 2003
existe un segmento de clientes, cada vez más importan-
te, que no están sujetos a tarifa integral como se pone de
manifiesto en el gráfico 1.1.10 en el último año.
En 2005, la evolución conjunta de estas tres tarifas eléc-
tricas, como indicador del gasto doméstico en electrici-
dad, muestra un ligero descenso (-0,02%) respecto al año
anterior. Por tarifas, mientras que en la tarifa 2.0 descien-
de la facturación en un 0,58%, en la tarifa 1.0 aumenta un
3,19% y en la tarifa 2.0N lo hace en un 5,22%. En valor
absoluto, la facturación más alta se recauda a través de la
tarifa 2.0 con 6.515 millones de euros.
La tarifa doméstica que más contribuye a la recaudación
por facturación es la tarifa 2.0 con 6.515 millones de
euros, el 89,9% del total de facturación eléctrica de los
hogares, seguido de la tarifa 2.0 N con un 10,0% por
ciento y, por último, la tarifa 1.0 con un 0,1%.
La evolución del gasto total de los hogares ha sido cre-
ciente, pasando de 191.538 millones de euros en 1996 a
363.020 millones de euros en 2005. Esto supone un cre-
cimiento del 7,36% en la tasa media acumulativa en la
última década, sin embargo, la factura eléctrica de las tari-
fas anteriormente señaladas ha evolucionado de modo
más lento: la tasa media acumulativa para los diez últimos
años ha sido de 3,15% (facturación de 5.481 millones de
euros en 1995 y 7.248 millones de euros en 2005).
La explicación del ligero descenso en la facturación de
estas tres tarifas eléctricas es que en 2005 existe ya un
segmento de clientes domésticos que estaban incluidos
hasta 2003 en régimen de tarifa y ahora están en merca-
do. Por tanto, la facturación global de estas tres tarifas
ya no integra a todos los clientes domésticos.
1.1.5. Participación de la electricidad
en el balance energético
En el gráfico 1.1.11 está representada la evolución del con-
sumo de energía final para el período 1993-2005, según las
Estadísticas y Balances Energéticos del Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio, medida en kilotoneladas
equivalentes de petróleo (Ktep). Durante 2005 la energía
eléctrica utilizada como energía final representó el 19,4%
del total de la energía consumida en términos físicos. Las
24
Ele
ctri
cidad
Gasto Total de los Hogares Facturación eléctrica hogares
7.700
7.200
6.700
6.200
5.700
5.200
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
329.589
7.250
6.410
5.6975.6465.546
5.4225.5705.481
304.968290.052276.621
252.685228.035
211.185201.401191.538
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
6.947
363.020
7.248
Gráfico 1.1.10. La factura eléctrica y el gasto total de los hogares (precios corrientes en millones de euros)
Fuentes: INE y CNE.
otras energías finales consumidas fueron los productos
petrolíferos (un 58,3%), el gas (un 16,6%), las energías
renovables (un 3,5%) y el carbón (un 2,2%).
Entre las fuentes energéticas habitualmente empleadas, el
gas ha sido el que ha mostrado un mayor aumento, pasan-
do de 5.131 Ktep en 1993 a 17.703 Ktep en 2005, repre-
sentando una tasa de crecimiento del 5,3% en 2005. La
electricidad es la segunda energía final con mayor ritmo de
crecimiento, registrando en 2005 un 4,4%. El petróleo
experimentó un crecimiento de un 1,06% en 2005.
El consumo de energías renovables se mantiene estable
a lo largo de estos últimos once años, siendo 2004 el año
de despegue en las energías renovables. En 1995 el con-
sumo desciende bruscamente en un 5,45% y a partir de
ese año se mantiene en niveles superiores a los 3.500
Ktep. En 2005 su tasa de crecimiento ha descendido
considerablemente, ya que en 2004 creció cerca del 9%
mientras que en 2005 se ha situado en un 0,4%, dos
décimas por encima de la tasa media acumulativa regis-
trada para el período 1993-2005.
El carbón mantiene una tendencia decreciente, reducién-
dose su consumo entre 1993 y 2005 a una tasa media anual
de un 2,5%, destacando, no obstante, que en 1998 se rom-
pió esa tendencia, ya que, respecto a 1997, experimentó un
crecimiento superior a un 9%. Desde el 2000 hasta el 2005
el consumo de carbón ha registrado tasas de variación
negativas, registrándose en 2005 la tasa más negativa, con
un descenso del 4,5% con respecto al año anterior, situán-
dose por primera vez por debajo de los 2.300 Ktep.
La evolución del consumo total de energía es durante
todo el periodo analizado (1993-2005) creciente. Sin
embargo, aunque la tasa de variación de 2005 es positi-
va, se observa un descenso en el crecimiento del consu-
mo de energía (2,2% en 2005 y un 3,77% en 2004).
25
Ele
ctri
cidad
Ktep
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
Carbón Productos petrolíferos Gas Electricidad Energías renovables
1993 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041994 19961995 2003 2005(*)
* Datos provisionales
Gráfico 1.1.11. Evolución del consumo de energía final
Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio/Estadísticas y Balances Energéticos.
Esta evolución del balance energético ha permitido que
tanto la electricidad como el gas hayan ganado posicio-
nes en detrimento del resto de energías finales. Esto se
comprueba porque, en 2005, las dos fuentes energéticas
que mayor peso relativo tienen en el consumo nacional
de energía final, después del petróleo, son la electricidad
y el gas con un 19,4% y un 16,6%, respectivamente
(frente a pesos en 2004 de 19 y 16,1% respectivamente),
seguidas de las energías renovables con un 3,5% (3,7%
en 2004) y el carbón con un 2,2% (2,4% en 2004).
Utilizando los datos del gráfico 1.1.11, medidos en
Ktep, se observa que en 2005, la electricidad se utilizó
1,17 veces más que el gas y 9 veces más que el carbón.
El petróleo es la energía final más empleada en España,
representando su consumo 3 veces el de la electricidad.
La evolución del consumo final de energía durante estos
trece años analizados, según la tasa media acumulativa
de las distintas energías finales es claramente favorable
para el gas con un 10,9%, la única que crece muy por
encima de la energía total, (cuyo crecimiento acumula-
do se sitúa en un 4%), seguido de la electricidad con un
5,0%, el petróleo con un 3,1%, las energías renovables
con un 0,2% y el carbón que tiene tasa media acumula-
tiva negativa de un 2,5%.
1.2. El sector eléctrico y la inversión
El gráfico 1.2.1 presenta, para el período 1995–2005, la
evolución de la inversión (gasto en adquisición de inmo-
vilizado material e inmaterial), realizada por los princi-
pales grupos empresariales eléctricos, y de la Formación
Bruta de Capital Fijo (FBCF) total de la economía.
La participación porcentual de la inversión del sector eléc-
trico en la FBCF ha tenido tres periodos: inicialmente es
decreciente, pasando de un 2,3% en 1995 al 1,5% en
1998, año en el que hay un punto de inflexión, anotando
un 2,5% en 1999 hasta un 5,1% que registra en 2001 para
de nuevo volver a una trayectoria decreciente, registrando
un 2,8% en 2004. En 2005 cambia la tendencia decrecien-
te que registraba en los tres últimos años con un ligero
aumento de 3 décimas con respecto al ejercicio anterior.
Las inversiones en inmovilizado material e inmaterial
realizadas en 2005 por los principales grupos eléctricos
ascienden a 8.316 millones de euros, un aumento signi-
ficativo del 25,9% respecto al año anterior.
En valores absolutos la FBCF de la economía española
ha pasado de 96.250 millones de euros en 1995 a
265.544 millones de euros en 2005, un crecimiento de
169.294 millones de euros, lo que supone una tasa de
crecimiento media acumulativa para el período analiza-
do de un 10,7%.
Por su parte, la inversión en inmovilizado del sector
eléctrico ha pasado de 2.246 millones de euros en 1995
a 8.316 millones de euros en 2005, lo que supone una
tasa de crecimiento media acumulativa para el período
de un 14%, ritmo de crecimiento en términos relativos
más acelerado que el de la FBCF.
De acuerdo con los planes de inversiones previstos, las
empresas integradas en UNESA han centrado sus inver-
siones fundamentalmente en la construcción de nuevas
centrales de ciclo combinado y en instalaciones que uti-
lizan fuentes de energía renovables, sobre todo parques
eólicos. Según los datos provisionales, el total de inver-
siones realizadas durante 2005, se cuantifican en un
importe de 5.000 millones de euros, un 12,5% más que
en el año 2004, de los cuales 3.010 corresponden a
inversiones en generación y los restantes 1.990 millones
de euros en distribución.
Estas cifras responden, exclusivamente, a las actividades
eléctricas nacionales y se refieren en todos los casos a
26
Ele
ctri
cidad
inversiones en inmovilizado material realizadas entre el
1 de enero y el 31 de diciembre de 2005, incluyendo las
realizadas por las empresas de UNESA en el régimen
especial; por el contrario, no se computan aquí otras
inversiones realizadas por las empresas en actividades
no eléctricas, ni en el extranjero.
En el gráfico 1.2.2 se observa la evolución de las tasas
de variación, respecto al año anterior, de la FBCF en la
economía nacional así como de la variación de la inver-
sión de inmovilizado en el sector eléctrico.
En dicho gráfico se muestra cómo desde 1999 hasta
2001 la tasa de variación de la inversión en el sector eléc-
trico resultó notoriamente más alta que la tasa de varia-
ción de la FBCF en la economía nacional. Sin embargo,
de 2001 a 2004 esta fue inferior, volviendo a cambiar en
2005 en el que ambas tasas de variación son positivas.
27
Ele
ctri
cidad
0
Mill
ones
de
euro
s
FBCF total economía (escala izquierda) Inversión sector eléctrico (escala izquierda) Inversión sector/FBCF (%) (escala derecha)
%
101.463 109.992124.333
142.462
176.507191.004
233.647
2.246 2.250 1.971 1.811 3.520 6.625 8.986 6.932 6.604
96.250
5,1%211.334
6.785
3,2%
265.544
6.316
3,1%
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
200.000
225.000
250.000
162.806
2,3%2,5%
3,6%4,1%
2,2%1,8%
2,8%
1,5%
(P) Estimación provisional (A) Estimación avance
2,0%
3,0%
4,0%
5,0%
6,0%
0,0%
1,0%
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 (P) 2002 (P) 2004 (A)2003 (P) 2005 (A)
Gráfico 1.2.1. Evolución de la FBCF de la economía y de la inversión de los principales grupos eléctricos,
a precios constantes, y participación porcentual de la inversión de ese sector en la FBCF
Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.
120
100
80
60
40
20
0
–20
–40
%
Tasa de variación de la FBCF en la economía nacional Tasa de variación de la inversión en el sector eléctrico
97-96 98-97 99-98 00-99 01-00 02-01* 04-0396-95 03-02 05-04
7,4
3,6
5,5 2,5 2,2 3,0
–8,1
94,4 88,2
35,6
–2,1
4,1 10,6
0,2
–12,4–22,9
–2,7
5,2
25,9
13,7
Gráfico 1.2.2. Tasas de variación de la FBCF en el total de la economía, y de la inversión en el sector eléctrico
Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.
1.3. El sector eléctrico y el sector exterior
El cuadro 1.3.1 muestra las importaciones y exportacio-
nes de electricidad desde 1995 a 2005, en relación con
el comercio exterior energético y el comercio total de
bienes. Se observa la escasa participación del saldo de
electricidad en el conjunto de bienes intercambiados con
el resto del mundo (2,72 por mil sobre las exportaciones
y el 2,02 por mil de las importaciones, en 2005).
Respecto de los intercambios exteriores de energía, la
electricidad supuso un 14,66 y un 62,68 por mil de las
importaciones y exportaciones energéticas, respectiva-
mente. En 2005, las exportaciones de electricidad han
descendido un 18,41% con respecto al ejercicio anterior
en el que experimentó un fuerte crecimiento. Las impor-
taciones continúan creciendo a un ritmo elevado, (anota-
do un 28,67% de crecimiento en 2005), aunque inferior
al del año anterior (crecimiento del 41% en 2004). Las
importaciones de electricidad siguen cada año teniendo
un mayor peso relativo respecto a los intercambios del
conjunto de bienes con el resto del mundo.
Las importaciones totales han aumentado un 11,02%
frente al año anterior, en el que aumentó un 12,59%.
Por sectores, las importaciones españolas han registrado
en 2005 aumentos muy significativos de un 36,8% y un
28,67% en el total del sector energético y en el eléctri-
co, respectivamente.
Las importaciones de productos energéticos han pasado
de los 19.185 millones de euros en 2003 a los 31.924
millones de euros en 2005.
Las exportaciones han aumentado un 4,52% en 2005
frente al año anterior, en el que aumentaron un 6,38%.
Por sectores, las exportaciones españolas han registrado
en 2005 un aumento de un 19,72% en el total sector
28
Ele
ctri
cidad
Importaciones a precios corrientes Exportaciones a precios corrientes
Electricidad Electricidad Electricidad ElectricidadAño Total Total Tasas sobre total sobre total Total Total Tasas sobre total sobre total
Total sector electricidad de variación importaciones energético Total sector electricidad de variación exportaciones energéticoenergético (%) (‰) (‰) energético (%) (‰) (‰)
1995 87.142 7.274 129 — 1,48 17,79 69.962 1.463 20 — 0,29 13,91
1996 94.179 8.763 161 24,36 1,71 18,36 78.212 1.914 55 168,30 0,70 28,53
1997 109.469 9.785 95 –41,05 0,87 9,69 93.419 2.341 112 104,91 1,20 47,79
1998 112.856 7.832 90 –5,14 0,75 11,49 99.850 2.060 34 –69,80 0,35 16,40
1999 139.094 9.949 130 13,94 0,75 10,30 104.789 2.297 53 57,98 0,52 23,24
2000 169.468 20.433 117 13,87 0,70 5,71 124.177 4.573 114 114,37 0,93 25,02
2001 173.210 19.387 208 78,19 1,21 10,85 129.771 3.763 106 –7,37 0,82 28,25
2002 175.268 18.968 239 14,90 1,38 12,75 133.268 3.474 108 1,89 0,83 34,82
2003 185.114 19.185 258 7,99 1,39 13,45 138.119 4.219 246 127,78 1,78 58,30
2004 208.411 23.337 364 40,95 1,75 15,59 146.925 5.562 512 107,95 3,48 91,98
2005(p) 231.372 31.924 468 28,67 2,02 14,66 153.559 6.659 417 –18,41 2,72 62,68
Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).
Cuadro 1.3.1. Evolución de las importaciones y exportaciones totales y de electricidad (millones de euros)
energético (inferior al 32% del período anterior) y con
respecto a las exportaciones de electricidad hay un des-
censo del 18,41%, rompiendo la tendencia de crecimien-
to que registraba en los últimos tres años.
Las exportaciones de productos energéticos han pasado
de los 4.219 millones de euros en 2003 a 6.659 millones
de euros en 2005.
En los gráficos 1.3.1 y 1.3.2, se representa la distribu-
ción de las importaciones y exportaciones de energía
eléctrica de España en 2005.
En 2005, España importó energía eléctrica principal-
mente de Portugal en un 54% mientras que el año ante-
rior fue Francia el país del que España importó más
electricidad un 58%; las exportaciones de energía eléc-
trica se realizaron principalmente a dos países: Portugal
con un 76% y Marruecos con un 10%.
1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico
El año 2005 ha vuelto a ser, por tercera vez consecutiva,
un año de resultados bursátiles positivos, a pesar de que el
alza en los precios del petróleo y la inflación han seguido
amenazando las perspectivas de crecimiento de los países.
A estos dos importantes factores, se suma la política
monetaria de sesgo alcista protagonizada por Estados
Unidos, y seguida de manera tímida desde Europa.
Las pautas que han marcado la evolución de la bolsa
española durante el 2005 han sido la solidez de los resul-
tados de las compañías cotizadas y una elevada liquidez
en el sector financiero internacional, que ha encontrado
en los mercados españoles un lugar destacado en el que
materializar sus estrategias de inversión.
La bolsa española ha tenido una ganancia superior al
18,20% en su índice IBEX-35, por delante de la bolsa de
Nueva York y la de Londres. La rentabilidad totalpara el
accionista (incluyendo dividendos) ha sido del 21,98%
medida a través del IBEX-35. Esta rentabilidad adicio-
nal del 3,78% respecto a las ganancias de capital es
reflejo de la relevancia adquirida por la retribución al
accionista por dividendos y otros pagos.
En 2005, la actuación de las Autoridades Monetarias,
tanto de la Reserva Federal Norteamericana como del
29
Ele
ctri
cidad
Francia5,5%
Portugal76,1%
Marruecos10,3%
Suiza2,2%
Otros3,1%
Andorra2,7%
Francia3,9%
Otros5,1%
Suiza4,3%
Portugal53,7%
Gráfico 1.3.1. Distribución de la importación de
energía eléctrica de España en 2005
Gráfico 1.3.2. Distribución de la exportación de
energía eléctrica de España en 2005
Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).
Banco Central Europeo, ha estado marcada por un cam-
bio en el signo de su política monetaria, que comenzó a
vislumbrarse en 2004 y que ha visto su consolidación en
2005. Así, la Reserva Federal Norteamericana ha subido
hasta siete veces los tipos, en escalones de 25 puntos
básicos, hasta dejarlo a finales de 2005 en el 4%. Por su
parte, el BCE realizó una sola subida, de un cuarto de
punto porcentual, hasta dejarlo en el 2,25%.
El volumen de contratación de la bolsa española alcan-
zó los 848.209 millones de euros negociados en el
Sistema Electrónico (SIBE), creciendo un 33,17%, y
registrando así alzas por tercer año consecutivo, lo que
la ha situado entre las diez mayores bolsas del mundo
por volumen de efectivo contratado y por capitalización
bursátil de las empresas que la componen. De hecho, la
capitalización en el mercado también ha marcado máxi-
mos, 855.311 millones de euros, en parte gracias al
mantenimiento de la confianza de los inversores.
Durante 2005, y en relación al incremento de la capita-
lización, destaca la incorporación a cotización de
Corporación Dermoestética como primera empresa del
mundo que cotiza dentro de su sector.
En el capítulo de remuneración al accionista, ésta ha
sido especialmente relevante en 2005, puesto que se han
roto todos los registros históricos de reparto de dividen-
dos, alcanzando un valor efectivo de 19.000 millones de
euros pagados hasta finales de noviembre, un 35% mas
que el mismo periodo del año anterior (14.077 millones
de euros).
Por su parte, la deuda corporativa ha vuelto a registrar en
2005 niveles sin precedentes, con tasas de crecimiento
del 55%, superando así a las ya elevadas cifras de años
anteriores. Entre enero y diciembre se negociaron
872.285 millones de euros de deuda corporativa, mos-
trándose una vez más como una de las principales fuen-
tes de financiación de la economía privada. En 2005, la
nueva deuda corporativa admitida a cotización registro
411.781 millones de euros, superando el máximo conse-
guido en 2004 (328.202 millones de euros).
Respecto a las operaciones de fusión y adquisición, en
2005, las operaciones más relevantes han sido protagoni-
zadas por Telefónica. La compañía de telecomunicaciones
culminó en enero de 2005 la adquisición de las operado-
ras móviles de Bellsouth en Latinoamérica, proceso que
había comenzado en la segunda mitad de 2004. Por otra
parte, en septiembre de 2005 terminó el proceso de acep-
tación de la OPA lanzada por Telefónica sobre la operado-
ra de telefonía de la República Checa, alcanzado su parti-
cipación en el capital de la misma el 69,4%. Por último,
en octubre de 2005, Telefónica anunció el lanzamiento de
una OPA vinculante sobre la totalidad del capital de la
operadora inglesa de telefonía móvil O2, por un importe
aproximado de 26.110 millones de euros. Además, duran-
te 2005, el atractivo de las compañías de mediano tamaño
cotizadas se ha vuelto a poner de manifiesto al convertir-
se en objetivo de inversores nacionales e internacionales,
en muchos casos compañías de capital riesgo.
Finalmente, respecto al proceso de fusiones y adquisi-
ciones, cabe destacar la OPA lanzada, el 5 de septiembre
de 2005, por Gas Natural sobre Endesa, y que, hasta el
momento, no ha sido resuelta.
La evolución bursátil de 2005 refleja, al igual que la de
2004, la consolidación y solidez del proceso de recupera-
ción experimentado por las empresas, proceso que se ini-
ció en 2003 tras superar los resultados negativos de 2002.
Estos favorables resultados han llevado a que el Índice
General de la Bolsa de Madrid (IGBM) finalizara el 2005
un 20,56% por encima respecto al cierre de 2004.
Por su parte, el IBEX-35 cerró el ejercicio 2005 en los
10.733,90 puntos, lo que supuso una revalorización del
18,20%.
30
Ele
ctri
cidad
En el cuadro 1.4.1 están representadas las cotizaciones
de los principales grupos eléctricos en la Bolsa de
Madrid a 31 de diciembre para el período 1995-2005,
salvo el caso de REE que empezó a cotizar en bolsa en
el año 1999 y de HIDROCANTÁBRICO que dejó de
cotizar en junio de 2002.
El cuadro 1.4.2 y el gráfico 1.4.1, recogen las tasas de
variación interanual de La cotización en la Bolsa de
Madrid de los cinco grupos eléctricos más importantes.
En 2005 todos los principales grupos empresariales
eléctricos analizados en el cuadro 1.4.2 presentan tasas
de variación positivas, de dos dígitos, siguiendo así con
la recuperación iniciada en 2003. UNION FENOSA
junto con REE han sido las empresas eléctricas que
mayor crecimiento en su cotización han experimentado,
con un 62,43% y un 58,55% respectivamente. UNION
FENOSA es la empresa eléctrica que a cierre de 2005
tiene, por segundo año consecutivo la cotización más
elevada de los cuatro grupos eléctricos, con 31,43 euros
por acción.
Con base 31 de diciembre de 2004, aparecieron nuevos
subíndices sectoriales del IGBM, y desaparecieron los
que existían con anterioridad a esta fecha.
En el gráfico 1.4.2 se muestra la evolución de algunos
de los subíndices sectoriales más importantes desde su
estreno. De especial relevancia es la evolución de los
31
Ele
ctri
cidad
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Endesa (*) 3,26 4,36 5,57 10,22 8,05 10,33 13,88 16,26 22,60 19,71 18,15 17,57 11,15 15,25 17,29 22,22
Iberdrola 4,03 4,27 4,06 6,16 4,88 6,67 11,06 12,05 15,96 13,76 13,35 14,62 13,35 15,67 18,70 23,09
Unión Fenosa 3,16 3,44 2,52 3,61 3,29 4,39 8,38 8,77 14,75 17,34 19,55 18,18 12,55 14,89 19,35 31,43
Hidrocantábrico (**) 8,52 10,88 11,72 26,14 21,64 25,24 29,78 13,38 15,75 13,98 19,9 26,5 — — — —
REE 6,00 10,05 10,45 9,64 13,00 16,50 26,16
(*) Datos homogeneizados al desdoblamiento del nominal de la acción realizado el 24 de julio de 1997 (4 x 1).(**) Hidrocantábrico en la segunda mitad del 2002 deja de cotizar en Bolsa.
Fuente: Bolsa de Madrid e informes anuales.
Cuadro 1.4.1. Cotizaciones de los principales grupos eléctricos (31 de diciembre de cada año en euros)
1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04
Endesa 34,36 17,10 39,01 –12,78 –7,91 –3,20 –36,54 36,77 13,38 28,51
Iberdrola 65,77 8,97 32,44 –13,77 –2,97 9,51 –8,69 17,38 19,34 23,48
Unión Fenosa 91,10 4,66 68,10 17,52 12,74 –7,01 –30,97 18,65 29,95 62,43
Hidrocantábrico 17,98 34,81 17,67 –11,22 42,34 33,17 — — — —
REE — — — –22,88 67,50 3,98 -7,75 34,85 26,92 58,55
Notas: Datos al cierre de cada año.Para REE, la variación del año 1999 se refiere al período julio-diciembre, mes en el que empezó a cotizar.
Fuente: Bolsa de Madrid.
Cuadro 1.4.2. Variación interanual en porcentaje
subíndices de químicas y de construcción, que a finales
de 2005 acabaron con una revalorización de un 114% y
un 54% respectivamente. Por su parte, los subíndices
relacionados con la energía; electricidad y gas, y petró-
leo, finalizaron también por encima de sus niveles de
principios de 2005, con subidas del 27% y del 34% res-
pectivamente.
En el cuadro 1.4.3 se muestra la evolución desde 1997
del IBEX-35, junto al IBEX Utilities, IBEX Financiero y
IBEX Industrial. Estos tres últimos índices dejaron de
cotizar en junio de 2005, por lo que los valores que regis-
tran estos subíndices del IBEX-35, corresponden a 30 de
junio. La tasa de variación que anotan el IBEX Utilities,
el IBEX Financiero y el IBEX Industrial para ese mismo
período es de un 9,6, 3,6 y 16,2 %, respectivamente. Los
tres índices registraron un rendimiento inferior al del
IBEX-35. La rentabilidad de este último fue del 16,3%.
El gráfico 1.4.3 muestra la evolución de las cotizacio-
nes, al cierre diario desde enero de 2002 a diciembre de
2005, en la Bolsa de Madrid, de los cuatro principales
grupos eléctricos (ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN
FENOSA Y REE) que cotizan en la actualidad, junto al
IBEX-35.
El gráfico realiza una comparación de la evolución diaria
tomando como base 100 el 1 de enero de 2002. Destaca la
fuerte caída sufrida por todos los grupos y por el IBEX-35
en 2002 y cómo todos los grupos, a finales de 2005, ya
han recuperado los niveles de inicio de enero de 2002.
En el gráfico 1.4.4, por su parte, se muestra la evolución
de los principales grupos energéticos cotizados (Endesa,
Iberdrola, Unión Fenosa, Gas Natural, Repsol y Cepsa)
y del IBEX Utilities, hasta junio de 2005, tomando
como punto de partida el 1 de enero de 1990 (base 100).
En este gráfico se puede observar la importante revalo-
rización sufrida por todos los valores desde 1990 y el
excelente comportamiento de Gas Natural y de Unión
Fenosa, que en el periodo analizado ha visto crecer su
cotización por encima del 800%.
En el cuadro 1.4.4 están representadas las cotizaciones de
los cinco grupos empresariales eléctricos, ya citados, ade-
más de Gas Natural, Repsol y Cepsa a cierre del ejercicio.
32
Ele
ctri
cidad
Iberdrola Unión Fenosa Hidrocantábrico R.E.E.Endesa
%
-60,00
-40,00
-20,00
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
1996-95 1997-96 1998-97 1999-98 2000-99 2001-00 2002-01 2004-032003-02 2005-04
Gráfico 1.4.1. Evolución de las tasas de variación de las cotizaciones de los principales grupos eléctricos
Fuente: Bolsa de Madrid.
33
Ele
ctri
cidad
Dic.
Dic.
Dic.
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Dic.
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1998
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1999
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34
Ele
ctri
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ENDESAIBERDROLARED ELECTRICA DE ESPAÑA
20020
UNION FENOSAIBEX 35 - PRICE INDEX
50
100
150
200
250
300
2002 2002 2002
Gráfico 1.4.3. Comparativa de los principales grupos energéticos con el Ibex Utilities (1990-2004)
Fuente: Datastream.
IGM BANCOSIGM QUIMICASIGM TECNOLOGIA-TELECOMUNICACIONESIGM CONSTRUCCIONES
IGM ELECTRICIDAD Y GASIGM ALIMENTACION Y BEBIDASIGM PETROLEO
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
J F M A M J J A S O N D J F M A M J
Gráfico 1.4.2. Cotización eléctricas - Ibex-35
Fuente: Datastream.
35
Ele
ctri
cidad
ENDESAIBERDROLAUNION FENOSAGAS NATURAL SDG
0
REPSOL YPFCEPSAIBEX UTILITIES
90
200
400
600
800
1000
1200
1400
91 92 93 94 95 96 96 98 99 00 01 02 03 04 05
Gráfico 1.4.2. Cotización eléctricas - Ibex-35
Fuente: Datastream.
En virtud de la Ley del Sector Eléctrico y de sus dispo-
siciones de desarrollo a comienzos de 1998, se puso en
marcha el funcionamiento del mercado de producción
de energía eléctrica, en el que se establece el precio para
la generación de esa energía y la explotación de las cen-
trales eléctricas por medio de las ofertas económicas
presentadas por los agentes.
Así, además de exponer los aspectos más relevantes del
octavo ejercicio de este mercado, en esta sección se ofre-
ce una revisión de las actividades realizadas por las
empresas eléctricas y se analiza la situación de las mis-
mas, en lo que se refiere a la estructura de propiedad, la
retribución y los principales resultados.
2.1. El mercado de producción de energíaeléctrica
2.1.1. Organización del mercado
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico, establece que el mercado de producción es
gestionado por dos Operadores: el Operador del
Mercado (la Compañía Operadora del Mercado Español
de Electricidad, S.A. – OMEL), que es el responsable de
la gestión económica del mercado, y el Operador del
Sistema, Red Eléctrica de España, que es el responsable
de la gestión técnica. En el Real decreto Ley 5/2005, de
11 de marzo, de medidas urgentes para el impulso a la
productividad y para mejora de la contratación pública,
se regulan un conjunto de reformas en el ámbito energé-
tico, modificando parte de las funciones que hasta ahora
venia realizando cada operador y atribuyendo al
Operador del Sistema la gestión económica de los mer-
cados que gestiona y que son de sus competencia.
Los vendedores en el mercado son los productores de
electricidad (empresas generadoras), los agentes exter-
nos (importaciones de electricidad) y los comercializa-
dores (importaciones de electricidad y energía proce-
dente de contratos bilaterales con productores en régi-
men especial); los compradores en el mercado son las
empresas distribuidoras (suministro a tarifa), los comer-
cializadores (venta a consumidores cualificados), los
agentes externos (exportaciones de electricidad) y los
propios consumidores cualificados.
Los productores, agentes externos, consumidores cualifi-
cados y, desde la publicación del Real Decreto-Ley
6/2000, también los comercializadores, pueden optar por
acudir al mercado organizado, presentando ofertas econó-
micas, o firmar y ejecutar contratos bilaterales físicos.
El mercado organizado se estructura en un conjunto de
sesiones celebradas el día anterior y el propio día del
suministro de energía eléctrica, en las que se determinan
los diferentes componentes del precio final de genera-
ción y la programación de los grupos generadores.
La secuencia de operaciones del mercado de producción
es la siguiente:
— Se cierra la presentación de ofertas al mercado dia-
rio a las 10h. Se publican los resultados del merca-
do, precios y programas horarios a las 11h.
— El Operador del Sistema analiza el programa resul-
tante del mercado diario y de los contratos bilatera-
les físicos para garantizar la fiabilidad y la seguridad
del suministro. En caso de existir restricciones técni-
cas, modifica, en colaboración con el Operador del
Mercado, el programa de producción, publicando los
resultados de esta gestión de restricciones técnicas a
las 14h.
— Red Eléctrica convoca y resuelve la subasta de banda
de regulación secundaria a subir y a bajar, cuyo
resultado se publica a las 16h.
2. La producción y la oferta eléctricas
37
Ele
ctri
cidad
— A continuación, OMEL convoca las distintas sesio-
nes del mercado intradiario (cinco a finales de 1998
y seis a partir de 1999), donde los agentes pueden
negociar ajustes a sus programas de producción y
consumo.
— El equilibrio entre la generación y la demanda en el
momento del suministro se sostiene mediante la uti-
lización de servicios complementarios.
2.1.2. Resultados del mercado en el año 2005
En el mercado de producción se ha negociado una ener-
gía de 230.731 GWh, lo que supone un aumento en
torno al 8,31% respecto al año 2004 (3,3 puntos porcen-
tuales superior al incremento de demanda en barras de
central, debido al aumento de la participación de insta-
laciones de régimen especial en el mercado), y que
representa aproximadamente el 93% de la demanda en
barras de central, de energía eléctrica en la Península. El
precio medio final del mercado ha sido de 6,242
c€/kWh. El precio del mercado diario ha representado
del orden del 89% del precio final, la garantía de poten-
cia alrededor del 7% y la solución a las restricciones téc-
nicas, banda de regulación secundaria y otros procesos
de operación técnica, el 4%.
En el cuadro 2.1.1 se presenta información mensual de
los precios horarios finales y las correspondientes ener-
gías en el mercado de producción: energía total adquiri-
da y energías negociadas en los distintos mercados. Los
precios indicados, son valores medios, por lo que no se
corresponden con los valores aplicados a cada tipo de
agente: distribuidor, comercializador, agente externo,
etc. Además, los sobrecostes de energías de operación
sólo deberán ser aplicados a aquellos agentes que pre-
senten desvíos de programa.
2.1.3. Participación en el mercado
Durante el año 2005, el consumo de energía en el mer-
cado libre se ha incrementado en un 15,7% respecto al
38
Ele
ctri
cidad
Mercado de producción Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. TOTAL
Precio final (c€/kWh) 5,076 5,477 6,408 5,162 5,251 7,029 7,466 6,006 6,551 5,995 6,510 7,676 6,242
Mercado diario 4,418 4,829 5,718 4,503 4,616 6,34 6,691 5,29 5,873 5,296 5,865 7,018 5,573
Mercado intradiario –0,002 0,000 0,000 –0,001 –0,002 –0,015 –0,023 –0,005 –0,018 –0,016 –0,016 –0,015 –0,018
Mercados de operación 0,209 0,194 0,242 0,212 0,194 0,255 0,349 0,271 0,251 0,273 0,218 0,226 0,238
Restricciones técnicas 0,091 0,067 0,031 0,036 0,032 0,043 0,089 0,052 0,052 0,071 0,045 0,05 0,055
Banda de regulación 0,073 0,091 0,142 0,122 0,127 0,15 0,183 0,177 0,174 0,156 0,119 0,12 0,136
Operación técnica 0,045 0,036 0,069 0,054 0,035 0,062 0,077 0,042 0,025 0,046 0,054 0,056 0,047
Garantía de potencia 0,451 0,455 0,448 0,448 0,444 0,448 0,45 0,45 0,446 0,442 0,443 0,447 0,448
Energía adquirida(GWh) 20.234 18.962 19.135 17.212 18.017 19.618 20.875 19.108 19.425 19.371 18.875 19.899 230.731
Mercado diario 18.695 17.558 18.852 16.654 17.473 19.075 20.525 18.677 19.076 18.732 18.330 19.644 223.290
Mercado intradiario 2.620 2.448 1.698 1.449 1.524 1.615 1.456 1.511 1.546 1.698 1.533 1.738 20.836
Operación técnica 839 672 804 669 653 692 709 713 593 549 669 837 8.401
Fuente: OMEL.
Cuadro 2.1.1. Sistema peninsular. Mercado eléctrico. Resumen 2005
año 2004, alcanzando el 38% del total de energía
demandada en el mercado. Sin embargo, el suministro a
tarifa no ha disminuido en la misma proporción respec-
to al año anterior, debido a que como se ha comentado
anteriormente se ha incrementado el volumen de energía
gestionada en el mercado en mayor medida que la
demanda en barras de central en el año 2005, debido a la
mayor participación de las instalaciones de régimen
especial (en particular la eólica). Estas instalaciones en
el año 2005 han multiplicado por tres las ventas de ener-
gía en el mercado respecto al año 2004, por lo que los
distribuidores han tenido que descontar menos energía
en sus previsiones de compras en mercado para el sumi-
nistro a tarifa, aumentando por tanto la cuota del sumi-
nistro a tarifa en mercado en mayor proporción que el
crecimiento natural de la demanda, y correspondiendo
dichas compras a un valor del 55% del total, según se
muestra en la tabla adjunta.
2.1.4. Hechos destacables durante el año 2005
En el año 2005 se sucedieron diversas modificacio-
nes interesantes de la normativa eléctrica. En primer
lugar, el Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo,
de reformas urgentes para el impulso a la productivi-
dad y para la mejora de la contratación pública, rea-
lizó reformas, entre otros, en los mercados energéti-
cos. En relación con el mercado eléctrico, el Real
Decreto-Ley modificó las definiciones, mecanismos
de clasificación e implicaciones de los operadores
principales y dominantes. También introdujo una
serie de obligaciones de suministro de información
sobre la formación de precios del mercado y aprobó
la puesta en marcha del Mercado Ibérico de la
Electricidad (MIBEL).
Este Real Decreto-Ley 5/2005 fue desarrollado con pos-
terioridad en 2005 a través del Real Decreto 1454/2005,
de 2 de diciembre, mediante el cual se modifican
artículos de los Reales Decretos 2019/1997; 1955/2000;
1435/2002; 2018/1997; 436/2004 y 2392/2004; así
como las Ordenes Ministeriales de 17 de diciembre de
1998, de 12 de enero de 1995 y el Reglamento
1496/2003, de 28 de noviembre. Entre las medidas que
contiene el Real Decreto 1454/2005 para profundizar en
la liberalización del sector eléctrico se encuentran las
siguientes: la reorganización de la estructura del merca-
do de producción de energía eléctrica; la racionalización
del desarrollo de las instalaciones de distribución; la
homogeneización de las condiciones de contratación en
los mercados libre y regulado; la exigencia de avales
para la tramitación de autorización de instalaciones de
generación; la racionalización del inventivo de las insta-
laciones de cogeneración con una potencia eléctrica ins-
39
Ele
ctri
cidad
Unidades de venta Unidades de compraTipo Energía (GWh) Tipo Energía (GWh)
Régimen ordinario 203.538 Distribuidores 131.708
Régimen especial 26.883 Comercializadores y cons. cualificados 90.477
Importaciones REE 3.440 Consumos bombeo 46.762
Importaciones (agentes externos y comercializ.) 4.647 Exportaciones REE 23
Exportaciones (agentes externos y comercializ.) 9.539
Fuente: CNE.
Cuadro 2.1.2. Energía neta (GWh)
talada superior a 50 MW y medidas de protección al
consumidor.
A un nivel más práctico, mediante sendas Resoluciones
de 24 de junio de 2005, de la Secretaría General de
Energía, se modifican determinadas Reglas de
Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía
Eléctrica y los Procedimientos de Operación 3.1
(Programación de la Generación) y 3.2 (Resolución de
Restricciones Técnicas), para su adaptación al nuevo
procedimiento de resolución de restricciones técnicas
dispuesto en el Real Decreto 2351/2004, de 23 de
diciembre.
Por último, y en relación al mercado minorista, cabe
mencionar la publicación de la Resolución de 28 de
diciembre de 2005, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se aprueba el perfil de
consumo y el método de cálculo a efectos de liquida-
ción de energía aplicables para aquellos consumidores
tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro horario de
consumo.
2.2. La oferta eléctrica
Se incluye bajo este epígrafe una panorámica global de
las actividades del Sistema Eléctrico Nacional, distin-
guiendo tres grupos principales: Generación, Transporte
y Operación del Sistema, Distribución y
Comercialización.
2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica
Como se ha indicado, el 1 de enero de 1998 comenzó a
funcionar el mercado de producción de energía eléctri-
ca; por tanto, la cobertura de la demanda de energía
eléctrica se ha basado en las decisiones económicas de
los agentes. Durante 2005, la oferta eléctrica ha conti-
nuado fundamentalmente en manos de las empresas
eléctricas tradicionales, y varios agentes externos, entre
los que destacan: Electrabel, EDF, EDP, EnBW,
Electrizitäts Gesellschaft Laufenburg AG, REN y ONE,
que han efectuado operaciones de compra/venta en el
mercado peninsular. Además, a lo largo del año 2005, el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio concedió la
autorización de agente externo a la Compagnie
Nationale du Rhône y a Shell Energy Trading Limited.
Respecto a los contratos bilaterales físicos, durante el
año 2005 se han ejecutado contratos por un volumen de
7.660 GWh de venta.
2.2.2. Generación
La generación de energía eléctrica es una de las activi-
dades más importantes del Sistema Eléctrico Nacional,
dado que representa en torno al 65% de los costes de la
electricidad. En este apartado se presenta la informa-
ción básica sobre esta actividad en su conjunto, anali-
zando la composición del parque generador y el origen
primario de la electricidad generada y se ofrece infor-
mación sobre la generación en los Sistemas
Extrapeninsulares.
Estructura de la potencia instalada
y de la generación por tecnologías
La potencia instalada, como parámetro que mide los
medios de generación de los que dispone el sector eléc-
trico, ha experimentado durante el año 2005 cambios
importantes debido principalmente a la puesta en mar-
cha de tanto de centrales de ciclo combinado como de
parques eólicos.
El parque generador correspondiente al régimen ordina-
rio se ha incrementado en 2005 en 3.589 MW, quedando
una capacidad instalada a 31 de diciembre de 55.003
MW.
40
Ele
ctri
cidad
Las altas y bajas han sido las siguientes:
El gráfico 2.2.3 recoge cómo se realizó la cobertura de
la demanda el día de mayor demanda de potencia
media horaria de 2005 en el sistema eléctrico peninsu-
lar. Esa máxima demanda de potencia se produjo el día
27 de enero, entre las 19 y 20 horas, con una potencia
media horaria de 43.378 MW. Esta demanda de poten-
cia fue cubierta con un 47% de producción térmica, un
17% de nuclear, un 13% de hidráulica, un 20% de
régimen especial y un 3% con intercambios interna-
cionales.
Por lo que se refiere al conjunto de la producción anual,
la demanda peninsular de energía eléctrica en barras de
central en el año 2005, fue de 246.873 GWh y se cubrió
según el cuadro 2.2.2.
En el gráfico 2.2.4 se refleja la evolución de la genera-
ción en el periodo comprendido entre 1990 y 2005.
Durante el mismo, se ha mantenido bastante estable la
mezcla de generación propia de las empresas eléctricas,
aunque con un importante crecimiento de la producción
con gas debido a la puesta en marcha de varios ciclos
combinados en los cuatro últimos años así como que
continúa estable el crecimiento la energía de las instala-
ciones de régimen especial y que está en torno a un 10-
15% anual. Por lo que se refiere al último año, en 2005
se ha producido un importante descenso un nuevo des-
censo de la producción hidráulica (31,4%), debido a la
41
Ele
ctri
cidad
PotenciaGrupo Tipo (MW)
Altas
Aceca 3 Ciclo combinado 359
Aceca 4 Ciclo combinado 361
Amorebita Ciclo combinado 773
Arcos 3 Ciclo combinado 812
Cartagena 1 Ciclo combinado 395
Cartagena 2 Ciclo combinado 395
Cartagena 3 Ciclo combinado 410
Palos de la Frontera 3 Ciclo combinado 384
Bajas
Besos 2 Fuel-Gas 300
Fuente: REE.
Cuadro 2.2.1. Altas y bajas en el equipo generador
MW
Fuel + Gas Carbón Nuclear Hidráulica Régimen especial Ciclo combinado
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 20040
20.000
40.000
60.000
80.000
70.000
50.000
30.000
10.000
Gráfico 2.2.2. Evolución de la estructura de la potencia instalada (sistema peninsular)
Fuentes: REE.
mala hidraulicidad del año que se suma al descenso de
23,4% que se registró en 2004. También se ha reduci-
do en 2005 la generación nuclear (-9,6%) y del carbón
nacional (-0,5%). Por el contrario, se han producido
un aumento del gas (64,2%), la producción con fuel
(24%), la de carbón importado (6,4%), y la energía
procedente de instalaciones de régimen especial
(10,1%).
Una muestra del importante aumento de la energía
producida anualmente por las instalaciones en régi-
men especial es la diferencia cada vez mayor entre la
demanda en barras de central y la producción en
régimen ordinario llevada a cabo por las empresas
eléctricas, como puede observarse en el gráfico
2.2.5.
La creciente importancia de las instalaciones de régi-
men especial se constata observando que la energía
vertida por los mismos a la red ha pasado en la década
de los noventa desde 367 GWh en 1990 a 50.175 GWh
en 2005.
42
Ele
ctri
cidad
%
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
13
17
Térmica Nuclear
Hidráulica Régimen Especial
Intercambios
47
20
3
Gráfico 2.2.3. Gestión de oferta eléctrica el día de
mayor demanda de potencia.
Estructura por tipos de central (%)
Fuente: Red Eléctrica.
Años
0
100.000
150.000
200.000
250.000
50.000
300.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
GWh
Hidroeléctrica Nuclear Carbón nacional Carbón importación Gas Fuel-oil Adquirido Autoproductores Ciclo Combinado
Gráfico 2.2.4. Evolución de la explotación de la oferta
Fuente: Red Eléctrica.
En cuanto al saldo internacional, éste oscila de unos
años a otros, habiendo sido en el año 1997 de 3.073
GWh (exportador), a partir de este año comienza un
periodo importador pero en distinta magnitud: en el año
1998 de 3.402 GWh, en 1999 de 5.719 GWh, en 2000 de
4.441 GWh, en el 2001 de 3.450 GWh, en 2002 de 5.330
GWh y en 2003 de 1.270 GWh, volviendo a ser a partir
del año 2004 un año exportador con 3.026 GWh en 2004
y con 1.343 en 2005.
Una de las características de la generación en el Sistema
Eléctrico Nacional es la asimetría entre la potencia ins-
43
Ele
ctri
cidad
2005 2004 % Δ 2005-2004
Hidroeléctrica 20.416 29.750 –31,4
Nuclear 57.528 63.637 –9,6
Carbón nacional 63.396 63.715 –0,5
Carbón importado 13.916 13.073 6,4
Gas 5.137 3.747 37,1
Fuel 4.898 3.950 24,0
Ciclo Combinado 48.601 28.981 67,7
Régimen especial 50.175 45.572 10,1
Intercambios internacionales –1.343 –3.026 -55,6
Consumos en generación –9.125 –8.702 4,9
Consumos en bombeo –6.725 –4.603 46,1
Demanda 246.874 235.567 4,8
Fuente: Red Eléctrica.
Cuadro 2.2.2. Balance de energía eléctrica peninsular en GWh. Años 2003 y 2004
Prod
ucci
ón n
eta
y de
man
da. G
Wh
50.000
Régi
men
Esp
ecia
l GW
h
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
0
Régimen Especial (escala derecha)Demanda (escala izquierda)Producción neta (escala izquierda)
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042001
200.000
250.000
100.000
150.000
50.000
0
Años2003 2005
Gráfico 2.2.5. Evolución de la demanda (b.c.), la producción neta y el régimen especial
Fuente: Red Eléctrica.
talada del régimen ordinario y la contribución a la gene-
ración de electricidad de estas mismas instalaciones. En
el gráfico 2.2.6 se comparan las estructuras de potencia
instalada y de generación correspondientes a 2005.
Como puede observarse, los medios de producción de
los que dispone el sector eléctrico se utilizan de forma
muy diferente según el tipo de central. Así, el 12% de la
potencia instalada (en centrales de fuel-oil/gas) sólo
contribuyó en 2005 al 5% de la producción total bruta.
Las centrales nucleares, sin embargo, con una potencia
instalada similar (14%), produjeron el 27% de la energía
en 2005.
Por su parte, y en lo que a régimen ordinario se refiere,
la contribución de las centrales hidráulicas a la produc-
ción de 2005, fue del 9%, dato sensiblemente inferior al
de 2004 (15%) dada la escasa hidraulicidad de este año.
La potencia instalada en centrales hidráulicas represen-
ta el 30% del total, lo cual indica claramente la impor-
tancia del producible hidroeléctrico anual, y la impor-
tante diferencia que puede haber en la cobertura del sis-
tema dependiendo del tipo de año, húmedo o seco, que
haya habido. Por último, las centrales de carbón (21% de
la potencia instalada) generaron el 37% de la energía en
2005.
Sistemas extrapeninsulares
En este apartado se ofrece una visión general de la gene-
ración eléctrica en los sistemas extrapeninsulares, esto
es, las Islas Baleares, las Islas Canarias, Ceuta y Melilla.
La potencia total instalada en el conjunto de los sistemas
extrapeninsulares (régimen ordinario y régimen especial)
a 31 de diciembre de 2005, es de 4.079 MW, 79 MW más
que en 2004. El incremento se debe esencialmente al
aumento de las instalaciones de generación con gas,
minorado con un ligero descenso del régimen especial.
La demanda en barras de central en la globalidad del sis-
tema extrapeninsular, ha sido de 14.515 GWh, lo que
supone un crecimiento del 4,9% respecto a la demanda
de 2004.
Esta demanda ha sido cubierta principalmente por la
generación con combustibles líquidos (73%) y, en
44
Ele
ctri
cidad
%
100
80
60
40
20
0
Estructura de ProducciónEstructura de Potencia
Fuel oil-Gas Carbón Nuclear Hidráulica
21%
30%
14%
22%
37%
5%
9%
27%
23%
Ciclo Combinado
12%
Gráfico 2.2.6. Comparación entre las estructuras de potencia y producción bruta (régimen ordinario)
Fuente: Red Eléctrica.
menor medida, por la generación con carbón (22%). En
el siguiente gráfico se muestra la cobertura de la deman-
da por las distintas fuentes, excluyéndose el consumo en
generación.
2.2.3. Transporte y operación del sistema
La unión de los centros de producción con las redes de
distribución y clientes finales específicos se lleva a cabo
por la red de transporte que, en general, incluye aquellas
instalaciones con tensiones iguales o superiores a 220
kV y las interconexiones internacionales. En la
Península, este transporte se realiza en su mayor parte
por Red Eléctrica, en tanto que los sistemas extrapenin-
sulares lo tanto en Baleares como en Canarias la empre-
sa Endesa Distribución Eléctrica, S.L.U.
Dentro del transporte peninsular, hay que distinguir
entre las redes de 400 kV y de 220 kV. Dentro de las pri-
meras, Red Eléctrica es propietaria, a finales de 2005, de
16.808 km., lo que supone el 99,8% del total de circui-
tos a 400 kV, en tanto que las restantes empresas trans-
portistas propietarias a esa tensión no tienen más que 38
km., es decir, el 0,2%.
En el caso de las líneas a 220 kV; Red Eléctrica es pose-
edora de 16.288 km., el 98,5 por ciento del total, frente
a los 245 km. propiedad de otras empresas (el 1,5 por
ciento) (gráfico 2.2.9.).
Debido al notable crecimiento de la demanda y la cons-
trucción de nuevas instalaciones de generación, en este
último año se ha producido un gran esfuerzo inversor.
Esta aceleración del ritmo de inversión en la red de
transporte es debido a la carencia de capacidad en deter-
minados puntos del sistema peninsular, derivada, como
se ha mencionado anteriormente, del crecimiento de la
demanda de energía eléctrica.
45
Ele
ctri
cidad
Potencia Demanda (GWh) Demanda (GWh) % variaciónMW 2005 2004 2005/2004
Generación hidroeléctrica 1 0 0 0%
Generación con carbón 510 3.518 3.738 –5,9%
Generación con combustibles líquidos 3.329 11.453 10.215 12,1%
Consumos generación — –1.191 –852 39,8%
Adquirido al régimen especial 239 735 731 0,6%
Total 4.079 14.515 13.832 4,9%
Fuente: Red Eléctrica.
Cuadro 2.2.3.
4,7%
72,9%
0%
22,4%
Hidráulica Carbón Combustibleslíquidos
Régimenespecial
Gráfico 2.2.7.
Fuente: REE y CNE.
En el gráfico 2.2.10 se puede observar que en los últi-
mos años se ha producido un impulso importante de las
instalaciones de 400 KV frente a las de 220 KV. Hay que
tener en cuenta que en dichos años se vienen realizando
diversas repotenciaciones de líneas de 220 kV para su
conversión a líneas de 400 kV y que se están aprove-
chando las trazas existentes de las líneas de transporte
de 220 kV para la construcción de nuevas líneas de 400
kV (ver gráfico 2.2.10).
Por otra parte, la capacidad de transformación total del sis-
tema 400/AT asciende en 2005 a 56.022 MVA. De esa
cifra, 55.222 MVA pertenecen a Red Eléctrica y 800 MVA
a otras compañías (98,6 y 1,4 por ciento, respectivamente).
46
Ele
ctri
cidad
REE99,8%
Otras0,2%
REE98,5%
Otras1,5%
Red de 400 kVTotal km = 16.846
Red de 220 kVTotal km = 16.533
Gráfico 2.2.9. Propiedad de la red de transporte. Año 2005 (sistema peninsular)
Fuente: Red Eléctrica.
km
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
220 kV400 kVAños
6.000
8.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042001 2003 2005
Gráfico 2.2.10. Evolución de la red de transporte de 400 y 200 kV (sistema peninsular)
Fuente: Red Eléctrica.
Durante el año 2005 han continuado las mejoras de la
infraestructura eléctrica de las diferentes zonas geográ-
ficas, lo cual incrementa notablemente la capacidad de
transporte y evacuación de la energía eléctrica. Ésto ha
sido necesario para poder afrontar el incremento de
generación previsto procedente de los futuros ciclos
combinados y parques eólicos, así como el consumo
previsto para el tren de alta velocidad.
2.2.4. Distribución y comercialización
Distribución
La actividad de distribución es aquella que tiene por
objeto principal la transmisión de energía eléctrica
desde las redes de transporte hasta los puntos de consu-
mo en las adecuadas condiciones de calidad, así como la
venta de energía eléctrica a los consumidores o distribui-
dores que la adquieran a tarifa.
La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, liberaliza la dis-
tribución a través de la generalización del acceso a las
redes, de manera que la eficiencia económica que se
deriva de la existencia de una única red es puesta a dis-
posición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico
y de los consumidores. No obstante, la retribución de
la distribución continuará siendo fijada administrati-
vamente, evitándose así el posible abuso de las posi-
ciones de dominio determinadas por la existencia de
una única red.
En su artículo 16.3., la Ley 54/1997 establece que la
retribución de la actividad de distribución se establecerá
reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que
haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los
siguientes criterios: costes de inversión, operación y
mantenimiento de las instalaciones, energía circulada,
modelo que caracterice las zonas de distribución, los
incentivos que correspondan por la calidad de suminis-
tro y la reducción de pérdidas, así como otros costes
necesarios para desarrollar la actividad”.
Las actividades reguladas destinadas al suministro de
energía eléctrica son retribuidas económicamente con
cargo a las tarifas y a los peajes. En un futuro, la distri-
bución será retribuida únicamente vía peajes.
Durante este año la CNE ha continuado con los trabajos
de desarrollo de la propuesta de modelo retributivo para
la actividad de distribución de electricidad.
Durante este periodo, se han realizado avances signifi-
cativos tanto en los desarrollos de carácter técnico, abor-
dando el desarrollo del modelo de red de referencia,
como en los desarrollos de carácter económico, avan-
zando en el conocimiento y definición de la información
regulatoria de costes, a remitir por las empresas distri-
buidoras a la CNE. En este sentido se publicó con fecha
16 de agosto en el BOE, la Orden Ministerial
ITC/2670/2005 por la que se determina la información
que los distribuidores de energía eléctrica deben remitir
a la CNE para la elaboración de una propuesta de nueva
metodología de retribución a la distribución.
La principal empresa distribuidora en la península en el
2005 es Iberdrola Distribución, con el 39,71% de la dis-
tribución como se puede observar en el gráfico 2.2.11.
No obstante, la empresa Endesa Distribución está muy
próxima, teniendo una cuota de mercado del 38,95 %,
con lo que resulta que los dos principales grupos eléctri-
cos del país distribuyen el 78,66% de la energía.
El gráfico 2.2.12 ofrece una visión del reparto del mer-
cado español por las principales empresas distribuido-
ras, incluidas las Islas Baleares y Canarias. En el mismo
se aprecia con claridad el predominio de los dos grandes
grupos, Iberdrola y Endesa, el primero en la zona
Centro, Norte y Levante, fundamentalmente, y el segun-
47
Ele
ctri
cidad
48
Ele
ctri
cidad
IB39,71%
FEVASA0,01 %
UEF14,86%
SOLANAR0%
ENDESA38,95%
VIESCO2,34%
HC2,34%
Gráfico 2.2.11. Energía eléctrica distribuida peninsular. Año 2004: 216.144 GWh
Fuente: CNE.
Grupo Endesa
Iberdrola
Unión Fenosa
Cantábrico
Viesgo
Gráfico 2.2.12. Mercado de la electricidad en España
Fuente: CNE.
do en la zona Sur y Noreste, asimismo aparece como ya
ha sido comentado un nuevo agente en la zona de
Asturias. Por último, a pesar de que no se refleja en los
gráficos, prolifera un gran número de pequeñas empre-
sas distribuidoras, alrededor de 350.
Por lo que se refiere a la remuneración de esta actividad,
para el ejercicio de 2005 se ha actualizado la correspon-
diente a 2004 mediante el IPC-1 y el incremento de mer-
cado previsto afectado por un factor de eficiencia.
En el conjunto de los costes del sector, el coste recono-
cido a las empresas de distribución representó en 2005
el 73,76 % del total de costes regulados, esto es
3.456.334 miles de euros.
En el Real Decreto 2819/1998, se define la actividad de
distribución, delimitando las redes de distribución y
definiendo los elementos constitutivos de su retribución
(instalaciones reales, red de referencia, energía circula-
da, incentivos a la calidad de servicio y reducción de
pérdidas, otros costes y costes de gestión comercial).
La Orden Ministerial de 14 de Junio de 1999 establece
el régimen retributivo de todas las empresas distribuido-
ras de electricidad, es decir, será de aplicación tanto para
las empresas distribuidoras que estaban acogidas al Real
Decreto 1538/1987, como para las que no lo estaban, e
incluso para las nuevas empresas distribuidoras que pue-
dan establecerse.
El Real Decreto 2392/2004 por el que se establece la
tarifa eléctrica para el 2005, en su Anexo VIII establece
la retribución de la actividad de distribución por empre-
sas o agrupaciones de empresas peninsulares.
Para los distribuidores sujetos a la disposición transito-
ria undécima de la Ley 54/1997 se establece que pue-
den solicitar la aplicación del nuevo régimen económi-
co, que este será obligatorio para los crecimientos
superiores al vegetativo y que podrán solicitar compen-
sación por la pérdida de ingresos por consumidores
cualificados conectados a sus redes. Los nuevos distri-
buidores deben solicitar la inclusión en el nuevo régi-
men económico.
Comercialización
De acuerdo con la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, la
comercialización de energía se declara como actividad
no regulada, si bien la comercialización a tarifa la segui-
rán realizando los distribuidores. Los consumidores cua-
lificados podrán comprar la energía directamente al
mercado organizado, o bien a través de la nueva figura
del comercializador. Así mismo, los consumidores cua-
lificados podrán comprar la energía a los generadores
por medio de contratos bilaterales.
El gráfico 2.2.13 muestra el reparto de las pólizas sus-
critas por los clientes a tarifa entre las principales
empresas suministradoras. Iberdrola y Endesa
Distribución Eléctrica (en la península), suministran
electricidad aproximadamente al 81% de los clientes.
La actividad de comercialización a tarifa tiene un coste
reconocido que depende, fundamentalmente, del núme-
ro de clientes. En el gráfico 2.2.14 se presenta la evolu-
ción de los costes reconocidos de comercialización en el
periodo 1988-2005.
Según el mismo, los costes de comercialización han dis-
minuido notablemente en los últimos años, lo cual es
debido en su mayor parte, al trasvase de fondos que se
realizó desde esta actividad a la actividad de distribu-
ción. Estos costes de comercialización tienen poco peso
en el total del sector. Así, en el año 2005 estos costes
fueron de 292.441 miles de euros, lo que representa alre-
dedor del 6,24% de los costes regulados.
49
Ele
ctri
cidad
50
Ele
ctri
cidad
IB41,48%
FEVASA0,01 %
UEF14,55%
SOLANAR0,00%
ENDESA39,16%
VIESCO2,34%
HC2,46%
Gráfico 2.2.13. Número de pólizas por subsistemas año 2005. Total pólizas: 23.481.553
Fuente: CNE.
Mile
s de
eur
os
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Años
1989 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 200420011990 2003 2005
Gráfico 2.2.14. Evolución de los gastos de comercialización
Fuente: CNE.
3.1. Facturación de la energía eléctrica
Expuesta en el apartado 3.1 la evolución del mercado de
producción, tanto en lo referente a la energía negociada
como a los precios resultantes, se presentan aquí los
datos relativos a la facturación de la energía por tarifas
y peajes regulados, tanto de los contenidos en el expe-
diente de tarifas aprobado a finales de 2004 para el ejer-
cicio de 2005, como de los derivados de la liquidación
de ingresos y costes de las actividades reguladas núme-
ro 14, efectuada a cuenta por la CNE. Ha de tenerse pre-
sente, en este último aspecto, que, si bien el R.D. de tari-
fas ha establecido la retribución correspondiente a cada
una de las empresas por las actividades de distribución y
gestión comercial, los datos con que se han elaborado
las liquidaciones son provisionales pues no existen liqui-
daciones definitivas, ni de cantidades ni de precios, del
mercado de producción; por otra parte los datos de las
liquidaciones están pendientes de las correspondientes
verificaciones e inspecciones, de forma que únicamente
tras la resolución de éstas cuestiones podrá tener carác-
ter definitivo la liquidación anual que se realice.
De acuerdo con el expediente de tarifas, la estimación
del precio medio de la electricidad era para 2005 de 7,86
cent €/kWh, para las ventas a tarifa integral. Ese resul-
tado suponía un coste de adquisición de la energía gene-
rada por las empresas eléctricas y por los productores en
régimen especial de 5,21 cent €/kWh, un coste de trans-
porte y distribución de 1,84 cent €/kWh y un coste de
comercialización de 0,13 cent €/kWh. Por otra parte,
los costes permanentes del sistema eran 0,24 cent
€/kWh, por el déficit tarifário de años anteriores y por
la revisión del coste de generación de los sistemas extra
peninsulares se preveían 0,13 cent €/kWh, los costes de
diversificación ascendían a 0,27 cent €/kWh. quedando
para los CTC´s una cifra de 0,05 cent €/kWh, .
Frente a esas previsiones (gráfico 3.1.1), la liquidación
a cuenta número 14 por tarifas integrales arroja un pre-
51
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3. Facturación de energía y empresas eléctricas
Coste de generaciónde empresas eléctricas
y autoproductores
Expediente Liquidación5,21 7,96
Costes permanentes
Expediente de tarifas y Liquidación 14(Cent €/KWh)
Expediente Liquidación0,24 0,19
Costes de diversificaciónExpediente Liquidación
0,27 0,26
Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación
0,13 0,13
Costes de transición a la compe. Expediente LiquidaciónCTC’s 0,05 –2,57
Comercialización del dist.Expediente Liquidación
0,13 0,14
Transporte y distribuciónExpediente Liquidación
1,84 1,97
y otros
Demanda (GWh)Expediente Liquidación151.217 151.270
Precio medioExpediente Liquidación
7,86 7,96
Gráfico 3.1.1. El precio de la electricidad en España a tarifa integral. Año 2005
Fuente: Expediente de tarifas y CNE.
cio medio de venta de 7,95 cent ?/kWh (0,09 cent ? supe-
rior al del expediente). Por otra parte se ha producido un
mayor coste de la energía adquirida por los distribuidores,
para sus ventas a tarifa, a las empresas eléctricas y auto
productores: 7,96 cent €/kWh, 2,75 cent € mas que lo
previsto en las estimaciones iniciales. La diferencia entre
los precios de compra y de venta estimados con los res-
pectivos precios de la realidad han producido, como con-
secuencia, un déficit tarifario de 3.800 millones de € .
El gráfico 3.1.2 detalla cada uno de los componentes de
la liquidación 14 de ingresos por tarifas reguladas de
2005, en tanto que el gráfico 3.1.3 muestra la participa-
ción de cada uno de los costes sobre los ingresos totales
de la liquidación mencionada.
Los consumidores cualificados
Por otra parte, en 2005 unos 2.000.000 de consumidores
adquirieron su energía (87.746 GWh) en el mercado
libre de electricidad. En el gráfico 3.1.1 bis se ofrece la
liquidación de los costes regulados correspondientes a
estos consumidores así como una estimación del coste
de su energía, dado que sus precios son libremente pac-
tados y por tanto desconocidos, dicha estimación no
tiene en cuenta el margen del comercializador, basándo-
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Clientes a tarifas
Coste de adquisiciónenergía mercado 9.356.786
Generadores
Coste de adquisiciónenergía régimen especial 2.690.964
Generadores
Coste del transporte 617.009
REE 446.315Empresas eléctricas 170.694
Coste de distribucióny comercialización 2.356.305
Distribuidores
Costes de diversificacióny seguridad de abastecimiento 394.786
Comp. régimen especiale interrumpibles 10.291Comp. moratoria nuclear 363.7922.ª parte del ciclo C.N. 20.703
Costes permanentesdel sistema eléctrico 285.768
Operador del mercado 6.821
Operador del sistema 23.455CNE 8.257Comp. E. extrapeninsulares 247.255
Otros costes 227.143
Déficit años anteriores 209.105Revisión generación extrapeninsular 18.038
CTC’s –3.741.315
Prima carbón 69.205Resto CTC’s por diferencias y otros –3.810.520
Liquidación 14. Año 2003 (Miles de €)
INGRESOS 12.022.382
Venta de energía 11.966.841
Otros ingresos 55.541
Distribuidores
Gráfico 3.1.2. Liquidación de ingresos por tarifas reguladas
Fuente: CNE.
se únicamente en el precio medio para los comercializa-
dores, consumidores cualificados y agentes externos
derivado del mercado organizado de producción.
Obviamente los costes de la energía en el mercado libe-
ralizado no son objeto de liquidación, realizamos aquí
éste ejercicio para ofrecer una idea aproximada de los
53
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Liquidación 14. Año 2005
Moratoria nuclear1,9%
Com. R.E. e Int.0,1%
Déficit + Rev. g. ext.1,0%
Transporte3,1%
Energía mercado47,6%
Energía R. Especial13,7%
Op. mercado y Op. sistema0,2%
CTC’s19,0%
Distribución12,0%
Com. Extrapen.1,3%
CNE0,0%
Gráfico 3.1.3. Retribución del sector eléctrico vía tarifa
Coste de generaciónen el mercadoorganizado (*)
Expediente Liquidación 5,98
Costes permanentes
Expediente de tarifas y Liquidación 14(cent €/KWh)
Expediente Liquidación0,06 0,15
Costes de diversificaciónExpediente Liquidación
0,07 0,08
Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación
0,04 0,03
Costes de transición a la compe.Expediente Liquidación
CTC´s 0,13 0,15
Comercialización del dist.Expediente Liquidación
0,12 0,11
Transporte y distribuciónExpediente Liquidación
1,70 1,64
Demanda (GWh)Expediente Liquidación
84.655 87.746
Precio medioExpediente Liquidación
8,13
Gráfico 3.1.1 bis. El precio de la electricidad en España para los consumidores cualificados. Año 2005
(*) Estimación.
Fuente: CNE.
costes de la electricidad para los consumidores que
adquieren su energía en dicho mercado y los presenta-
mos de una manera similar a los costes soportados por
los consumidores a tarifa, repitiendo una vez más que
sólo son objeto de liquidación los conceptos regulados
(ingresos por peajes, cuotas y CTC´s así como los cos-
tes de transporte y distribución)
El gráfico 3.1.2 bis detalla cada uno de los componentes
de ingresos (los correspondientes a ventas de energía
son una estimación) y costes, de los cuales los corres-
pondientes a la adquisición de energía en el mercado son
una estimación y no son objeto de liquidación.
En el gráfico 3.1.3 bis se muestran, en porcentaje, los
distintos costes soportados por los consumidores cuali-
ficados, excepto el margen del comercializador.
Finalmente en el gráfico 3.1.4 se muestra la compara-
ción entre los costes, soportados por los consumidores a
tarifa y los consumidores cualificados, agrupados por
grandes componentes del gasto.
Insistimos, una vez más, en que para la estimación del
coste de la energía en el mercado sólo se ha tenido en
cuenta el precio medio final ponderado en el mercado
organizado de producción para los comercializadores,
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Clientes cualificadosINGRESOS 7.132.655
Venta de energía 5.247.211Peajes 1.885.444
Comercializadoresy distribuidores
Coste de la energía 5.247.211
Comercializadores
Coste del transporte 319.949
REE 231.436Empresas eléctricas 88.513
Coste de distribucióny comercialización 1.221.861
Distribuidores
Costes div. y seg. abastecimiento 71.031
Comp. moratoria nuclear 56.8252.ª parte del ciclo combust. nuclear 9.596Comp. RE e interrumpibles 4.710
Costes permanentes del sistema 132.096
Operador del mercado 3.186Operador del sistema 10.818CNE 3.770Comp. insul. y extrapen. 114.322
Otros costes 30.687
Déficit años anteriores 27.219Revisión generación extrapeninsular 3.468
CTC´s
Imputados en los consumos a tarifas
Generadores
Gráfico 3.1.2 bis. Liquidación de ingresos por peajes. Año 2005 (miles de €)
Fuente: CNE.
consumidores cualificados y agentes externos, es
decir sería el precio pagado por un consumidor que
hubiese realizado sus compras de electricidad directa-
mente en el mercado organizado, todas y cada una de
las horas de todos los días del año, sin desviaciones de
su consumo respecto de sus compras, y que hubiera
consumido con la misma curva de carga que la curva
media del mercado.
55
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Com. R. E. e Int.0,07%
CNE0,05%
CTS’s0%
Op. mercado y Op. sistema0,20%
2.ª Parte ciclo nuclear0,14%
Moratoria nuclear1,23%
Transporte4,58%
Energía mercado75,04%
Distribución17,48%
Gráfico 3.1.3 bis. Costes para los consumidores cualificados. Año 2005
cent
. €
Coste a mercado (*)Coste a tarifa
Energía Trans. Distr. Otros
El coste de la energía. 200512
10
8
6
4
2
0
–2
–4
–1,98
7,96
1,97
5,98
1,76
0,39
Gráfico 3.1.4. Comparación de costes. Año 2003
(*) Se ha estimado un coste de la energía para el consumidor de 5,98 cent €/kWh.
56
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3.2. Evolución económico financiera de losprincipales grupos empresarialeseléctricos
Evolución de los resultados
Los estados financieros consolidados adjuntos del ejer-
cicio 2005 son los primeros que presentan los principa-
les grupos eléctricos aplicando las normas internaciona-
les de contabilidad adoptadas por la Unión Europea
(NIIF-UE), que requieren con carácter general, que los
estados financieros presenten información comparativa.
Por tanto las cifras consolidadas del ejercicio 2004 que
se muestran también han sido obtenidas bajo la aplica-
ción de las NIIF-UE vigentes a 31 de diciembre de 2005,
lo que permite la comparación de ambos ejercicios con
criterios homogéneos.
Los estados financieros consolidados del sector eléctri-
co resultan de la agregación de los siguientes grupos
eléctricos: ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN FENO-
SA, CANTÁBRICO y RED ELÉCTRICA DE
ESPAÑA.
El beneficio después de impuestos, registrado en 2005
por los grupos empresariales ENDESA, IBERDROLA,
UNION FENOSA, CANTÁBRICO Y RED ELECTRI-
CA, ha sido de 6.359 millones de euros, lo que supone
un incremento de un 81,7% sobre los 3.499 millones de
euros obtenidos en 2004. Este fuerte crecimiento del
beneficio neto consolidado del sector eléctrico es debi-
do en su mayoría al aumento experimentado por
ENDESA en su resultado neto en un 126%. Así,
ENDESA de los 3.757 millones de euros que anota
como resultado neto en 2005, 1.486 millones de euros
corresponden a beneficios por operaciones disconti-
nuas, en concreto, por la venta de activos, fundamen-
talmente los de AUNA, que representaron el 86% de la
venta total de activos.
La distribución del beneficio neto agregado del sector
eléctrico es de un 59% para ENDESA, un 22% en
IBERDROLA, un 13% en UNIÓN FENOSA, un 3,15%
en CANTÁBRICO y un 2,55% en REE.
Por su parte, el beneficio de explotación alcanzó los
8.088 millones de euros, un 33% superior a los 6.088
millones de euros de 2004.
Los ingresos de explotación han pasado de 29.100
millones de euros en 2004 a 39.238 millones de euros en
2005 (34,8% de incremento). A pesar que las compras y
consumos de aprovisionamientos han aumentado un
52% con respecto al ejercicio anterior, el margen regis-
tra un aumento del 20%, alcanzando los 18.493 millones
de euros.
El resultado financiero es negativo, anotando un valor
de 2.399 millones de euros, que supone un incremento
del 14%, debido fundamentalmente la reestructuración
de la deuda financiera de algunos grupos eléctricos.
Cabe destacar como hecho significativo la adquisición
del 100 % del capital social de REDALTA por parte de
REE. Consecuencia de ello, algunas partidas de los
balances han experimentado una variación significativa
como consecuencia directa de la adquisición de las
acciones de REDALTA por parte de REE y de que
INALTA ha pasado a depender 100 % de REE. En este
sentido, REE ha procedido a reestructurar tanto su
deuda como la deuda de INALTA. REE refinancia,
mediante un crédito intragrupo a corto plazo, la deuda a
largo plazo preexistente en INALTA.
En 2005, el beneficio por operaciones discontinuas
anota 1.624 millones de euros frente a los 299 millones
de euros del mismo período de año anterior, una fuerte
subida de un 442%. Como anteriormente se ha señalado,
este hecho tiene su explicación en la venta de activos
que ha realizado ENDESA por importe de 1.486 millo-
nes de euros, representando un 92% del total del resul-
tado por operaciones discontinuas.
El beneficio consolidado de cualquier grupo empresa-
rial se distribuye entre el beneficio que le corresponde a
la sociedad dominante y el beneficio que le corresponde
a los socios minoritarios. Cabe destacar que en 2005, el
agregado de los beneficios netos de las sociedades
dominantes representa un 90% del beneficio neto global
y el resto corresponde a los socios minoritarios.
Por el lado del balance, y dentro del activo, señalar
que el inmovilizado representa un 74% del activo
total, el circulante, un 16%, el fondo de comercio de
consolidación un 5% y los impuestos diferidos repre-
sentan el 5% restante.
En el pasivo, los fondos propios representan un 24%
del total, los socios externos un 6%, ingresos diferidos
un 3%, provisiones un 7%, los acreedores a largo plazo
un 36%, pasivo fiscal diferido un 3% y el pasivo circu-
lante un 21%.
El activo total agregado anota 114.786 millones de euros
lo que supone un crecimiento del 18,2%. El fondo de
maniobra para los dos años analizados es negativo, sien-
do 2005 el año que marca el techo con 5.588 millones de
euros.
En los cuadros 3.2.1 y 3.2.2 se detallan la cuenta de pér-
didas y ganancias y el balance consolidados de 2004 y
2005, en millones de euros, de los cinco principales gru-
pos eléctricos considerados.
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Cuota de resultados de:2004 % 2005 % Variación año
s/Ingresos s/Ingresos anterior (%)
INGRESOS 29.100 100 39.238 100 34,8Ventas 28.926 99,4 38.418 97,9 32,8Otros ingresos de explotación 174 0,6 820 2,1 372,0
COMPRAS, CONSUMOS / OTROS APROVIS. Y SERVICIOS –13.655 –46,9 –20.744 –52,9 51,9MARGEN 15.444 53,1 18.493 47,1 19,7
Gastos de personal –2.935 –10,1 –3.257 –8,3 11,0Otros gastos/ingresos de explotación –2.992 –10,3 –3.3.241 –8,3 8,3
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 9.517 32,7 11.995 30,6 26,0Amortizaciones –3.430 –11,8 –3.907 –10,0 13,9
RESULTADOS NETO DE EXPLOTACIÓN 6.088 20,9 8.088 20,6 32,9Gastos financieros netos –2.097 –7,2 –2.399 –6,1 14,4Otros resultados financieros 309 1,1 830 2,1 168,7
RESULTADOS OPERACIONES CONTINUAS 4.300 14,8 6.519 16,9 51,6Beneficio/pérdida operaciones discontinuas 299 1,0 1.624 4,1 442,5
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 4.599 15,8 8.142 20,8 77,0Impuesto sobre sociedades –1.100 –3,8 –1.784 –4,5 62,2
RESULTADO DEL EJERCICIO 3.499 12,0 6.359 16,2 81,7DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 3.032 10,4 5.723 14,6 88,8De Accionistas minoritarios 467 1,6 636 1,6 36,3
Fuente: Informes anuales 2005.
Cuadro 3.2.1. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)
58
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Balance de situación a:2004 Estrutura 2005 Estrutura Variación año
% % anterior (%)
INMOVILIZADO 71.375 73,5 84.236 73,4 18,0Inmovilizado Inmaterial 1.424 1,5 3.018 2,6 112,0Inmovilizado Material 62.851 64,7 71.061 61,9 13,1Inmovilizado Financiero 7.101 7,3 10.157 8,8 43,1
FONDO DE COMERCIO 5.234 5,4 6.118 5,3 16,9IMPUESTOS DIFERIDOS 5.847 6,0 6.157 5,4 5,3ACTIVO CIRCULANTE 14.682 15,1 18.275 15.9 24,5ACTIVO TOTAL = PASIVO TOTAL 97.138 100,0 114.786 100 18,2FONDOS PROPIOS 22.753 23,4 27.649 24,1 21,5ACCIONISTAS MINORITARIOS 6.323 6,5 6.532 5,7 3,3INGRESOS DIFERIDOS 2.711 2,8 3.462 3,0 27,7PROVISIONES PARA RIESGOS Y GASTOS 6.578 6,8 7.850 6,8 19,3ACREEDORES A LARGO PLAZO 37.825 38,9 41.577 36,2 9,9PASIVO FISCAL DIFERIDO 3.226 3,3 3.853 3,4 19,5PASIVO CIRCULANTE 17.721 18,2 23.863 20,8 34,7
Fuente: Informes anuales 2005.
Cuadro 3.2.2. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)
En este capítulo se aporta, en primer lugar, información
referente a la evolución de la demanda de electricidad en
barras de central y en abonado final. Además se analiza
la evolución de dos variables relevantes para el consumi-
dor, como son los precios de la electricidad, que se com-
paran también a nivel europeo, y la calidad del suminis-
tro eléctrico.
4.1. Evolución de la demanda
4.1.1. Demanda en barras de central
Como ya se ha avanzado anteriormente en este mismo
“Informe básico”, según datos de Red Eléctrica, la
demanda de energía eléctrica en barras de central penin-
sular ascendió a 246.874 GWh en el año 2005, lo que
supuso un aumento del 4,8% con respecto al año ante-
rior. El gráfico 4.1.1. representa la evolución de la
demanda de electricidad peninsular en barras de central
en los últimos años.
La demanda en barras de central en los sistemas extrape-
ninsulares ascendió a 14.565 GWh en 2005, lo que supu-
so un aumento del 5,4% con respecto al año anterior.
Componentes explicativos de la variación
de la demanda
Las variables fundamentales que explican el comporta-
miento de la demanda de energía eléctrica son la tempe-
ratura, la laboralidad y la actividad económica. El gráfi-
co 4.1.2. representa la estructura porcentual de los dis-
tintos componentes explicativos de la demanda de elec-
tricidad en barras de central peninsular en 2005.
59
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4. La demanda y los consumidores
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
020041986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002
Gráfico 4.1.1. Evolución de la demanda en barras de central
Fuente: REE.
Efecto temperaturaEfecto laboralidad
Efecto actividad económica y otros efectos (residuo)
1,6
3,6
-0,4
%
100
80
60
40
20
0
-20
Gráfico 4.1.2. Variación de la demanda. Año 2005
Fuente: Red Eléctrica.
En el conjunto del año 2005, las temperaturas tuvieron
una aportación del 1,6% sobre el crecimiento de la
demanda, y la laboralidad tuvo una aportación del -
0,4%. Corregidos estos efectos, el crecimiento de la
demanda atribuible a la actividad económica se estima
en un 3,6%.
Día de mayor demanda
Según datos de Red Eléctrica, el día 27 de enero fue el
día en el que se registró la mayor demanda de potencia
media horaria (entre las 19 y las 20 horas), con un valor
de 43.378 MW, aunque la demanda de potencia en el sis-
tema peninsular español llegó a alcanzar los 43.670 MW
a las 19:33 del mismo día 27 de enero. El valor de máxi-
ma energía diaria se produjo así mismo el día 27 de
enero, y fue de 870 GWh.
4.1.2. Demanda en abonado final
La demanda de energía eléctrica peninsular en abonado
final (neta de las pérdidas) en el año 2005 ascendió a
224.812 GWh. En el cuadro 4.1.1 se incluye la informa-
ción de la demanda en abonado final por subsistemas
peninsulares y distinguiendo facturación a tarifa y a
peaje. Se observa que la demanda total creció en el 2005
un 4,6 por ciento respecto de 2004.
4.2. Los consumidores
Por lo que respecta a los consumidores, se analizan aquí
los datos globales del consumo y facturación del servi-
cio eléctrico en el mercado peninsular correspondientes
al año 2005. A partir de la información sobre consumo
global y facturación en el mercado peninsular de las
adquisiciones a tarifa, se ha realizado una clasificación
de los consumidores siguiendo determinados criterios,
como la actividad económica sectorial, características
del uso de la electricidad, tarifa contratada y nivel de
tensión del suministro.
Puede establecerse, si bien con distintos niveles de inte-
gración, determinados grupos de consumidores en fun-
ción de que les sean aplicadas tarifas generales o espe-
cíficas, así como determinados descuentos tarifários,
como la interrumpibilidad o discriminación horaria. Las
características concretas del suministro determinan que
los precios individuales se aparten en mayor o menor
medida de los valores promedio que resultan para cada
grupo de consumo.
En el gráfico 4.2.1 se reflejan la participación de los dis-
tintos grupos de consumidores en la demanda de electri-
cidad y su facturación en el mercado peninsular.
4.2.1. Clasificación por grupos
de consumidores
La clasificación de los grupos de consumo se ha
establecido a partir de criterios que permiten su ubi-
cación en grupos más o menos homogéneos, bien por
su precio medio del kWh diferenciado, por disfrutar
60
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Tasa de variación anual %
Tarifa Peajes Total 05-04
Iberdrola 53.046 36.241 89.287 3,3%
Endesa 53.612 33.956 87.567 5,0%
Unión Fenosa 22.775 10.629 33.404 6,8%
Hidrocantábrico 7.725 1.568 9.293 3,3%
Viesgo 3.677 1.570 5.247 6,6%
Fuerzas Eléctricas de
Valencia9 2 11
Solanar 1 1
Total 140.845 83.967 224.812 4,6%
Fuente: CNE.
Cuadro 4.1.1. Demanda en abonado final
por subsistemas (sistema peninsular)
de una tarifa específica para su actividad empresa-
rial, o por pertenecer a sectores de actividad indus-
trial o de servicio, o a grupos con un alto nivel de
homogeneidad, tal como ocurre con los consumido-
res domésticos.
Para ordenar los distintos grupos de consumo, se ha
seguido el criterio del menor al mayor precio medio del
suministro de electricidad, proporcionándose de una
forma más detallada para cada grupo (ver el Anexo a
este informe) los valores agregados del número de con-
61
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cidad
Distrib. A.T.3,1%
General A.T.6,3%
Ind. y serv. T.H.P.6,6%
Indus. inter11,9%
Serv. P. ind. B.T.14,2%
Alum. P.B.T.1,6%
Riesgos A.T.1,5%
Riesgos B.T.0,4%
Tracción0,1%
Doméstico47,6%
G-4 IndustriaL6,7%
Distribución de la demanda en el mercado a tarifa en 2005. Por tipo de consumidor
Gráfico 4.2.1. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005
Fuente: CNE.
Distribución de la facturación en el mercado a tarifa en 2005. Por tipo de consumidor
Alum. P.B.T.1,5%
Distrib. A.T.1,9%
General A.T.6,1%
Ind. y serv. T.H.P.3,0%
G-4 Industrial2,0%
Serv. P. Ind. B.T.18,6%
Indus. Inter4,1%
Riesgos A.T.1,2%
Riesgos B.T.0,4%
Tracción0,1%
Doméstico61,8%
Gráfico 4.2.1 bis. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005
Nota: No se han considerado los suministros singulares (T. Tajo-Segura, empleados del sector eléctrico, consumos propios,concesiones administrativas y consumos gratuitos).
Fuente: CNE.
tratos de suministros, la potencia contratada o facturada,
el consumo de energía, la facturación y los mencionados
precios medios para el suministro.
Las diferencias en el precio del suministro para cada
grupo de consumidores obedecen a las características
del suministro -en general, el nivel de tensión y horas
de utilización de la potencia contratada-, así como
que el consumo se realice en momentos de menor a
mayor coste de producción de la electricidad, o su dis-
ponibilidad a interrumpir o reducir la demanda de
potencia.
En el grafico 4.2.2 se proporciona de forma comparada
los precios medios pagados (Tarifa integral) por los dis-
tintos grupos de consumidores con suministro regulado
en el año 2005.
Un primer grupo de consumidores (en número de 5) está
integrado por grandes empresas industriales de los sec-
tores del aluminio y zinc electrolíticos y de la siderurgia
integral. Estos consumidores obtienen el menor precio
del sistema, 2,39cent Euro /KWh, un 30,2 % del precio
medio, 7,9 cent €/KWh
En términos unitarios medios, su potencia facturada es
de 216.885 KW, su consumo de 1.862 GWh y su factu-
ra anual es de 44,4 millones de euros. La curva de carga
es prácticamente plana, superando las 8.000 horas al año
y con una utilización de la potencia contratada del 98%.
Un grupo más numeroso (104) es el de los grandes con-
sumidores industriales con suministro interrumpible. Se
trata de grandes productores de papel, cemento, siderur-
gia, química, petroquímica, carburos, etc., que en su
conjunto obtienen un precio medio de 2,70 cent
€/KWh, un 34,2 % del precio medio del sistema.
La potencia facturada unitaria es de 16.892 KW, su con-
sumo de 159 GWh y su facturación anual de 4,29 millo-
nes de euros. Su perfil de consumo obedece a una curva
de carga de gran modulación, concentrando el consumo
62
Ele
ctri
cidad
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00G-4
7,9 Preciomedio7,9
TracciónRiegos A.T.Distrib. A.T.T.H.P.Inter.
Alum. P.B.T. Serv. P. Ind.B.T.ResidencialRiegos B.T.General A.T.
Gráfico 4.2.2. Precios medios del mercado a tarifa (cent €/kWh) en 2005
Nota: Excluidos consumos singulares (Tajo-Segura, cons. propios, concesiones administrativas y consumos gratuitos).
Fuente: CNE.
en periodos de valle y fines de semana, beneficiándose
de descuentos substanciales por discriminación horaria,
estacional e interrumpibilidad, lo que conlleva sobredi-
mensionar su capacidad productiva y adaptar los perio-
dos de actividad.
Los grandes consumidores industriales y del sector ser-
vicios acogidos a la tarifa horaria de potencia forman un
grupo de 76 instalaciones industriales, y de los sectores:
financiero, telecomunicaciones, y defensa cuyos proce-
sos productivos son relativamente adaptables a una
modulación o planificación de los consumos de energía
eléctrica, concentrando los mismos en aquellos períodos
de la curva de carga diaria o estacionales en los que el
coste del suministro eléctrico para el sistema registra los
valores más reducidos.
Para este segmento resultó un precio medio de la electri-
cidad de 3,58 cent €/KWh, un 45,4 % del correspondien-
te al sistema. En términos unitarios la potencia facturada
fue de 23 MW, su consumo alcanzó los 120,7 GWh y su
factura anual promedio fue de 4,3 millones de euros.
Se ha visto reducido en cuatro el número de consumido-
res en esta tarifa con respecto al año 2004. Ello se debe
a cese de actividad o a cambios de tipo de tarifa.
Los distribuidores de energía eléctrica forman un
grupo que integra 581 suministros a empresas eléctri-
cas y asociaciones o cooperativas de consumidores
que son suministrados en alta tensión por las empresas
distribuidoras a la tarifa específica de distribuidor
para cada nivel de tensión, obteniendo un precio
medio de 4,82 cent €/KWh, un 61,1 % del precio del
sistema.
La potencia demandada unitaria es de 1.702 KW, el con-
sumo de energía para distribución es de 7.436.548 KWh,
y su facturación media anual de 358.623 euros.
El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-
tro en alta tensión, está integrado por 14.855 puntos de
suministro eléctrico para riegos agrícolas y forestales, a
los que se le aplican tarifas específicas en alta tensión,
para los que resulta un precio medio de 6,43 cent
€/KWh, un 81,4 % del precio medio del sistema. La
potencia unitaria contratada es de 96,5 KW, el consumo
anual de energía eléctrica de 137.529 KWh, y su factu-
ración media asciende a 8.845 euros.
Otro grupo está formado por 76 suministros a empresas
prestadoras de servicios públicos de transporte por
ferrocarril y Metropolitanos, conectados en alta tensión,
a los que se aplican tarifas específicas. En su conjunto
obtuvieron un precio medio de 7,12 cent €/KWh, que
supone el 90,2 % del precio medio del sistema. La
potencia contratada unitaria fue de 2.567 KW, el consu-
mo anual de 2,7 millones de KWh, y su factura unitaria
ascendió a 191.741 euros.
Unos 43 de estos suministros cambiaron de modalidad
de contratación en 2005, pasando a adquirir la energía
eléctrica mediante su contratación con los comercializa-
dores, al contrario que lo ocurrido en el año 2004.
Un gran conjunto (alrededor de 38.617) está formado por
pequeños y medianos consumidores industriales caracte-
rizados por disponer de procesos productivos además de
un conjunto de empresas asignables al sector servicios,
entre las que se encuentran grandes almacenes, instala-
ciones frigoríficas, puertos, aeropuertos, garajes, hoteles,
restaurantes y edificios de oficinas. Este colectivo es
relativamente poco adaptable a una modulación del
suministro y por tanto sin posibilidad de descuentos tari-
farios relevantes, discriminación horaria ó interrumpibi-
lidad. Este grupo de consumidores obtiene un precio
medio de 7,62 cent €/KWh, representando un 96,6 % del
precio medio del sistema. En términos generales, su con-
sumo responde a una potencia contratada unitaria de 122
63
Ele
ctri
cidad
kW, a una demanda anual de energía de 227.929 KWh, y
a una factura anual de 17.379 euros.
En este colectivo se han producido cambios en la moda-
lidad de contratación en ambos sentidos: de tarifa a mer-
cado y a la inversa, en un número que, con la informa-
ción disponible, no podemos precisar, a lo largo del año.
En el ámbito de los suministros de baja tensión (T <
€1000 V), se observan en primer lugar los suministros
para el alumbrado de calles, plazas, parques públicos, vías
de comunicación y señalización, contratados por las admi-
nistraciones y entidades públicas responsables de su
explotación y conservación. En su conjunto, constituyen
un total de 67.575 puntos de suministro (7.900 ayunta-
mientos). Para este suministro, la tarifa no considera el tér-
mino de potencia y se realizó a un precio medio de 7,31
cent €/KWh, el 92,6 % del precio del sistema.
El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-
tro en baja tensión, está integrado por 47.119 puntos de
suministro para el accionamiento de las instalaciones de
riego agrícola y forestal, a los que se aplica la tarifa
específica de riego en baja tensión y para los que resul-
tó un precio medio de 8,00 cent €/KWh, el 101,2 % del
precio medio del sistema.
El grupo más numeroso de consumidores supone más de
20,83 millones de contratos domésticos, en su gran
mayoría acogidos a las tarifas de B.T., 1.0, 2.0 y 2.0
(nocturna), y una parte del sector de servicios, constitui-
da por la pequeña oficina, despachos profesionales, ges-
torías, etc. El precio medio asignable a estos consumido-
res ha sido de 10,12 cent € / KWh, el 128% del precio
medio del sistema.
Para este grupo de consumo, resultó una potencia unita-
ria contratada de 4 kW, una demanda de energía de
3.187 KWh y una facturación media anual de 322 euros.
Un 5,1% de los abonados domésticos están acogidos a la
tarifa 2.0 (nocturna), afectando al 15,5% del consumo
en esa categoría. Para estos abonados, acogidos a tarifa
nocturna, el precio medio es significativamente menor,
6,89 c€/kWh.
En términos globales, el suministro a este grupo de con-
sumidores representó el 97,2 % de los abonados, el 74,6
% de la potencia facturada, el 47,6 % de la energía
demandada a tarifa y el 61,1 % de la facturación.
Otro conjunto también muy numeroso (en torno a
443.000 puntos de suministro) representa el consumo de
pequeños establecimientos de hostelería, comercios, ofi-
cinas medianas, comunidades de propietarios, bares y
pequeños restaurantes y, en menor proporción, a peque-
ños establecimientos industriales, manufacturero y de
un cierto componente artesanal (textil, calzado, mue-
bles, etc.) El precio medio asignable a estos consumido-
res ha sido de 10,39 cent €/KWh, el 131,6 % del precio
medio del sistema.
4.2.2. Clasificación por niveles de tensión
La caracterización del suministro por niveles de tensión
responde a la siguiente distribución.
El suministro en baja tensión es realizado para 21,39
millones de consumidores, el 99,75% del total peninsu-
lar, con una potencia contratada de alrededor de 100.887
MW que representa el 89,4% de la total, demandan
89.009 GWh, un 63,85% del total, a un precio medio de
10,09 cent €/kWh, un 127,8% del precio medio del sis-
tema, soportando el 81,62% de la facturación total en
este mercado.
En el suministro eléctrico a consumidores domésticos
debería incluirse una buena parte del que proporcionan
los distribuidores que toman de las redes de alta y media
64
Ele
ctri
cidad
tensión la energía necesaria para abastecer sus mercados
locales, a tarifas específicas D. de distribución, en este
caso se elevaría en alguna medida la incidencia del con-
sumo doméstico en el mercado peninsular.
Para el suministro en alta tensión, existen alrededor de
54.314 puntos de suministro en alta tensión, un 0,25%
del número total, con una potencia a efectos de factura-
ción en torno a 11.968 MW, el 10,6% de la total, una
demanda de energía de 50.403 GWh, el 36,15% de la
energía total suministrada a tarifa, a un precio medio de
4,01 cent€/kWh, un 50% del precio medio del sistema
aproximadamente, soportando estos consumos el
18,38% de la facturación total a tarifa.
En términos globales, la facturación neta del suminis-
tro supone considerar la incidencia del término de
potencia: el 24,7% de la facturación bruta, y del térmi-
no de energía: el 75,3% restante, afectándose en su
caso de los descuentos o recargos tarifarios que consi-
dera el sistema como compensación de los esfuerzos
desde el lado del consumo a la gestión de la demanda
(discriminación horaria, estacionalidad e interrumpibi-
lidad) o mejora de las condiciones técnicas del sumi-
nistro (compensación de energía reactiva). El efecto de
estos complementos supone una reducción de la factu-
ración bruta en torno al 20% siendo la interrumpibili-
dad la que tiene una incidencia más relevante, un 60%
de la reducción total, seguido del factor de discrimina-
ción horaria con un 28%.
4.2.3. Consumo de energía eléctrica
en el mercado liberalizado
El primero de enero del año 2003, se liberalizó total-
mente el mercado español de electricidad teniendo, por
tanto, todos los consumidores el derecho de adquirir su
energía eléctrica libremente a cualquier compañía
comercializadora de las autorizadas a operar legalmente
en nuestro país.
En el gráfico 4.2.3 se recoge, conjuntamente la evolu-
ción del acceso de los consumidores cualificados por su
número y por la energía adquirida. Mientras que el
aumento del número de consumidores en el mercado
liberalizado ha sido considerable el de energía ha sido
pequeño. Ello se debe por un lado a la menor entidad,
desde el punto de vista del consumo, que tienen los con-
65
Ele
ctri
cidad
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0Enero
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
N.° clientes Energía (GWh)
N.°
cli
ente
s
Gráfico 4.2.3. Evolución del acceso al mercado en 2005
sumidores (en su mayoría domésticos) que han accedido
al mercado a lo largo del año 2005 y por otro a que
varios consumidores industriales han vuelto al mercado
a tarifa al no haber encontrado mejores ofertas en el
mercado liberalizado.
Puede observarse como el acceso de los consumidores al
mercado incrementando de manera constante a lo largo
del año, llegándose a doblar en diciembre de 2005 el
número de suministros en el mercado respecto a las
cifras del mes de enero.
En el transcurso del año, realizaron compras en el
mercado una media de 1.991.584 consumidores, es
decir uno de cada 12 consumidores, de los que
1.957.019 fueron consumidores conectados en baja
tensión. En cuanto al número de consumidores factu-
rados se refleja la media de consumidores facturados
en el año: 1.991.584, cantidad inferior en unos
617.067 consumidores al número realmente existente
en el mercado liberalizado a 31 de diciembre de 2005,
dado que se han ido incorporando paulatinamente a lo
largo del año.
De los datos que figuran podemos decir que el 1,7% de
los consumidores facturados por tarifa de acceso en el
año 2005 estaban conectados en alta tensión (T>1KV),
correspondiéndoles, así mismo, el 79,75% de la energía
facturada y que pagaron por sus peajes un precio medio
de 1,60 céntimos de euro por KWh.
Al analizar con mayor detalle la información disponible
se observa que el precio medio pagado en tarifa de acce-
so por los pequeños consumidores conectados en alta
tensión, aquellos que tienen potencias contratadas
menores de 450 KW en todos los periodos, es casi un
5% más alto que la media; estos consumidores represen-
tan el 1,09% del total de los consumidores en mercado,
y el 11,2% en términos de energía.
En el otro extremo de la banda de precios de peaje, para
los consumidores en alta tensión, se encuentran los que
hemos denominado muy grandes consumidores, que son
aquellos que tienen un consumo mínimo en las noches,
los fines de semana y en el mes de agosto superior a cin-
cuenta millones de KWh/año. Los consumidores así
definidos, 34 en el año 2005, consumieron el 6,15% de
la energía en mercado y pagaron un precio medio por
tarifa de acceso de 0,17 céntimos de euro por KWh. Los
peajes para la exportación representan el 1,43% de la
energía pagando de media 0,15 cent€/kWh
El resto de consumidores en Alta Tensión que participa
en mercado, el 0,65% del total de consumidores, expli-
can el 61% del consumo a mercado se sitúan en el cen-
tro de la banda de precios, teniendo un coste por acceso
en torno a 1,66 céntimos de euro por KWh
Respecto a los consumidores conectados en baja tensión
y que adquieren su energía eléctrica en el mercado, cabe
decir que su número ha crecido notablemente en 2005
respecto al que había en 2004, y así se ha pasado de los
645.111 consumidores de 2004 a más de 1.957.000, en
media de facturaciones, en 2005.
Los 1.957.019 consumidores de media anual, conecta-
dos en baja tensión, adquirieron 17.169 GWh con un
coste por tarifa de acceso de 713,753 millones de euros,
es decir 4,16 cent €/KWh.
4.3. Los precios de la electricidad
4.3.1. Evolución de los precios
En el sistema eléctrico español, se distinguen dos tipos
de clientes. Por una parte, los consumidores que acuden
al mercado de electricidad y, por otra, aquéllos que sien-
do elegibles deciden permanecer en tarifa integral. Cabe
señalar que desde el 1 de enero de 2003 todos los con-
66
Ele
ctri
cidad
sumidores de electricidad pueden acudir al mercado
liberalizado.
Aquellos clientes que no acuden al mercado, deben abo-
nar por su suministro la tarifa integral que les correspon-
da. Concretamente, durante el año 2005, a los clientes
que no acudieron al mercado liberalizado se les aplica-
ron las tarifas integrales publicadas en el Real Decreto
2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establece
la tarifa eléctrica para 2005.
Por el contrario, los clientes que acuden al mercado
eléctrico deben abonar, además de los pagos por la ener-
gía que adquieran en el mercado, la correspondiente
tarifa de acceso1, cuya estructura fue definida en el RD
1164/2001, y cuyos precios para 2005 fueron publicados
en el Real Decreto 2392/2004.
La Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de Medidas fisca-
les, administrativas y del orden social, determina en su
artículo 94 que el Gobierno establecerá, mediante Real
Decreto, una metodología para la determinación de la
tarifa eléctrica media o de referencia, pudiendo fijar un
límite máximo anual al incremento de dicha tarifa, seña-
lando que durante el período comprendido entre el 1 de
enero de 2003 y el 31 de diciembre de 2010, la determi-
nación de la tarifa media o de referencia deberá tener en
cuenta una serie de previsiones.
Asimismo, la citada Ley estableció que durante dicho
periodo se incluirá como coste en la tarifa, la cuantía
correspondiente a la anualidad resultante de recuperar
linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos
en la liquidación de las actividades reguladas generado
entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de
2002, así como las cantidades que se deriven de la revi-
sión de la compensación extrapeninsular correspondien-
tes a los años 2001 y 2002.
El Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el
que se establece la metodología para la aprobación o
modificación de la tarifa media o de referencia y se
modifican algunos artículos del Real Decreto
2017/1997, desarrolla las modificaciones, introducidas
en la Ley 53/2002, sobre el marco tarifario vigente hasta
entonces, tanto en cuanto a la forma de calcular los cos-
tes del sistema, como a la variación máxima al creci-
miento de la tarifa media e, individualmente, al de cada
tarifa integral y de acceso.
La tarifa media del sistema de 2005, según el Real
Decreto 2392/2004, aumentó el 1,71% respecto a 2004,
variación muy similar a la establecida por el RD
1802/2003, para el año 2004 (1,72%).
El Real Decreto 2392/2004, en aplicación del artículo 7 del
Real Decreto 1432/2002, incluyó la revisión de las previ-
siones realizadas en el cálculo de las tarifas de los dos años
anteriores respecto a las variables de demanda en consumi-
dor final, y coste de las primas de régimen especial.
Cabe señalar que la obtención de la variación de la tarifa
media estaba sujeta a las previsiones realizadas por el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio respecto a la
demanda y su composición por grupos tarifarios, al precio
medio del mercado mayorista y a la participación en el
mercado de los clientes elegibles durante el año 2005.
En aplicación del RD 1432/2002, por el que se estable-
ce la tarifa media o de referencia, los incrementos de la
tarifa media registrados en los dos últimos años han sido
inferiores al límite máximo anual de crecimiento esta-
67
Ele
ctri
cidad
1 Por el uso de las redes de transporte y distribución, por lagestión comercial, así como por los costes permanentes, dediversificación y seguridad de abastecimiento, por el desajustede actividades reguladas en los ejercicios 2000, 2001 y 2002 ypor la revisión de coste de generación extrapeninsular einsular de 2001 y 2002.
blecido en dicho Real Decreto, del 2% (hasta un 1,4%
sin considerar las revisiones de las previsiones de años
anteriores, más 0,6% como máximo en concepto de
revisión de previsiones de años anteriores). (Véase
Gráfico 4.3.1)
Si bien desde 1987 hasta el año 2005 la tarifa media
eléctrica aumentó un 18,8% en términos nominales acu-
mulados, en el periodo más reciente, esto es, desde 1996
a 2005, la tarifa eléctrica ha disminuido, en términos
acumulados, un 12,7% en valores nominales y un 32,8%
en valores reales, deflactando las variaciones de la tari-
fa eléctrica por el Índice de Precios al Consumo (IPC).
Las variaciones de las diferentes tarifas integrales intro-
ducidas en el Real Decreto 2392/2004 respecto al Real
Decreto 1802/2003, se resumen en el incremento del
1,74% de las tarifas integrales aplicadas a clientes domés-
ticos, esto es, tarifas integrales 1.0, 2.0 y 2.0N, aumento
del 2,78% de las tarifas D2 y subida del 1,61% en el resto
de tarifas integrales en baja, media y alta tensión.
Como consecuencia de dichas modificaciones en las
tarifas integrales, el aumento promedio global de las
tarifas para la venta de energía eléctrica que aplicaron
las empresas distribuidoras en 2005, fue un 1,71 %, res-
pecto al año anterior (véase cuadro 4.3.1).
Análogamente, las tarifas de acceso del RD 2392/2004 a
aplicar a los clientes en el mercado liberalizado, aumen-
taron un 2,31% para las tarifas de acceso 6.5 (coinci-
diendo con el aumento máximo permitido en el año
68
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cidad
2 Tarifas para la venta de energía a distribuidores en altatensión, a quienes es de aplicación la disposición transitoriaundécima de la Ley 54/1997.
%
–8
–6
–4
–2
2
4
6
8
0
Años
1988 1990 1991 1992 1993 1995 1996 1997 1998(1)
1999(2)
2000 2001 2004(3)
20011989 1994 2003(3)
2005(3)
Gráfico 4.3.1. Evolución de la tarifa media de electricidad en términos nominales (1).
Tasa de variación anual
A partir de 1998 se incluye el impuesto de electricidad.(1) Desde 1998 se registra la variación del precio medio de venta de electricidad; esto es, considerando el efecto de los
consumidores que acuden al mercado.(2) Incluye la rebaja adicional del 1,5% en las tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N establecida por el Real Decreto-Ley 6/1999.(3) La variación de la tarifa media a partir del año 2003 corresponde al ámbito nacional. Hasta entonces; ámbito peninsular.
Fuente: Reales Decretos de Tarifas Eléctricas de dicho año.
según el RD 1432/2002) y un 1,71% para el resto de
tarifas generales de acceso, respecto a las del RD
1802/2003.
Asimismo, y como consecuencia de dichas modificacio-
nes el aumento promedio global de las tarifas de acceso
en 2005 fue de un 1,71% respecto al año anterior (véase
cuadro 4.3.2).
Según la información de las liquidaciones de las empre-
sas eléctricas, el valor de la facturación media (por kWh
consumido) de las tarifas integrales aumentó un 0,4% en
2005 respecto a 2004. Por otra parte, la facturación
media de las tarifas de acceso aumentó un 13,8%, desde
los 1,88 cent €/kWh en 2004 hasta los 2,81 cent €/kWh
en 2005.
Los elevados aumentos de la facturación media de las
tarifas de acceso, registrados durante 2004 y 2005
(Cuadro 4.3.3), han sido consecuencia tanto de las varia-
ciones tarifarias registradas, como de la ampliación de la
elegibilidad a los clientes de baja tensión desde el 1 de
enero de 2003, lo que ha llevado a que los clientes a tari-
fa integral de baja tensión con valores medios de factu-
ración mas elevados hayan acudido al mercado liberali-
zado con mas dinamismo que el resto de consumidores.
(Véase Cuadro 4.3.6)
69
Ele
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cidad
Grupo tarifario Variación
Tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N 1,74%
Tarifas D 2,78%
Resto de tarifas integrales en baja, media y alta tensión 1,61%
Promedio de consumidores a tarifa integral 1,71%
Fuentes: Real Decreto 2392/2004 y RealDecreto 1802/2003.
Cuadro 4.3.1. Variaciones en las tarifas integrales
en en año 2005 respecto a 2004
Grupo tarifario Variación
Tarifas de Acceso 6.5 2,31%
Resto de tarifas de acceso 1,71%
Promedio de consumidores a tarifa de acceso 1,71%
Fuentes: Real Decreto 2392/2004 y RealDecreto 1802/2003.
Cuadro 4.3.2. Variaciones de las tarifas de acceso
en términos nominales en 2005
respecto a 2004
Valores medios de facturación
Año Tarifa integral Tarifa de acceso
1988 6,0%
1989 3,6%
1990 5,0%
1991 6,9%
1992 1,3%
1993 2,6%
1994 1,0%
1995 0,4%
1996 0,3%
1997 –3,9%
1998 –4,4%
1999 0,5% –3,5%
2000 1,5% 3,9%
2001 –1,0% 3,5%
2002 0,3% 7,9%
2003 (1) 1,4% 4,3%
2004 (1) 0,5% 23,6%
2005 (1) 0,4% 13,8%
(1) Las variaciones de tarifa media desde el año 2003 son deámbito nacional.
Fuente: CNE.
Cuadro 4.3.3. Tasas de variación de la facturación
media de precios regulados: tarifas
integrales y tarifas de acceso (%)
La evolución histórica del valor de la facturación
media de los clientes acogidos a tarifa integral, en tér-
minos nominales y reales, se presenta en el gráfico
4.3.2. En este gráfico se está considerando, a partir de
1998, únicamente la facturación media del colectivo
que está acogido a tarifa integral. Esto es, se excluye la
facturación de los clientes que han acudido al mercado
liberalizado.
El cuadro 4.3.4 muestra información de los valores de
facturación media y consumo de tarifas integrales, des-
glosada por niveles de tensión. Se observa el aumento
del valor de facturación media de la tarifa integral de
2005 en un 0,4% respecto al año anterior.
Mientras que la facturación media de clientes conec-
tados a redes de baja tensión se incrementó en 2005
en un 1,5% respecto al año anterior, hasta los 10,11
cent €/kWh, el consumo de este colectivo disminuyó
un 4%, como consecuencia del paso de clientes
domésticos desde el mercado regulado al mercado
liberalizado
Por otro lado, la facturación media de clientes aco-
gidos a tarifas integrales de alta tensión se incre-
mentó un 2,8% en el año 2005 respecto al año
anterior, aumentando el consumo de dichos clien-
tes un 4,0%.
La composición de consumos por niveles de tensión en
el mercado a tarifa integral apenas se modificó en 2005
respecto a la estructura del año anterior. En baja tensión
se concentró el mayor porcentaje de consumo sobre el
total en tarifas integrales (65%), seguido de las tarifas
generales del nivel de tensión 1 (entre 1 kV y 36 kV),
con un 11%, y de la tarifa de grandes consumidores G4
y de tarifa horaria de potencia, con un 6% en cada caso
(véase gráfico 4.3.3).
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0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
Cent
. €/k
Wh
Términos Nominales Términos Reales
Años1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004(2)2003(2) 2005(2)
Gráfico 4.3.2. Evolución del precio medio de la electricidad de clientes acogidos a tarifa integral.
Términos nominales y términos reales (1)
(1) Serie deflactada por el IPC.(2) Las variaciones de tarifa media desde el año 2003 son de ámbito nacional.
Fuentes: INE y CNE.
71
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cidad
2004 2005Valor de facturación media % variación
Cent €/kWh Cent €/kWh 2005-2004
Baja tensión (inferior a 1 kV) 9,96 10,11 1,5%
Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 6,56 6,68 1,9%
Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 3,78 3,90 3,0%
Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 3,02 3,01 –0,4%
Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 2,37 2,47 4,3%
G.4 (Grandes consumidores) 2,35 2,39 1,7%
Tarifa horaria de potencia 3,47 3,57 3,0%
Alta tensión 4,03 4,15 2,8%
Otros consumos 0,08 0,11 36,3%
Total 7,89 7,92 0,4%
Cuadro 4.3.4. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas integrales. Total nacional.
Años 2004 y 2005.
2004 2005Consumo % variación
GWh GWh 2005-2004
Baja tensión (inferior a 1 kV) 100.355 96.366 –4,0%
Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 15.614 16.662 6,7%
Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 4.636 4.969 7,2%
Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 5.769 5.872 1,8%
Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 6.986 7.443 6,5%
G.4 (Grandes consumidores) 9.214 9.321 1,2%
Tarifa horaria de potencia 9.326 9.284 –0,4%
Alta tensión 51.545 53.551 3,9%
Otros consumos 1.241 1.262 1,7%
Total 153.142 151.179 –1,3%
Se excluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
En el mercado liberalizado cabe destacar, por una parte,
que el valor medio de facturación de las tarifas de acceso
de baja tensión experimentó un incremento del 7,0% en
2005 respecto al año anterior. Esta variación fue conse-
cuencia del aumento de las tarifas de acceso y, sobre todo,
del incremento de la participación de consumidores de
baja tensión en mercado, debido a la elegibilidad plena de
consumidores eléctricos desde el 1 de enero de 2003.
Por otra parte, el valor medio de facturación de las tari-
fas de alta tensión del mercado liberalizado, se incre-
mentó un 0,2% respecto del año anterior, como conse-
cuencia del aumento del 4,5% del valor medio de factu-
ración de los clientes conectados al nivel de tensión 4
(€€145 kV) que compensó las disminuciones registra-
das en el resto de niveles de alta tensión.
El consumo de clientes en tarifas de acceso de alta ten-
sión se incrementó un 3,9% en 2005 respecto a 2004,
como consecuencia del aumento en la energía conectada
a todos los niveles de tensión (si bien cabe destacar los i
registrados en el nivel de tensión 3 (13,9%) y en el nivel
de tensión 2 (8,8%)), parcialmente compensado con la
reducción experimentada en los consumo acogidos a la
tarifa de acceso 6.5 de conexiones internacionales (-
40,2%) (únicamente aplicable a las exportaciones con
destino a Marruecos y Andorra). (véase cuadro 4.3.5).
La estructura del consumo de clientes a tarifas de acce-
so, por niveles de tensión, para el año 2005, se represen-
ta en el gráfico 4.3.4. Se observa que el 63% del consu-
mo de los clientes que acudieron al mercado durante
dicho año correspondió a los consumidores conectados
al nivel de tensión 1 (de 1 kV a 36 kV), y el 21% a los
consumidores de baja tensión.
Es necesario destacar el aumentó de la participa-
ción en la estructura de consumo en mercado libe-
72
Ele
ctri
cidad
Baja Tensión(< 1 kV)64%
Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)
11%
Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)
3%
Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)
4%
Alta tensión 4(≥ 145 kV)
5%
G.4(Grandes consumidores)
6%
Tarifa horariade potencia6%
OtrosConsumos1%
Gráfico 4.3.3. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa integral. Total nacional.
Año 2005
Se excluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
ralizado de los consumidores conectados a baja
tensión (conectados a tensión inferior a 1 kV), que
ha pasado de ser el 3% en el año 2003, al 21% en
el año 2005.
En relación, con lo anterior es necesario señalar que a 31
de diciembre de 2005 se encontraban 2.545.106 suminis-
tros de baja tensión en régimen de mercado liberalizado,
esto es, 1.146.800 más que a 31 de diciembre de 2004.
73
Ele
ctri
cidad
2004 2005Valor de facturación media % variación
Cent €/kWh Cent €/kWh 2005-2004
Baja tensión (inferior a 1 kV) 3,86 4,14 7,0%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 1,79 1,78 –0,7%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1,44 1,43 –0,6%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1,56 1,55 –1,1%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 1,75 1,83 4,5%
6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 0,17 0,16 –1,6%
6.5 (Conexiones internacionales) 0,15 0,14 –5,0%
Alta tensión 1,59 1,60 0,2%
Otros consumos 0,39 0,41 5,2%
Total 1,87 2,13 13,8%
Cuadro 4.3.5. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas de acceso. Total nacional
Años 2004 y 2005
2004 2005Consumo % variación
GWh GWh 2005-2004
Baja tensión (inferior a 1 kV) 9.414 18.470 96,2%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 52.248 54.603 4,5%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 5.555 6.044 8,8%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1.121 1.277 13,9%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 700 736 5,1%
6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 4.885 5.194 6,3%
6.5 (Conexiones internacionales) 1.847 1.105 –40,2%
Alta tensión 66.356 68.960 3,9%
Otros consumos 390 360 –7,8%
Total 76.160 87.790 15,3%
Fuente: CNE.
De estos 2.545.106 clientes, el 94,6% (2.406.874 sumi-
nistros), contrataron la tarifa de acceso 2.0A (tarifa de
acceso en baja tensión sin discriminación horaria y
potencia contratada no superior a 15 kW). Por otra parte,
un 5,4%, (137.736 suministros) contrataron la tarifa de
acceso 3.0A (tarifa general de baja tensión con discrimi-
nación horaria en tres periodos). Únicamente 496 clien-
tes se acogieron a la tarifa de acceso 2.0NA (tarifa de
acceso con discriminación horaria nocturna de baja ten-
sión y potencia contratada no superior a 15 kW) (véase
gráfico 4.3.5.).
No obstante lo anterior, de los 18.470 GWh consumi-
dos por clientes conectados en baja tensión en el año
2005, únicamente el 35% (6.461 GWh) se registra en
la tarifa de acceso 2.0A, mientras que un 65% del
consumo correspondió a la tarifa 3.0A (véase gráfi-
co 4.3.6.).
En resumen, como se puede observar en el gráfico 4.3.7
y cuadro 4.3.6, se produjo un aumento de la participa-
ción de consumidores de electricidad en el mercado
liberalizado en 2005 respecto a 2004 del 32,7% al
36,5% (12.362 GWh más que en 2004), debido funda-
mentalmente, a la participación durante el año 2005 de
clientes conectados a baja tensión.
No obstante, se observa que los consumidores conecta-
dos al nivel de tensión 1 (entre 1 kV y 36 kV) son los
que han participado más activamente en el mercado en
2005, suponiendo el 75% del consumo de dicho nivel de
tensión.
74
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cidad
Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)63%
Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)
7%
Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)
1%
Alta tensión 4(≥ 145 kV)
1%
6.5(Art. 10 del RD 1164/2001)
6%
6.5(Conexiones Internacionales)
1 %
OtrosConsumos0%
Baja Tensión(< 1 kV)21%
Gráfico 4.3.4. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa de acceso. Año 2005.
Total nacional
Se excluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
75
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cidad
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
N.°
Clie
ntes
2.0 A 2.0 NA 3.0 A
ene-
03
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
Gráfico 4.3.5. Evolución de número de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa
de acceso. Total nacional
No se incluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
MW
h
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
2.0 A 2.0 NA 3.0 A
ene-
03
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
Gráfico 4.3.6. Evolución del consumo de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa
de acceso. Total nacional
No se incluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
76
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cidad
Participación en el mercado (%) 2004 2005
Baja tensión (inferior a 1 kV) 8,6% 16,1%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 75,5% 75,2%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 44,9% 46,2%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 20,7% 21,5%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 7,5% 7,5%
Alta tensión 55,6% 55,9%
TOTAL 32,7% 36,5%
Notas:
— Se excluyen la energía correspondiente a las exportaciones internacionales y otros consumos.— Tarifa 6.5 aplicada a clientes nacionales, según el artículo 10 del RD 1164/2001 se distribuye por niveles de tensión.
Fuente: CNE.
Cuadro 4.3.6. Participación anual en el mercado liberalizado. Consumo por niveles de tensión. Total
nacional. Años 2004 y 2005
Mes de Consumo
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV)
Alta tensión 4 (≥ 145 kV)
Baja tensión (< 1 kV)
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV)
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
%
Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05
≥ 1 GWh/año Toda la Alta Tensión Total
≥ 5
GWh/
año
≥ 3
GWh/
año
≥ 4
GWh/
año
Gráfico 4.3.7. Evolución mensual de la participación del consumo en el mercado liberalizado por niveles
de tensión
Fuente: CNE.
4.3.2. Comparación internacional de precios
Las dos metodologías habitualmente consideradas en la
comparación internacional de precios de la electricidad
y gas natural, son la metodología de precios medios, uti-
lizada por la Agencia Internacional de la Energía, y la de
los consumidores tipo, utilizada por Eurostat.
La metodología de precios medios, permite comparar
niveles globales de precios medios entre países, obvian-
do los problemas de las diferentes estructuras tarifarías
existentes en los diferentes países.
No obstante, la utilización de estadísticas basadas en dicha
metodología a efectos de comparar los precios internacio-
77
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cidad
Precios medios de consumidores tipo
Metodología Fuente Tipología de clientes
Electricidad
Precios medios de Eurostat 5 domésticosconsumidores tipo Directiva 90/377/CE 9 industriales
Ventajas
— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términos devariaciones de precios (aísla el efecto precio).
— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.
Inconvenientes
— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan
las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país que agregar).— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.
Facturación media de clientes
Metodología Fuente Tipología de clientes
Facturación media Agencia Internacional Total domésticosde clientes de la Energía (OCDE) Total industria
Ventajas
— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.
Inconvenientes
— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupos
tarifarios (no hay datos disponibles en 2004 para España).— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales.— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto
de la variación en los consumos.
Cuadro 4.3.7. Descripción de metodologías de precios internacionales de electricidad
nales requiere, por una parte, conocer la distribución de los
consumos por grupos tarifarios, lo que implica un retardo
en la publicación de la información. Por otra parte, es
necesario tener en cuenta, que la comparación de precios
medios en distintos años según esta metodología no aísla
el efecto de variación de precios, sino que también inclu-
ye el efecto de la composición de los consumos.
La metodología de precios de consumidores tipo, permi-
te realizar comparaciones internacionales de precios de
los consumidores tipo seleccionados, aislando variacio-
nes en los precios y permitiendo una actualización de la
información con un retardo de sólo 6 meses. Además,
tienen la consideración de estadísticas oficiales europe-
as, según la Directiva 90/377/CE.
Sin embargo, las características de estadísticas basadas
en esta metodología limitan la comparación internacio-
nal de precios energéticos. En primer lugar, se descono-
ce la representatividad entre países de cada uno de los
consumidores tipo definidos. En segundo lugar, al no
disponerse de la ponderación de cada uno de los consu-
midores tipo, esta metodología no es adecuada para
comparar niveles de precios globales de consumidores
domésticos e industriales. Por último, se desconoce la
representatividad de la información de precios de los
clientes que acuden al mercado liberalizado. En muchos
casos no se dispone de dicha información por motivos
de confidencialidad en los datos de clientes.
Comparación de precios medios de electricidad
La Agencia Internacional de la Energía (OCDE), publi-
ca los precios medios de electricidad de consumidores
domésticos e industriales, para países pertenecientes a la
OCDE, entre los que se encuentra España.
Cabe señalar que la información más reciente de precios
internacionales de electricidad de la Agencia
Internacional de la Energía corresponde a 2005, si bien
en la información que se presenta a continuación, se
analiza la información de 2003, por ser éste el último
año con información disponible para España.
Los precios pagados por los consumidores domésticos de
electricidad en los países de la UE- 253 y Noruega, según
la información proporcionada por la Agencia Internacional
de la Energía correspondiente al año 2003, configura el
siguiente mapa europeo de niveles de precios de la electri-
cidad, en términos nominales (véase gráfico 4.3.8).
78
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cidad
3 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayode 2004.
A) Países con precios < 8,0 cent. €/kWh (5)
B) Países con precios entre 8,0 y 9,0 cent. €/kWh (4)
C) Países con precios 9,0 y 10,0 cent. €/kWh (4)
D) Países con precios > 10,0 cent. €/kWh (5)
Gráfico 4.3.8. Facturación media de la electricidad
de los consumidores domésticos
en la UE-25 y Noruega (cen €/kWh).
Se excluyen impuestos.
Año 2003
No se dispone de información de Bélgica, Chipre, Eslovenia,Estonia, Letonia, Lituania, Malta y Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
España se situó en el área intermedia de países europeos
(decimotercera posición de los 18 países analizados) de pre-
cios medios de electricidad, excluyendo impuestos, para los
consumidores domésticos en 2003. El nivel medio de pre-
cios para los consumidores domésticos en España fue un
7,5% superior a la media aritmética de precios europeos.
Alemania, Portugal e Italia fueron los países europeos
con precios medios de electricidad más elevados del
entorno para consumidores domésticos en 2003, mien-
tras que Noruega, República Checa y Polonia fueron los
países europeos con menores precios.
En el cuadro 4.3.8, se muestran los precios medios de la
electricidad de los consumidores domésticos en la Unión
Europea y Noruega correspondientes a los años 2003
(ultimo año con información disponible para España) y
2005, así como la tasa de variación acumulada en 2005
respecto a 2003, en términos nominales, de los precios
medios de la electricidad de los consumidores domésticos
79
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cidad
CONSUMIDORES DOMÉSTICOS
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 9,27 cent €/kWh = 9,43 cent €/kWh % variación 2005-2003
2003 2005
Noruega 5,18 Noruega 3,34 Noruega –35,5%
República Checa 6,13 República Checa 7,16 Polonia –1,9%
Polonia 6,41 Finlandia 7,23 Francia 0,0%
Finlandia 7,37 Polonia 7,48 Portugal 4,6%
Grecia 7,86 Francia 8,55 Dinamarca 14,1%
Hungría 8,06 Eslovaquia 9,52 Holanda 15,3%
Eslovaquia 8,07 Hungría 9,66 República Checa 16,7%
Francia 8,55 Dinamarca 10,07 Polonia 16,7
Dinamarca 8,83 Holanda 11,00 Reino Unido 17,1%
Austria 9,23 Reino Unido 11,43 Eslovaquia 18,0%
Holanda 9,54 Portugal 13,76 Hungría 19,2%
Reino Unido 9,76 Irlanda 14,00 Irlanda 22,9
España 9,96 Alemania … Alemania …
Irlanda 11,39 Austria … Austria …
Luxemburgo 11,91 España … España …
Italia 12,00 Grecia … Grecia …
Portugal 13,16 Italia … Italia …
Alemania 13,40 Luxemburgo … Luxemburgo …
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Cuadro 4.3.8. Precios medios de electricidad de consumidores domésticos en la Unión Europea
y Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos
en la Unión Europea y Noruega. Se observa que Irlanda
fue, en el año 2005, el país con el precio de la electricidad
más elevado del entorno europeo (14,00 cent €/kWh),
seguido de Portugal (13,76 cent €/kWh), y Reino Unido
(11,43 cent €/kWh). Sin embargo, Noruega (3,34 cent
€/kWh) fue el país con el menor precio de la electricidad
del entorno europeo en 2005.
Los dos únicos países que redujeron, en términos nomi-
nales, los precios medios de la electricidad de los consu-
midores domésticos en el entorno europeo en 2005 res-
pecto a 2003 fueron Noruega, con una disminución acu-
mulada del precio medio del 35,5%, y Finlandia con una
reducción acumulada del 1,9%. Por otra parte, Irlanda
fue el país que más aumentó el precio de los consumido-
res domésticos en el año 2005 respecto a 2003, con un
incremento acumulado del 22,9%.
En España, la tasa de variación acumulada en 2005 res-
pecto a 2003, en términos nominales, de las tarifas inte-
grales para consumidores domésticos en aplicación del
RD 2392/2004 se incrementaron un 3,2% sobre los valo-
res publicados en el RD 1436/2002. Según la informa-
ción de la Base de datos de liquidaciones eléctricas, la
tasa de variación acumulada en 2005 respecto a 2003, en
términos nominales, de la facturación media de los
clientes domésticos fue un 1,9%.
En el caso de consumidores industriales, España se situó
en 2003 en el segundo grupo de países con precios
medios de la electricidad, más bajos del entorno
europeo. En particular, registró un quinto lugar de los 15
países analizados, con un nivel de precios un 22,3%
inferior a la media de países del entorno. Italia e Irlanda,
fueron los países con los precios medios de electricidad
más elevados del entorno europeo, mientras que
Noruega y Francia registraron los precios más bajos de
los 15 países con información disponible en 2003
(Véase gráfico 4.3.9).
Se observa que Irlanda fue, en el año 2005, el país con
el precio de la electricidad más elevado del entorno
europeo (8,00 cent €/kWh), seguido de Portugal (7,89
cent €/kWh).
En el cuadro 4.3.9, se muestran los precios medios de la
electricidad de los consumidores industriales en la
Unión Europea y Noruega correspondientes a los años
2003 y 2005, así como la tasa de variación acumulada en
2005 respecto a 2003.
Noruega, fue en el año 2005 el país que redujo más el
precio medio de la electricidad de los consumidores
industriales con una caída acumulada del 14% respecto
80
Ele
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cidad
A) Países con precios < 4,0 cent. €/kWh (2)
B) Países con precios entre 4,0 y 5,0 cent. €/kWh (5)
C) Países con precios 5,0 y 7,0 cent. €/kWh (6)
D) Países con precios > 7,5 cent. €/kWh (2)
Gráfico 4.3.9. Facturación media de la electricidad
de los consumidores industriales
en la UE-25 y Noruega (cen €/kWh).
Se excluyen impuestos.
Año 2003
No se dispone de información de Austria, Bélgica, Chipre,Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta,Países Bajos y Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
a 2003, seguido de Irlanda, con una caída del 4%. Por
otra parte, el país que más incrementó el precio medio
de consumidores industriales en el año 2005 respecto a
2003, fue la Republica Checa con un 31%.
Si la comparación internacional de precios medios de la
electricidad se realiza en términos de Paridad de Poder
Adquisitivo (PPS), en lugar de en términos de la unidad
monetaria común (euros), España registró posiciones
muy similares en el ranking europeo de precios. En par-
ticular, en la escala de precios de electricidad más bajos,
España se situó en 2003 en el puesto undécimo (de 18
países) y quinto (de 15 países) para consumidores
domésticos e industriales, respectivamente (véase cua-
dro 4.3.10).
En relación con los precios de Noruega, país pivote por
registrar los precios de electricidad más bajos del entor-
no europeo, en 2003 los precios para los consumidores
domésticos en España, en términos de PPS, fueron 2,98
veces los registrados en Noruega y para los consumido-
res industriales fueron 2,16 veces.
81
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cidad
CONSUMIDORES INDUSTRIALES
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 5,83 cent €/kWh = 5,96 cent €/kWh % variación 2005-2003
2003 2005
Noruega 3,25 Noruega 2,80 Noruega –14%
Francia 3,63 Francia 3,56 Irlanda –4%
Reino Unido 4,51 Polonia 5,13 Finlandia –2%
Polonia 4,53 Finlandia 5,21 Francia –2%
España 4,53 República Checa 6,49 Portugal 7%
Grecia 4,93 Eslovaquia 6,95 Hungría 10%
República Checa 4,97 Hungría 7,62 Eslovaquia 12%
Finlandia 5,34 Portugal 7,89 Polonia 13%
Alemania 5,79 Irlanda 8,00 República Checa 31%
Eslovaquia 6,19 Alemania … Alemania …
Hungría 6,87 Dinamarca … Dinamarca …
Dinamarca 7,15 España … España …
Portugal 7,34 Grecia … Grecia …
Irlanda 8,32 Italia … Italia …
Italia 10,00 Reino Unido … Reino Unido …
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Cuadro 4.3.9. Precios medios de electricidad de consumidores industriales en la Unión Europea
y Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos
Cabe señalar que, tanto en 2003, como en 2005,
Noruega fue el país pivote para consumidores domésti-
cos e industriales, y Eslovaquia fue el país de mayores
precios en términos de PPS para consumidores domésti-
cos e industriales.
En los gráficos 4.3.10 y 4.3.11 se muestra la diferente
imposición aplicada al consumo de electricidad entre los
países del entorno europeo. Según la información de la
Agencia Internacional de la Energía, la fiscalidad de la
electricidad en el caso español para consumidores
domésticos (impuesto de la electricidad e IVA) supuso
un 18% del precio total de la electricidad en el año 2003,
ocupando la fiscalidad española una posición interme-
dia (décimo país europeo con mayores gravámenes de
18 países) en el entorno europeo para dicho año.
Asimismo, al realizar la comparación de precios de elec-
tricidad de consumidores domésticos incluyendo
impuestos para 2003, España ocupó una décima posi-
82
Ele
ctri
cidad
DomésticoPPS
(Índice Noruega = 100)
Noruega 100
Finlandia 170
Dinamarca 173
Francia 213
Austria 227
Holanda 232
Reino Unido 240
Irlanda 250
Grecia 259
Luxemburgo 278
España 298
República Checa 301
Alemania 316
Italia 320
Polonia 343
Hungría 377
Portugal 415
Eslovaquia 442
IndustrialPPS
(Noruega = 100)
Noruega 100
Francia 144
Reino Unido 177
Finlandia 196
España 216
Alemania 218
Dinamarca 223
Grecia 259
Irlanda 291
Portugal 369
Polonia 386
República Checa 389
Italia 425
Hungría 514
Eslovaquia 540
Cuadro 4.3.10. Ranking de facturación media de electricidad en la UE-25 y Noruega en términos de paridad
de poder adquisitivo. Se excluyen impuestos
2003
DomésticoPPS
(Índice Noruega = 100)
Noruega 100
Finlandia 269
Dinamarca 322
Francia 339
Holanda 437
Reino Unido 443
Irlanda 500
República Checa 536
Polonia 556
Hungría 679
Portugal 702
Eslovaquia 737
IndustrialPPS
(Noruega = 100)
Noruega 100
Francia 169
Finlandia 231
Irlanda 341
Polonia 455
Portugal 480
República Checa 579
Hungría 639
Eslovaquia 642
2005
Resto UE datos no disponibles.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
83
Ele
ctri
cidad
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%61,1% 44,3% 34,4% 31,5% 27,3% 23,7% 18,1% 13,8% 12,3% 11,9%18,0%25,5% 23,5% 10,7% 7,4% 5,6% 4,8% 4,8%
% Impuesto Sin Impuesto
Dina
mar
ca(2
2,69
)
Hola
nda
(17,
14)
Noru
ega
(7,8
9)
Aust
ria(1
3,48
)
Ital
ia(1
6,5)
Finl
andi
a(9
,89)
Fran
cia
(11,
2)
Polo
nia
(8,3
7)
Rep.
Che
ca(7
,49)
Espa
ña(1
2,15
)
Alem
ania
(15,
54)
Eslo
vaqu
ia(9
,2)
Irla
nda
(12,
93)
Hung
ría(9
,03)
Grec
ia(8
,49)
Luxe
mbu
rgo
(12,
63)
Rein
o Un
ido
(10,
25)
Port
ugal
(13,
82)
Gráfico 4.3.10. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores domésticos
en UE-25 y Noruega. Año 2003
No se dispone de información de Bélgica, Chipre, Eslovenia, Letonia, Lituania, Malta y Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%23,1% 19,4% 11,8% 9,1% 8,3% 0% 0% 0% 0% 0%0%0%7,8% 4,8%
% Impuesto Sin Impuesto
6,9%
Ital
ia(1
3)
Noru
ega
(4,0
3)
Dina
mar
ca(8
,1)
Polo
nia
(4,9
8)
Fran
cia
(3,9
6)
Finl
andi
a(5
,79)
Rein
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(4,8
4)
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ña(4
,76)
Alem
ania
(5,7
9)
Eslo
vaqu
ia(6
,19)
Grec
ia(4
,93)
Hung
ría(6
,94)
Irla
nda
(8,3
2)
Port
ugal
(7,3
4)
Rep.
Che
ca(4
,97)
Gráfico 4.3.11. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores industriales
(se excluye IVA) en UE-25 y Noruega. Año 2003
No se dispone de información de Austria, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Países Bajosy Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
ción, incluyendo impuestos indirectos sobre el consumo
de electricidad, mientras que si se excluyen impuestos,
la posición en el ranking de precios más bajos del entor-
no europeo, empeora hasta la decimotercera posición.
Por otra parte, la fiscalidad de la electricidad para los
consumidores industriales4 es, como porcentaje del pre-
cio final y en términos generales, menor que la aplicada
a los consumidores domésticos en todos los países con-
siderados, excepto en el Reino Unido.
En el caso español, la fiscalidad aplicada a consumido-
res industriales (el impuesto de la electricidad es el
único tributo que grava el consumo de electricidad de
los consumidores industriales) supuso el 4,8% del pre-
cio total de la electricidad en el año 2003, ocupando la
fiscalidad española una posición intermedia en el entor-
no europeo para los consumidores industriales en dicho
año (véase gráfico 4.3.11).
Asimismo, al realizar la comparación de precios de elec-
tricidad de consumidores industriales incluyendo
impuestos para 2003, España ocupó la tercera posición,
esto es, mejoró dos puestos respecto a excluyendo los
impuestos en la comparación, en el ranking de países del
entorno europeo con menores precios medios.
Comparación de precios de electricidad
de consumidores tipo según Eurostat
En las estadísticas de Eurostat se incluyen precios
medios de electricidad de 5 consumidores tipo domésti-
cos, denominados Da, Db, Dc, Dd y De, caracterizados
por su consumo anual y por la aplicación o no de discri-
minación nocturna en sus precios. De los 5 consumido-
res tipo domésticos publicados por Eurostat, se ha selec-
cionado al consumidor tipo doméstico Db (1.200
kWh/año y sin discriminación nocturna) por correspon-
der a un consumidor doméstico sin discriminación noc-
turna, más cercano, al consumidor representativo del
caso español y al consumidor tipo De (20.000 kWh/año,
de los cuales 15.000 kWh de noche) por ser un consumi-
dor tipo doméstico de gran tamaño y discriminación
nocturna en su tarifa.
Las principales tarifas utilizadas por los clientes domés-
ticos en España corresponden a la tarifa 2.0 y 2.0N. En
2005, el consumo nacional en la tarifa 2.0 y 2.0N ascen-
dió a 60.791 GWh y 10.521 GWh, respectivamente, lo
que supone el 85,2% y el 14,7%, respectivamente del
consumo de baja tensión en tarifas sin discriminación
horaria y discriminación nocturna. El consumo anual
medio a estas tarifas fue de 2.897 kWh para la tarifa 2.0
y de 9.728 kWh para la tarifa 2.0N.
Según la información de Eurostat, en 2005 España ocupó
el decimoquinto puesto de precios más bajos para consu-
midores domésticos dentro del grupo configurado por la
Unión Europea y Noruega para el consumidor Db de bajo
consumo, y noveno puesto para el consumidor De de alto
consumo y discriminación nocturna, siendo los precios de
los consumidores domésticos tipo Db y De en España un
4,0% y un 10,6% inferiores a la media aritmética de los
países analizados. (véase gráfico 4.3.12).
En contraste, Portugal país de gran interés comparativo
con España a efectos del MIBEL, se situó en la banda
superior de precios en el caso de los dos consumidores
domésticos analizados, siendo un 33,7% y un 44,1%
superiores que las de España en 2005.
Cabe señalar por un lado que para el consumidor tipo
Db, de bajo consumo y sin discriminación horaria, Malta
84
Ele
ctri
cidad
4 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a que es un impuesto que es repercutidoal consumidor final.
fue el país de precio más bajo del entorno europeo, no
obstante, según información de Eurostat, el gobierno de
este país subvenciona la electricidad a los clientes domés-
ticos. Sin embargo, Noruega fue el país de precio más ele-
vado de los países analizados para este tipo de consumi-
dor doméstico. No obstante, el precio medio del conjunto
de los consumidores domésticos en Noruega, según la
información de la Agencia Internacional de la Energía,
fue el más bajo del entorno europeo. Asimismo, cabe des-
tacar que Noruega presenta el consumo de electricidad
por consumidor doméstico más elevado del entorno y
donde el 99% de su capacidad instalada es hidráulica, por
lo que el coste de generación es muy reducido y el precio
de los consumidores tipo de bajo consumo no es represen-
tativo del consumo de electricidad doméstico.
Por otro lado, para el consumidor tipo De, Letonia fue el
país de precio más bajo del entorno europeo, mientras que
Malta, en contraste con el consumidor tipo Db, fue el país
con el precio más elevado de los países analizados.
En el grafico 4.3.13, se muestran las tasas de variación de
los precios de la electricidad en Europa en julio de 2005
respecto a julio de 2004, para los consumidores domésticos
analizados. Se observa cómo los precios de la electricidad
de los consumidores domésticos en los diferentes países
analizados han seguido una tendencia alcista en el año
2005 respecto a los del año anterior, salvo en Letonia, que
redujo los precios para el consumidor tipo Db, Eslovaquia
para el consumidor tipo De, y en Finlandia, Suecia y
Austria para ambos consumidores tipo domésticos.
Según información de Eurostat, en España, el precio de
la electricidad aumentó, en términos nominales, un
1,8% y 1,7% en 2005 respecto al año anterior para los
tipos de consumidores domésticos, Db y De, respectiva-
85
Ele
ctri
cidad
Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)
Precio medio Europa = 12,00 cen. €/kWh Precio medio Europa = 6,60 cen. €/kWh10,73Malta
PortugalDinamarca
LuxemburgoAlemania
IrlandaBélgicaChipre
HungríaFrancia
HolandaAustria
EslovaquiaNoruega
SueciaEslovenia
EspañaReino Unido
GreciaEstoniaPolonia
FinlandiaLituania
Rep. ChecaLetonia
8,508,10
7,777,567,527,457,227,217,177,056,92
6,616,546,49
5,906,14
5,735,505,435,40
4,774,544,514,32
NoruegaLuxemburgo
IrlandaAlemaniaPortugalHolandaBélgica
EslovaquiaDinamarca
SueciaAustriaEspaña
Reino UnidoFranciaChipre
Rep. ChecaHungríaPolonia
FinlandiaEslovenia
ItaliaLituania
GreciaEstoniaLetonia
Malta
24,0418,3618,34
17,3815,40
15,2014,12
13,6013,08
12,9711,76
11,5211,4511,1311,0010,9010,8710,43
10,369,95
8,567,627,47
6,235,48
4,81
Gráfico 4.3.12. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo domésticos
(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005
Precios considerados: Nacional en Reino Unido.
Fuente: Eurostat (datos extraidos el 12 de mayo de 2006).
mente, siendo uno de los países europeos con menor
aumento registrado en dichos precios.
Por otra parte, Eurostat publica precios eléctricos de 9
consumidores tipo (Ia, Ib, Ic, Id, Ie, If, Ig, Ih, Ii), carac-
terizados por su consumo anual, potencia contratada y
horas anuales de utilización. Por simplificar el análisis,
se han seleccionado los siguientes consumidores tipo
industriales de menor a mayor tamaño:
• Ia (potencia contratada 30 kW, 1.000 horas de utiliza-
ción), por ser el consumidor tipo industrial de menor
tamaño.
• Ic (potencia contratada 100 kW, 1.600 horas de utili-
zación).
• If (potencia contratada 2.500 kW, 4.000 horas de utili-
zación). Tanto Ic como If son representativos de con-
sumos industriales intermedios.
• Ii (potencia contratada 10.000 kW, 7.000 horas de uti-
lización) por ser el consumidor tipo de mayor tamaño.
España ocupó una posición intermedia para los consu-
midores tipo de menor tamaño Ia (decimoquinto puesto
entre 25 países), para los consumidores tipo de tamaño
intermedio Ic e If (decimotercer puesto de 25 países y
decimocuarto de 24 países, respectivamente) y registró
precios de los más elevados del entorno europeo para el
consumidor industrial tipo Ii (decimoquinta posición de
21 países) (Véase gráfico 4.3.14).
Estonia para consumidores industriales de menor consu-
mo (Ia) y Letonia para los de tamaño intermedio (Ic e If)
y de mayor tamaño (Ii) fueron los países que registraron
en 2005 los menores precios del entorno europeo. Por el
contrario, Chipre registró los precios más elevados del
entorno europeo para los cuatro consumidores tipo indus-
triales seleccionados, seguidos de Alemania e Irlanda para
el consumidor industrial de menor consumo (Ia) y para el
86
Ele
ctri
cidad
Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)
16,6
%
-0,4
%
Dina
mar
ca
Litu
ania
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o Un
ido
Port
ugal
Eslo
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Polo
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Irla
nda
Alem
ania
Espa
ñaFr
anci
a
Aust
ria
-1,6
%-2
,5%
-5,1
%
19,2
%16
,7%
16,2
%13
,7%
11,4
%9,
8%6,
4%6,
3%
4,6%
4,3%
3,5%
3,4%
2,6%
2,6%
2,4%
2,3%
1,7%
1,7%
0,0%
19,3
%
-0,3
%
Ital
ia
Noru
ega
Esto
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Espa
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ia
Litu
ania
Rep.
Che
caFr
anci
a
Finl
andi
a
-0,5
%-1
,6%
-2,0
%
11,9
%11
,7%
11,1
%11
,0%
9,1%
8,4%
8,4%
8,2%
7,7%
6,9%
6,4%
4,3%
3,7%
3,7%
2,5%
2,5%
1,8%
1,3%
0,9%
0,0%
Gráfico 4.3.13. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo
domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2004 respecto 2003
Precios considerados: París en Francia y Nacional en Reino Unido.En Holanda se reembolsan 96 € (excuyendo IVA) anuales por la conexión.
Fuente: Eurostat.
consumidor industrial Ic, Italia e Irlanda para el consumi-
dor If e Italia y Alemania para el consumidor Ii.
El precio de los consumidores de tamaño intermedio Ic
en España fue inferior en un 5,7% a la media aritmética
de precios de los países analizados. Por el contrario, para
el resto de los consumidores industriales tipo analiza-
dos, el precio en España fue superior al de la media
europea. En concreto, esta diferencia fue de un 4,2%
para el consumidor industrial Ia, de un 4,7% para el con-
sumidor If y de un 3,9% para el consumidor Ii.
Portugal, se situó en la banda superior de precios para los
consumidores industriales Ia, Ic e If , siendo un 13,7%,
87
Ele
ctri
cidad
NoruegaSuecia
LituaniaDinamarca
PoloniaRep. Checa
FranciaAustriaGreciaMalta
EspañaEslovaquia
HolandaHungría
EsloveniaItalia
BélgicaPortugalIrlanda
AlemaniaChipre
LetoniaEstonia
NoruegaFinlandia
SueciaLituania
DinamarcaRepública Checa
MaltaPoloniaFrancia
EsloveniaEspañaAustria
Reuino UnidoGrecia
EslovaquiaPortugal
ItaliaHolandaBélgicaHungría
IrlandaChipre
Reino Unido
LetoniaFinladiaEstonia
Alemania
4,595,435,96
6,196,416,536,897,297,667,677,707,718,128,44
8,758,779,10
10,31
8,46
10,4810,69
12,0212,0512,40
15,64
5,956,066,446,707,047,387,607,718,008,128,41
9,429,52
10,20
10,4911,0211,1711,19
10,39
11,5011,6211,81
14,5116,80
20,27
Ia: Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000
Precio medio Europa = 9,97 cen. €/kWh Precio medio Europa = 8,61 cen. €/kWh
Ic: Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600
If: Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000
Precio medio Europa = 6,14 cen. €/kWh Precio medio Europa = 5,14 cen. €/kWh
Ii: Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000
LetoniaEstonia
NoruegaAustriaPoloniaLituania
SueciaRep. Checa
FinlandiaFrancia
Reino Unido
MaltaEspañaGrecia
HolandaHungría
EslovaquiaBélgica
PortugalAlemania
IrlandaItalia
Chipre
3,304,274,564,824,834,974,995,005,085,33
5,605,905,94
6,436,456,586,756,877,047,34
7,958,66
8,899,78
Eslovenia
NoruegaFinlandia
PoloniaRep. Checa
AustriaGreciaSuecia
Reino UnidoLituaniaHungríaPortugalHolandaEspañaBélgica
MaltaIrlanda
AlemaniaItalia
Chipre
4,394,454,50
4,764,935,14
5,325,33
5,575,66
6,896,98
7,368,87
5,34
3,513,944,11
4,34
LetoniaEstonia
3,273,29
Gráfico 4.3.14. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo industriales
(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2004
Precios considerados: Bruselas en Bélgica, París en Francia y Nacional en Reino Unido.
Fuente: Eurostat.
88
Ele
ctri
cidad
12,1% y 14,2% superiores, respectivamente, a los aplica-
dos en España, mientras que se situó en una posición de
precios similar a la de España para el consumidor indus-
trial Ii, siendo un 0,4% inferior al aplicado en España.
Los precios de la electricidad de los consumidores
industriales presentaron, en términos generales, un com-
portamiento alcista, salvo en Finlandia y Eslovaquia
donde se registraron disminuciones anuales en los pre-
cios de todos los consumidores industriales analizados,
en Polonia para los consumidores Ia, If e Ii, en Bélgica
para Ia e Ic, en Letonia y Estonia para If e Ii, en Austria
para Ia y en Suecia para If (véase gráfico 4.3.15).
Los países donde más aumentaron los precios de los
consumidores industriales, sin descontar el efecto de la
inflación, fueron la República Checa, Reino Unido,
Hungría, Malta e Irlanda.
Ia (Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000) Ic (Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600)
If (Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000) Ii (Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000)
30,3%23,3%
22,3%
Rep. ChecaReino Unido
MaltaEslovenia
IrlandaEspaña
ItaliaChipre
EstoniaLituania
AlemaniaNoruegaHungría
DinamarcaGrecia
PortugalSuecia
LetoniaFrancia
PoloniaAustriaFinlandiaBélgicaEslovaquia
14,0%9,2%
7,3%6,9%
6,2%5,2%4,8%4,7%4,7%4,6%
4,3%2,6%2,3%
0,8%0,0%0,0%
–1,4%–1,4%
–3,5%–7,0%
–17,1%
30,3%23,8%
22,8%20,1%
14,8%9,3%
8,9%8,7%
8,0%
5,4%4,2%
3,2%2,5%2,3%
1,9%1,6%1,5%
1,0%
Rep. ChecaReino Unido
MaltaEspaña
HungríaIrlanda
AlemaniaChipre
EsloveniaPortugalNoruega
ItaliaEstoniaGrecia
DinamarcaSuecia
PoloniaLituaniaAustriaLetonia
BélgicaFinlandiaEslovaquia
–1,7%–1,9%
–2,6%
Francia0,3%0,0%
6,9%
HungríaEspaña
Reino UnidoChipre
IrlandaEsloveniaAlemania
ItaliaRep. Checa
PortugalAustria
MaltaBélgica
LituaniaGrecia
NoruegaFrancia
EstoniaSueciaEslovaquiaLetoniaPoloniaFinlandia
Reino UnidoIrlandaChipre
BélgicaEspaña
AlemaniaAustria
Rep. ChecaItalia
PortugalMalta
GreciaNoruegaHungríaSuecia
EstoniaLetoniaPoloniaFinlandia
–0,1%-0,2%
–0,4%–0,4%
–1,7%–2,3%
31,6%27,1%
23,0%17,1%
14,9%13,8%
11,7%9,8%
8,6%8,1%
7,6%7,1%
4,0%2,8%
2,4%1,1%
0,0%
48,0%20,0%
–0,2%–0,4%
–2,1%–3,2%
18,9%16,3%
14,3%13,9%13,7%
12,9%12,2%
10,1%5,2%
2,2%2,1%1,4%
2,5%
Gráfico 4.3.15. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo
industriales. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004
Precios considerados: París en Francia y Nacional en Reino Unido.
Fuente: Eurostat.
En España, los precios aumentaron, en términos nomi-
nales, en 2005 respecto al año anterior, para todos los
consumidores industriales analizados. En concreto, esta
subida fue de un 7,3% para el consumidor industrial Ia
(sexto país de mayor aumento de precios de electricidad
del entorno europeo), un 20,1% para el consumidor Ic
(cuarto país donde más aumentaron los precios), un
27,1% para If (segundo país de mayor subida de precios)
y un 14,3% para Ii (quinto país donde más incrementa-
ron los precios).
4.4. Calidad de suministro
De acuerdo con la última información disponible en esta
Comisión (datos no contrastados ni auditados), la cali-
dad de suministro en España ha ido mejorando en térmi-
nos generales a lo largo del tiempo, como puede verse
en la evolución del indicador TIEPI correspondiente a
las interrupciones imprevistas, que recoge el gráfico
4.4.1. para el periodo 1990-2005 pasando de 4,83 horas
en 1990 a 1,95 horas en 2005, lo que representa una dis-
minución de aproximadamente el 60%. Esto pone de
manifiesto la tendencia en la mejora de calidad que se
está produciendo en los últimos años por parte de las
empresas, si bien en sitios puntuales se denota una cali-
dad de servicio inferior a los umbrales de calidad acep-
tables.
El gráfico indicado y los datos individualizados mues-
tran que en España existe una gran diferencia en los
índices de calidad de suministro entre Comunidades
Autónomas. Así, mientras que el tiempo medio de inte-
rrupción en 2005 para la Comunidad Autónoma que
tiene mejor calidad de suministro (Madrid) es 1,07
horas, en la de peor calidad (Canarias) el tiempo ascien-
de a 9,25 horas, si bien es de destacar en el año 2005 la
influencia en dicho índice de las incidencias en el sumi-
nistro eléctrico acontecidas por el paso de la tormenta
tropical Delta por dicho archipiélago.
La calidad de servicio debe estar íntimamente ligada a la
retribución de la actividad de distribución. El Real
Decreto 1955/2000 vincula la retribución de la actividad
de distribución con la calidad del servicio, a través de un
89
Ele
ctri
cidad
Máx. Provincial Mín. Provincial España
12
10
8
6
4
2
0
TIEP
I (h
oras
/año
)
Años1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 4.4.1. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y dispersión provincial
Fuente: MITyC.
doble mecanismo de, por una parte, bonificación a la
facturación a los clientes, si se cumplen los mínimos de
calidad individual, y por otra, de financiación, con cargo
a las empresas distribuidoras, de planes de mejora si se
incumplen los mínimos de calidad zonal.
La Orden 797/2002, de 22 de Marzo, por la que se
aprueba el procedimiento de medida y control de la con-
tinuidad de suministro”, define una metodología homo-
génea y auditable a todas las empresas distribuidoras
para medir la continuidad del suministro eléctrico. Es
decir, dicho procedimiento propone los criterios y la
metodología a seguir para la recogida y tratamiento de
los datos de la continuidad del suministro, incluyendo
los necesarios para la elaboración de los índices de cali-
dad zonal TIEPI, percentil 80 del TIEPI y NIEPI.
También definen las características del sistema de regis-
tro de incidencias, la información de base necesaria y la
recogida y tratamiento de los datos de continuidad nece-
sarios para poder evaluar para cada cliente si se han
incumplido sus condiciones de Calidad Individual y, en
caso afirmativo, poder aplicarle el preceptivo descuento
en facturación.
Después de ser aprobado dicho plan, la implantación de
los descuentos por incumplimiento de los límites esta-
blecidos entró en vigor el 1 de enero del 2004, año
siguiente a la finalización del período de implantación
del procedimiento de registro.
Asimismo, y en relación con la citada orden, las empre-
sas eléctricas distribuidoras están remitiendo a esta
Comisión, la información que les fue solicitada, sobre la
implantación del “Procedimiento de medida y control de
la continuidad suministro eléctrico”, e información
mensual requerida en los diferentes Cuadros que figuran
en el citado Procedimiento.
Una vez se dispongan de valores de la continuidad de
servicio homogéneos para todas las empresas y audita-
bles, el Ministerio podrá modificar los umbrales fijados
en este Real Decreto.
90
Ele
ctri
cidad
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,001990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Imprevistos Programados Total
TIEP
I (h
oras
/año
)
Años
Gráfico 4.4.2. Evolución de la continuidad de suministro en España. TIEPI total y por causas
Fuente: MITyC.
El citado Real Decreto 1955/2000, establece que se debe
elaborar un procedimiento de medida y control de la
calidad de onda, homogéneo para todas las empresas y
auditable. La CNE ha elaborado un segundo informe
sobre la propuesta del Procedimiento de medida y con-
trol de calidad de producto, elaborado por las asociacio-
nes de empresas eléctricas UNESA, CIDE y ASEME,
una vez incorporados al mismo, la mayoría de los
comentarios formulados por la CNE en su primer infor-
me. En dicho procedimiento se desarrollan los criterios
y metodología a seguir para la medida y tratamiento de
los datos de los distintos aspectos de la calidad de onda,
definidos en la norma UNE 50.160.
La citada propuesta de procedimiento consta de tres par-
tes: el procedimiento propiamente dicho y dos memorias
justificativas, una técnica y otra económica. El procedi-
miento incluye la obligación de las empresas distribui-
doras de medir los parámetros que destaca el R.D.
1955/2000 en el artículo 102.1, en número determinado
de barras MT de las subestaciones AT/MT en condicio-
nes normales de explotación de cada provincia.
Por otro lado, el Real Decreto 1955/2000 también esta-
blece la calidad comercial o calidad de atención al clien-
te que se determina atendiendo a las características del
servicio, y que es exigible desde el 1 de Enero de 2001.
91
Ele
ctri
cidad
Gas
1.1. Características del gas natural
El gas natural es una sustancia de origen fósil, pro-
cedente de la descomposición de materia orgánica
atrapada bajo la superficie terrestre en estratos que
han impedido su liberación a la atmósfera.
Se encuentra en la naturaleza en yacimientos sub-
terráneos tanto terrestres como marinos, en forma
de bolsas, asociadas o no a yacimientos de otros
combustibles fósiles.
Está formado en su mayor parte por metano (en
proporciones próximas al 90% en volumen, depen-
diendo de la procedencia) y fracciones variables de
hidrocarburos gaseosos más pesados (etano, pro-
pano, butano, pentano y hexano principalmente) y
otros gases como nitrógeno y dióxido de carbono.
La composición es función del origen y de los pro-
cesos a los que haya sido sometido a la salida del
yacimiento (pueden haberse extraído las fraccio-
nes más pesadas de los hidrocarburos como el
butano y propano).
El gas natural es incoloro, no tóxico e inodoro,
aunque se le añaden sustancias odorizantes para
facilitar su detección en caso de fuga.
Los parámetros que definen la calidad del gas
natural son:
– Composición molar
– Poder Calorífico Superior (PCS): es el calor
desprendido en la combustión completa de una
unidad de volumen de gas considerando el agua
producto de la reacción en estado líquido. Sus
valores se encuentran típicamente en un rango
de 10,45-12,8 KWh/ m3.
– Poder Calorífico Inferior (PCI): análogo al ante-
rior pero considerando el agua resultado de la
combustión en estado vapor.
– Densidad. La densidad absoluta del gas natural
(GN) es función de su composición y varía entre
0,75 y 0,85 kg/m3 (n). El gas natural para su
transporte en buques se licua a bajas temperatu-
ras, ocupando un volumen notablemente infe-
1. El gas natural
95
Gas
Características Unidad Mínimo Máximo
Propiedades
Poder calorífico superior (Hs) kW/m3 10.23 13,23
Índice de Wobbe superior (Ws) kW/m3 13.368 16.016
D m3/m3 0,55 0,700
S Total mg/m3 - 50
H2 S + COS (como S) mg/m3 - 15
RSH (como S) mg/m3 - 17
O2 mol % - [0.01]
C O2 mol % - 2,5
H2O (punto de rocío) ºC at 70 bar (a) - + 2
HC (punto de rocío) ºC at 1-70 bar (a) - + 5
Fuente: Resolución 13 de marzo de 2006 de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Cuadro 1.1.1. Especificaciones de calidad del gas natural
rior al volumen en estado gas. Un factor de con-
versión aceptado es considerar 1 m3 de GNL
equivale a 580 m3 (n)de GN.
– Índice de Wobbe (PCS/d0,5) Indica la intercam-
biabilidad entre gases desde el punto de vista de
la aplicación final. En función del mismo se cla-
sifican típicamente en tres familias:
• 1ª FAMILIA: Gas manufacturado (H2, CH4
y CO2) entre 6,23 y 6,89 KWh/m3.
• 2ª FAMILIA: Gas natural, aire propanado
entre 10,86 y 15,19 KWh/m3.
• 3ª FAMILIA: G.L.P. (butano y propano)
entre 20,25 y 24,25 KWh/m3.
– Impurezas.
1.2. El mercado del gas en el mundo
1.2.1. Reservas probadas de gas natural en el
mundo
Se entiende por reservas probadas aquellas que tie-
nen una certeza superior al 90% de ser explotadas
en las condiciones técnicas y económicas existen-
tes en el momento de su evaluación.
A principios de 2005 las reservas probadas de gas
natural se han estimado en 180 billones (1012) de
m3, equivalentes aproximadamente a 163.900
Mtep. Esta cantidad supone un aumento de las
mismas del 0,9%, en relación con el año anterior
(178,4 billones de m3). Con idéntica fecha, las de
crudo de petróleo se estimaron en 164.600 Mtep,
96
Gas
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Mile
s de
Mte
p
Gas naturalPetróleo Relación de reservas de gas natural/petróleo (%)
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003 2004
73,3
35,5
97,3
56,8
87,6
69,2
95,8
86,7
136,
811
6,4
136,
513
1,3
136,
713
2,6
137,
313
2,4
138,
313
4,2
140,
913
5,7
142,
513
8
143,
414
0,4
140,
414
3,1
142,
114
7,3
143
160,
3
158,
716
0,5
156,
416
1,8
156,
816
1,9
164,
616
3,9
48,43
58,38
79,00
90,5096,19 97,00 96,43 97,04 96,31 96,84 97,91
102,14 103,66112,10
101,13
85,09
103,45 103,2599,57
2006
Gráfico 1.2.1. Evolución de las reservas probadas de petróleo y gas natural (miles de Mtep)
Datos referidos a principios de año.
Fuente: Sedigas.
Ubicándolas por zonas, las mayores reservas se
encuentran en Oriente Medio, con 73,3 billones
de m3 de gas natural, que representan aproxima-
damente un 40% de las reservas totales. A con-
tinuación se encuentra Europa Oriental, dentro
de la que se incluyen los países de la antigua
Unión Soviética, y se estima que esta zona cuen-
ta con 57,8 billones de m3, valor que representa
aproximadamente un tercio de las reservas mun-
diales.
A título de participaciones nacionales, aparte de la
aportación del bloque de países que componen la
antigua URSS, cabe destacar Irán, con el 15,6% de
las reservas mundiales y Qatar con 14,3%. Son
también importantes las reservas situadas en
Nigeria, Arabia Saudita y Abu Dhabi.
La entrada de Egipto en el mercado mundial de
GNL en el año 2005 ha significado un soplo de
aire fresco en una demanda con cierta ansiedad por
conseguir gas.
97
Gas
Gráfico 1.2.2. Reservas probadas por zonas en 2005
Datos: billones (1012) de m3.
Fuente: Sedigas.
Zona Miles de bcm %
América del Norte 7,0 3,89
América Central y Sur 7,3 4,06
Europa – OCDE 6,2 3,44
Europa Oriental 57,8 32,11
África 14,1 7,83
Oriente Medio 73,3 40,72
Asia – Oceanía 14,3 7,94
TOTAL 180,0 100,00
Fuente: Sedigas.
Cuadro 1.2.1. Reservas probadas por países
en 2005
AMÉRICA DEL NORTE
7
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR
EUROPA-OCDE
14,1
ÁFRICA
14,3
6,2
7,3
ANTIGUA URSS57,8
ORIENTE MEDIO73,3
ASIA-OCEANÍA
98
1.2.2. Producción comercializada de gas
natural en el mundo
La producción comercializada de gas natural es
aquella que contribuye, directamente como ener-
gía primaria, al balance energético mundial. Es
decir, es la resultante de la producción bruta una
vez descontados el gas reinyectado en los yaci-
mientos, las pérdidas en antorcha y otras evacua-
ciones directas, así como otras pérdidas por trata-
mientos antes de introducirlo en la red, incluyendo
autoconsumo energético por las operaciones lleva-
das a cabo para su puesta en mercado.
A lo largo del año 2005, la producción comerciali-
zada de gas natural en el mundo alcanzó un valor
de 2.819,5 bcm, que en relación con el volumen de
reservas probadas de este mismo año, supone un
1,6% de las mismas, proporción muy similar a la
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
bcm
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Antigua URSS
Gráfico 1.2.3. Evolución de la producción comercializada por zonas
Fuente. Sedigas.
Gas
Zona 109 m3 %
América del Norte 700,0 24,83
América Central y Sur 174,2 6,18
Europa – OCDE 299,1 10,61
Europa Oriental 816,1 28,94
África 173,3 6,15
Oriente Medio 293,5 10,41
Asia – Oceanía 363,3 12,89
TOTAL 2.819,50 100,00
Fuente: Sedigas.
Cuadro 1.2.2. Producción comercializada de gas
natural por zonas. Año 2005
99
Gas
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR
EUROPA-OCDE
ÁFRICA
EUROPA ORIENTAL816,1
ORIENTE MEDIO293,5
ASIA-OCEANÍA174,2
299,1
173,3
363,3
AMÉRICA DEL NORTE
700
Gráfico 1.2.4. Producción comercializada de gas natural por zonas. Año 2005
Datos: 109 m3.
Fuente: Sedigas.
bcm
(m
illar
dos
de m
3 )
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Antigua URSS
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005
Gráfico 1.2.5. Evolución de la producción comercializada por zonas hasta el año 2005
Fuente: Sedigas.
del año anterior. La producción comercializada
durante el año 2005 tuvo un incremento interanual
del 1,8%.
Las zonas que encabezan la producción comercia-
lizada son Europa Oriental y América del Norte.
Conjuntamente suponen aproximadamente un
55% de la producción comercializada mundial de
gas natural. Por países destacan la antigua Unión
Soviética con un 29%, Estados Unidos con un 18%
y Canadá con 7% del total.
1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo
En adelante se hablará de consumo al determinado
como:
Consumo = Producción comercializada
+ importaciones – exportaciones
No se tienen en cuenta las cantidades destinadas a
almacenamiento en cada país, siendo por lo tanto
idénticos el volumen total de gas producido y con-
sumido.
El consumo mundial de gas natural durante el año
2005 ascendió a 2.819 bcm, lo que supone un
aumento del mismo del 2%, en relación con el
ejercicio anterior.
Los responsables de los mayores consumos han
sido los países componentes de la antigua URSS,
con 667,4 bcm, seguidos de Estados Unidos, con
614,4 bcm y Europa1, con 536,3 bcm. Estos con-
centran una proporción cercana al 65% del consu-
mo mundial.
100
Gas
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Europa Oriental
bcm
(m
illar
es d
e m
3 )
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 20062000 2002 2004
Gráfico 1.2.6. Evolución del consumo de gas natural por zonas
Fuente: Sedigas.
1 Incluye los 25 países integrantes de la Unión Europea,además de Noruega, Suiza y Turquía.
101
Gas
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SURÁFRICA
EUROPA ORIENTAL667,4
ORIENTE MEDIO251,7
170,6
83,8
AMÉRICA DEL NORTE
706,7
EUROPA-OCDE
536,3
ASIA-OCEANÍA
402,8
Gráfico 1.2.7. Consumo de gas natural por zonas. Año 2005
Datos: 109 m3.
Fuente: Sedigas.
Rati
o
80
70
60
50
40
30
20
10
0
37,9
49,954,5 56,1
64,567,8 65,6 66,8 66,6 65 66
69,264,4
69,5 6763,9
1970 1975 1980 1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005
Gráfico 1.2.8. Ratio reservas/producción (n.º de años)
Fuente: Sedigas.
Si, para cada año, se compara el volumen de gas
natural que constituye las reservas probadas con el
consumo registrado, se obtiene el número de años
durante los que podría abastecerse dicho consumo
de mantenerse constante. Este valor ha evolucio-
nado de forma creciente desde 1970 hasta media-
dos de los noventa, para estabilizarse desde enton-
ces en torno a un valor de unos 65 años, superior
al correspondiente para el petróleo.
En el gráfico 1.2.9 se recoge la información anali-
zada sobre reservas, producción y consumo de gas
natural y se representa de forma conjunta en tér-
minos de porcentaje, para poder relacionar estos
valores.
Se observa que en América del Norte, se da una
situación peculiar en la que se produce prácticamen-
te la misma cantidad de gas natural que se consume,
pese a tener el menor volumen de reservas y el
mayor consumo, en relación con las demás agrupa-
ciones de países (situación insostenible a largo plazo
de mantener dicho nivel de consumo). Presenta un
ratio reservas/consumo de tan solo 10 años.
América Central y del Sur tiene una producción de
gas natural equivalente a su consumo, con impor-
tantes intercambios de gas entre países del cono
sur. Su ratio reservas/consumo es de 43 años.
102
Gas
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
Américadel Norte
ÁfricaAméricaCentral y del Sur
Oriente MedioEuropa-OCDE
Asia-OceaníaEuropaOriental
3,9% 3,5%
32,4%
7,9%
41,1%
8,0%10,6% 12,9%
4,1%
10,4%
6,1%
28,9%
6,2%
24,8%
14,3%
8,9%
3,0%
23,7%
19,0%
6,1%
25,1%
Reservas Producción Consumo
Gráfico 1.2.9. Proporción de reservas, producción y consumo por zonas (%)
Fuente: Sedigas.
Zona 109 m3 %
América del Norte 706,7 25,07
América Central y Sur 170,6 6,05
Europa-OCDE 536,3 19,02
Europa Oriental 667,4 23,67
África 83,8 2,97
Oriente Medio 251,7 8,93
Asia-Oceanía 402,8 14,29
TOTAL 2.819,30 100,00
Fuente: Sedigas
Cuadro 1.2.3. Consumo de gas natural
por zonas (bcm)
Los países agrupados bajo el término Europa-
OCDE son responsables de un consumo importan-
te de gas natural, que es claramente superior a su
volumen de producción. Presentan un ratio reser-
vas/consumo de 12 años.
Europa Oriental concentra un importante nivel de
reservas, aunque inferiores a las de Oriente Medio,
y una producción superior a su consumo. El ratio
reservas/consumo es de 87 años. En porcentaje, es
la región donde mayor producción se produce.
África registra el menor consumo de las regiones
consideradas. Al actual ritmo de producción, este
continente posee reservas para 168 años.
Oriente Medio, pese a contar con el mayor volu-
men de reservas de gas natural, su producción dista
bastante de ser elevada, en relación con otras regio-
nes. Su ratio reservas/producción es de 291 años.
Asía-Oceanía, se encuentra en el término medio
para las tres variables consideradas. Sus reservas
perdurarían durante 36 años al actual nivel de pro-
ducción.
1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo
En el gráfico 1.2.10 se pueden apreciar los princi-
pales flujos de comercio de gas, tanto en su forma
gaseosa como licuada. Cabe destacar, en el caso
europeo, el elevado volumen de importaciones
procedentes de Rusia, en forma de gas natural, así
como de Noruega, también por gasoducto, y de
Argelia, tanto por gasoducto como en forma de
GNL. Otro gran centro de destino de los suminis-
103
Gas
USA
Canadá
Méjico
América Central y del Sur
Europa y Europa Oriental
Oriente Medio
África
Asia / Pacífico
Gas natural
LNG
7,20
7,11
13,13
10,75
3,4111,04
102,05 8,69
2,25 3,24
7,53
62,57
9,1021,90
86,22
46,57
14,35
23,60 5,20 1,68
6,15
18,8
3,91
2,637,50
9,80
11,2
21,198,29
7,305,00
9,22
7,10
6,00
7,96
6,2516,63
4,05
Gráfico 1.2.10. Mayores movimientos de gas natural y GNL en el mundo (bcm)
Fuente: BP Statistical review of World Energy Juno 2005.
tros comercializados es Japón, procedentes princi-
palmente de Indonesia y Oriente Medio en forma
de GNL. En el caso de Norteamérica, cabe desta-
car el elevado volumen de importaciones de gas
natural de Estados Unidos procedentes de Canadá.
En el año 2004, el volumen de gas natural comer-
cializado en forma gaseosa supuso, aproximada-
mente, el 74% de las exportaciones a nivel inter-
nacional. Los países con un mayor volumen de
exportaciones fueron los integrantes de la federa-
ción rusa, 22% del total, Canadá, 15%, y
Noruega, 11%.
En el mercado actual está surgiendo una nueva
forma de comercio de gas, con la aparición de los
denominados hubs, que se crean a partir de una con-
centración o centralización de operaciones comer-
ciales relacionadas con el sector del gas natural. Se
pueden distinguir dos tipos principales de hubs:
• “Hub local”: punto de transferencia física de
gas, donde confluyen varios gasoductos y otras
infraestructuras que permiten redireccionar volú-
menes de gas de un punto a otro. Ejemplos:
Zeebrugge (Bélgica), Emden (Alemania), Bunde
(Holanda) y todos los de EEUU y Canadá, el más
importante de los cuales es el Henry Hub.
• “Hub nacional”: punto en el que se negocian
transferencias y otras transacciones relaciona-
das con el gas natural, aunque éstas no tengan
lugar físicamente en dicho punto, sino en cual-
quiera del sistema gasista considerado
(Ejemplos: National Balancing Point (Reino
Unido) TTF (Holanda).
104
Gas
CDG
NBP (UK)
Zeebrugge (Bélgica)
Bunde (Alemania)
TTF (Holanda)
Gráfico 1.2.11. Localización de algunos puntos de interconexión y de los hubs europeos más significativos
en relación con el centro de gravedad del mercado español
Fuente: CNE.
Entre los servicios básicos que se suelen ofrecer en
los hubs, están los siguientes:
• Transferencia de título: permite a las partes el
cambio del nombre bajo el cual el gas fluye, lo
que implica compra/venta en el hub.
• Emparejamiento de nominaciones: verificación
y confirmación de las nominaciones de inter-
cambio correspondientes.
• Seguimiento de título: monitorización y confir-
mación de los envíos y recepciones.
• Asignaciones: determinación final de los envíos
y recepciones de cada parte, proporcionando
informes detallados de transacciones y las
correspondientes facturas.
En el gráfico 1.2.12 se representa la evolución del
precio del gas natural registrado en algunos puntos
de interconexión europeos en comparación con el
coste de la materia prima (CMP2) en el mercado
español. Frente a la estabilidad en la evolución del
CMP, se aprecia una variabilidad más acusada del
105
Gas
41
36
31
26
21
16
11
6
Prec
io g
as (
€/M
Wh)
ene-
03
St. Fergus Zeebrugge Bunde cmp
Mes
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
Gráfico 1.2.12. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos puntos de interconexión europeos
en comparación con el coste de la materia prima (Cmp)
Fuente: Platts, Órdenes ECO/ITC.
2 Coste medio de adquisición del gas natural en posición CIF.Su fórmula está indexada al precio del crudo “Brent SpotAverage”, así como al de otros productos derivados del petró-leo, gasóleos y fuelóleos. También depende del cambio mediodólar/euro.
106
Gas
Prec
io g
as (
€/M
Wh)
Mercados Spot NEP (UK) Mercados futuros a un mes IPE (UK) Mercados Spot Henry Hub (EEUU)Mercado futuros a un mes NYMEX (EEUU) TTF (Países Bajos) Gas en CDG
49
45
41
37
33
29
25
21
17
13
9
5
ene-
03
Mes
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
feb-
03
abr-
03
jun-
03
ago-
03
oct-
03
dic-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
Gráfico 1.2.13. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos mercados internacionales spot y defuturos en comparación con el coste del gas en el centro de gravedad del sistema español
Nota 1: El precio del ‘gas en CDG’ se calcula sumando al cmp el% debido a mermas por regasificación (0,45%) y transporte (0,35%),así como añadiendo también los peajes de regasificación y de reserva de capacidad. Se supone un ratio (GNL/gas totalintroducido)=60%.Nota 2: Los precios del gas en el mercado spot NBP (Reino Unido), y TTF (Holanda) se obtienen a partir de las medias mensualesde los precios Day Ahead proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 3: Los precios del gas en el mercado spot Henry Hub (Louisiana, EEUU) se obtienen a partir de las medias de los precios decierre semanales proporcionados por la revista World Gas Intelligence (Energy Intelligence Group).Nota 4: Los precios de futuros de gas natural a un mes en IPE (Reino Unido) y NYMEX (EEUU) se obtienen a partir de las mediasmensuales de los precios proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 5: Para transformar los precios de US$/MMBtu a Euro/MWh se utiliza el factor de conversión 0,2932 MWh/MMBtu y lasestadísticas mensuales del cambio Euro/US$ publicadas por el Banco de España.
Fuente: Platts, World Gas Intelligence, Órdenes ECO/ITC.
resto de los precios representados. No obstante,
nótese la evolución ascendente del precio del CMP
a partir de octubre de 2005, al incluirse en dicho
precio las desviaciones del coste unitario de la
materia prima para el suministro de gas para su
venta a tarifa con respecto a la estimación anual
publicada en la actualización anual de tarifas del
año 2005.
En el gráfico 1.2.13 se representa la evolución del
precio del gas natural en el centro de gravedad del
sistema español, comparado con el precio del gas
en hubs internacionales, tanto de mercados spot
como de futuros. En él se aprecia de nuevo la esta-
bilidad del precio del gas en el mercado español,
en contraposición con la variabilidad de precios en
otros mercados internacionales.
La industria del gas natural en España ha experi-
mentado en los últimos años cambios relevantes en
su estructura y funcionamiento, motivados por los
principios establecidos en la Directiva Europea
98/30/CE (derogada el 26 de junio de 2003, por la
Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y
del Consejo, sobre normas comunes para el mer-
cado interior de gas natural), que se desarrollaron
y ampliaron en la Ley 34/1998, de 7 de octubre,
del Sector de Hidrocarburos y en el Real
Decreto–Ley 6/2000, de 23 de junio, de medidas
urgentes de intensificación de la competencia en
mercados de bienes y servicios.
El acceso de terceros a las instalaciones de la Red
Básica y a las instalaciones de transporte y distri-
bución de gas natural está garantizado por Ley, por
motivos de eficiencia para el conjunto del sistema,
debido a su carácter de monopolio natural. La con-
traprestación por el uso de dichas instalaciones
viene determinada por los peajes que son aproba-
dos por el Gobierno con la consideración de máxi-
mos y únicos para todo el territorio español.
En el mes de agosto de 2001, se publicó el Real
Decreto 949/2001 que desarrolla el procedimiento
de acceso de terceros a las instalaciones, determi-
na un sistema de retribuciones de las actividades
reguladas, fijaba la estructura de tarifas de venta
de gas natural y de peajes de acceso a las instala-
ciones gasistas, y establecía el sistema de liquida-
ciones de las actividades reguladas de los sujetos
que actúan en el sistema
En diciembre de 2002 se publicó el Real Decreto
1434/2002 que regula las actividades de transporte,
distribución, comercialización, suministro y proce-
dimientos de autorización de instalaciones de gas
natural. Este Real Decreto establece, entre otras
materias, las reglas para el cambio del mercado
regulado al liberalizado o viceversa y para el cam-
bio de comercializador, con objeto de responder a
las nuevas situaciones que se están produciendo en
el mercado del gas ya que, desde el 1 de enero de
2003, todos los consumidores pueden elegir sumi-
nistrador. Además, introduce una serie de medidas
con objeto de evitar la infrautilización de la capaci-
dad contratada por parte de los distintos agentes.
Durante 2002 se aprobó el documento
Planificación de los Sectores de Electricidad y
Gas, Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-
2011, en el que se señala la necesidad de acometer
determinadas infraestructuras en un horizonte de
diez años con el objeto de garantizar la cobertura
de la demanda en condiciones adecuadas de segu-
ridad y calidad.
En 2004 entró en vigor el Real Decreto 1716/2004,
de 23 de julio, por el que se regula la obligación de
mantenimiento de existencias mínimas de seguri-
dad, la diversificación de abastecimiento de gas
natural y la Corporación de Reservas Estratégicas
de productos petrolíferos, desarrolla los derechos
y deberes de los agentes en relación con la seguri-
dad y continuidad de suministro de gas natural,
que progresivamente representa una fracción
mayor de nuestra balanza energética.
En 2005, entró en vigor la siguiente legislación:
• Real Decreto ley 5/2005, de 11 de marzo, de
reformas urgentes para el impulso de la produc-
tividad. Cabe destacar:
– Regulación de la distribución: Sobre la zona
de distribución de gas natural no podrán con-
2. La industria del gas natural en España
107
Gas
cederse nuevas autorizaciones para la cons-
trucción de instalaciones de distribución,
debiendo cumplir las obligaciones de servi-
cio de interés general y extensión de las
redes, impuestas en la legislación y en la pro-
pia autorización administrativa.
– Regula la vuelta de clientes a mercado a tari-
fa, estableciendo un tiempo de preaviso y un
tiempo de permanencia en el mercado libera-
lizado, en función del umbral de consumo.
• Resolución de 1 de abril, mandatos para poner
en marcha medidas de impulso a la productivi-
dad (Consejo Min. 25/feb/05). Cabe destacar:
– Modificación del concepto operador princi-
pal y definición de operador dominante.
– La CNE resolverá las liquidaciones de gas.
– La optimización de las infraestructuras de
distribución en cada área geográfica.
– Excluye el ATR ciertas conexiones interna-
cionales.
– Refuerza la independencia del GTS.
– Elaboración de un estudio de mermas reales
y autoconsumos.
– Mejora la información de las distribuidoras a
sus clientes.
• Real Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el
que se modifican determinadas disposiciones en
materia de hidrocarburos. Medidas de impulso:
– Regula que las Instalaciones Receptoras
Comunitarias puedan ser desarrolladas por
las empresas distribuidoras: cuentas sepa-
radas.
– Se amplia la información que se pone a dis-
posición de los comercializadoras con el
objeto de facilitar al cliente el derecho a la
elección del suministrador.
– Regula la vuelta a clientes a mercado a tarifa
para los que consumen más de 100 GWh,
ampliando su plazo a 3 años para su retorno
a tarifa.
• Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la
que se aprueban las normas de Gestión Técnica
del Sistema Gasista.
Las normas tienen por objeto el fijar los proce-
dimientos y mecanismos para la gestión técnica
del sistema, coordinando la actividad de todos
los sujetos o agentes que intervienen en el siste-
ma para garantizar el correcto funcionamiento
técnico del sistema gasista y la continuidad, cali-
dad y seguridad del suministro del gas natural y
gases manufacturados por canalización, respe-
tando, en todo caso los principios de objetividad,
transparencia y no discriminación.
• Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas
para el impulso de la productividad. Cabe des-
tacar:
Modifica entre otras cosas, las obligaciones de
los distribuidores: Medición de los suministros a
los clientes conectados a sus redes, manteni-
miento de un sistema de atención de urgencias,
realizando de la inspección periódica y previa al
inicio del suministro.
Además, cada año se publican las Órdenes
Ministeriales que determinan las tarifas de gas
natural y los peajes y cánones asociados al acceso
de terceros.
108
Gas
A continuación, se presenta la situación del sector
del gas natural en España en el año 2005. En los
apartados 2.1 a 2.6, se trata cada una de las activi-
dades por separado (aprovisionamiento, regasifi-
cación, transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización). En el último apartado, 2.7, se
aporta información relativa a la demanda y a los
consumidores de gas natural. También se descri-
ben las distintas tarifas y peajes y se establecen
varios casos en los que se comparan éstas con los
precios del gas natural en otros países europeos.
2.1. Aprovisionamiento
2.1.1. Descripción de la actividad
En el mercado español, el aprovisionamiento es
una actividad libre llevada a cabo por empresas
mercantiles que adquieren gas natural destinado a
los clientes que consumen gas natural.
La mayor parte de los contratos de aprovisiona-
miento en los mercados internacionales de gas, son
a largo plazo e incorporan cláusulas “take-or-pay”,
de acuerdo con las cuales el comprador se com-
promete a retirar una cierta cantidad de gas y, de
no hacerlo, deberá pagar la mayor parte de la can-
tidad comprometida. Este hecho se debe a las
grandes inversiones que conlleva toda la cadena
del gas natural desde el yacimiento hasta su desti-
no final. No obstante, cada vez están más desarro-
llados los mercados a corto plazo, conocidos como
mercados spot y hubs, que contribuyen a resolver
los problemas de déficit o exceso de abastecimien-
to. En los últimos inviernos se aprecia en el mer-
cado español, cada vez mayor número de buques
de GNL comprados en el mercado spot para aten-
der las puntas de demanda.
El precio de la mayoría de los contratos de aprovi-
sionamiento se encuentra vinculado a los precios
spot de productos petrolíferos y sus derivados, lo
que confiere volatilidad al precio final del gas. En
cualquier caso, la existencia de un mercado, tanto
de gas natural como de gas natural licuado (GNL)
cada día mayor, comienza a dar referencias de pre-
cio, pudiendo llegar a negociarse contratos de gas
natural a largo plazo no necesariamente referen-
ciados al petróleo.
A continuación se analiza la situación de los apro-
visionamientos en España en 2005.
2.1.2. Producción nacional e importaciones
Los primeros yacimientos descubiertos y explota-
dos en España fueron Serrablo, en Huesca, y
Gaviota, en el Cantábrico, enfrente de la costa
Bilbaína. Hoy en día se trata de yacimientos deple-
tados que son utilizados como almacenamientos
subterráneos. La producción interior española se
sitúa actualmente en los yacimientos de Palancares
y Marismas, en el valle del Guadalquivir, y en el
yacimiento de Poseidón, en el Golfo de Cádiz.
Debe señalarse además que en el yacimiento de las
Marismas, se está inyectando gas con el fin de
construir un nuevo almacenamiento, en los pozos
ya agotados.
En el año 2005, la producción interna de gas natu-
ral fue de 600 GWh que, frente a las necesidades
de gas totales, 390.300 GWh, representa una apor-
tación de un 0,15%. La dependencia energética de
los suministros exteriores es casi total, como ocu-
rre en el caso del petróleo.
109
Gas
En el cuadro 2.1.1 se recoge la producción de los
yacimientos nacionales durante 2005.
Los aprovisionamientos externos de gas llegan a la
Península de dos formas:
• A través de gasoductos conectados a redes inter-
nacionales de gasoductos.
• Mediante gas natural licuado (GNL) transporta-
do en buques metaneros
Existen varios puntos de entrada de gas natural en
España, por un lado las cuatro plantas de regasifi-
cación (Huelva, Barcelona, Cartagena, y Bilbao)*
y por otro, cinco conexiones internacionales por
gasoducto, dos con Portugal: Tuy y Badajoz, al
norte y al este de dicho país respectivamente, una
con Marruecos por Tarifa donde nos conectamos
con el gasoducto del Magreb y dos con Francia por
Larrau (Navarra) e Irún (Guipúzcoa).
Como ya se ha puesto de manifiesto, la práctica
totalidad de los aprovisionamientos de gas natural
son realizados a través de importaciones desde
otros países. Entre ellos cabe destacar Argelia, país
de origen de 170.700 GWh del gas introducido en
nuestro territorio, que supone un 44% de la apor-
tación total (cumpliendo los aprovisionamientos,
de manera conjunta, la limitación del 60% impues-
ta por la Ley de Hidrocarburos en lo referente a las
importaciones de gas procedente de un mismo
país). Le sigue Nigeria, con un 15% de los aprovi-
sionamientos totales, Egipto con el 11%, y
Noruega con el 6%.
En relación con periodos anteriores cabe destacar
el incremento en la aportación de Nigeria, así
como la incorporación de Egipto, y la vuelta de
aprovisionamientos de Trinidad y Tobago.
La mayor parte de los aprovisionamientos de gas
fue realizada por medio de gas natural licuado
(GNL), el 65%, correspondiendo a gas natural el
35% restante. Esta atípica configuración del siste-
ma de aprovisionamiento español, en base a un
elevado número de proveedores (en comparación
con el resto de los países europeos) se debe a nues-
tra posición geográfica, sin tantas posibilidades de
conexiones por gasoductos, lejos de los tradiciona-
les suministradores europeos como Rusia o
Noruega, y cerca de Argelia. El GNL y las plantas
de regasificación proporcionan a nuestro sistema
110
Gas
GWh Producción yacimientos
Marismas/Mes Palancares Poseidón
Enero -48 175
Febrero -116 135
Marzo 69 152
Abril 46 148
Mayo -3 154
Junio -122 148
Julio -184 104
Agosto -268 109
Septiembre -242 106
Octubre -212 109
Noviembre -67 106
Diciembre 154 106
Total -993 1.552
Fuente: ENAGAS.
Cuadro 2.1.1. Producción de gas naturalen los yacimientos nacionalesdurante 2005
* La Planta de Regasificación de Sagunto está en funciona-miento comercial desde el 1 de abril de 2006.
111
Gas
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
01994 1998 1999 2000 2001 2002 200319971995 1996 2004
Nigeria
Australia
Otros
Países del Golfo
Nacional
Libia
Noruega
Argelia (GN)
Argelia (GNL)
Trinidad y Tobago
Qatar
Abu Dhabi
Egipto
Total
Argelia (total)
2005
Gráfico 2.1.1. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural
Fuente: CNE, Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.
Procedencia1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005(*)
GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
Nacional TOTAL 1.200 1.592 1.695 5.867 5.831 2.529 4.781 600
Inte
rnac
iona
l
GNArgelia 59.920 70.208 71.577 62.265 72.669 74.693 88.855 110.300
Noruega 26.719 26.773 26.856 26.832 26.433 26.640 25.685 24.400
TOTAL 86.639 96.981 98.433 89.097 99.102 101.333 114.540 134.700
GNL
Libia 10.560 11.201 9.293 9.230 7.341 8.442 7.765 10.100
Argelia 41.169 45.617 48.512 50.603 69.144 84.820 76.190 60.400
Nigeria 888 21.822 28.209 18.695 46.345 57.570 57.700
Trinidad&Tobago 8.687 9.157 6.806 5.342 977 - 5.600
GolfoPérsico 13.453 13.397 8.753 20.601 40.226 33.065 62.394 75.900
Egipto - - - - - - - 41.100
Otros 4.309 3.460 3.518 3.079 2.099 6.960 4.200
TOTAL 69.491 83.250 101.055 115.449 143.827 175.748 210.879 255.000
TOTAL 157.330 181.823 201.183 210.413 248.760 279.610 330.200 390.300
Cuadro 2.1.2. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural hasta 2005 (GWh)
Fuente: CNE.La planta de regasificación de Sagunto está en funcionamiento comercial desde el 1 de abril de 2006.(*)Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.
una elevada flexibilidad, en cuanto a la gestión del
mismo y a la posibilidad de diversificación de
fuentes de suministro, tanto a largo plazo como a
corto plazo.
Con los cambios regulatorios introducidos por la
Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos, que
supuso el inicio de la liberación en las actividades
de aprovisionamiento, se modificó el tradicional
112
Gas
Noruega6%
Libia3%
Nigeria15%
Golfo pérsico19%
Egipto11%
Trinidad & Tobago1%
Argelia GN29%
Argelia GNL15%
Otros1%
Doméstico0%
Gráfico 2.1.2. Aprovisionamientos de gas natural en el año 2005
Fuente: SEDIGAS.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
51 56 54 50 45 4236
49 44 46 50 55 5864
% GN% GNL
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
37
63
2005
35
65
Gráfico 2.1.3. Evolución de la proporción de gas natural (GN) / gas natural licuado (GNL)
Fuente: CNE.
sistema de aprovisionamientos, en el que Enagas
centralizaba todas las compras de gas natural para
el abastecimiento del mercado español y pasan a
ser las empresas comercializadoras las responsa-
bles de los aprovisionamientos de sus clientes en el
mercado liberalizado, o bien los propios consumi-
dores cualificados directamente. Las compañías
transportistas han de mantener sus adquisiciones
de gas destinadas al abastecimiento del mercado
regulado a tarifas, mientras no se implemente el
contenido de la segunda Directiva Europea de gas.
Actualmente, el primer grupo aprovisionador en
España es el grupo Gas Natural. Participa en el
mercado de aprovisionamientos a través de sus
filiales Sagane, Gas Natural Trading, y Gas
Natural Aprovisionamientos, que actúan como
intermediarias comprando el gas al productor.
Por otro lado, Enagas gestiona la mayoría de los
aprovisionamientos del mercado a tarifa con los
contratos que tiene suscritos con el grupo Gas
Natural. A este fin, tiene asignado por Real
Decreto el contrato de gas del Magreb de Sagane.
Este gas ha cubierto durante 2005 la práctica tota-
lidad de las necesidades para abastecer al mercado
a tarifa. Adicionalmente, Gas de Euskadi
Transporte ha cubierto el 0,59% de las necesidades
del mercado a tarifa.
Las compañías comercializadoras o grandes con-
sumidores cualificados adquieren el gas, en gene-
ral, a través de contratos de aprovisionamientos
firmados con los países productores de gas natural.
No obstante existe también un número importante
de transacciones entre empresas dedicadas al apro-
visionamiento y a la comercialización. La mayoría
de los aprovisionamientos contratados hasta el
momento, para el mercado liberalizado, han sido
en forma de GNL.
El 1 de enero del año 2003 entró en vigor el artí-
culo 7 del Real Decreto-Ley 6/2000, que establece
que ningún sujeto perteneciente a un mismo grupo
113
Gas
% a
prov
isio
nam
ient
os d
e ga
s
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
90
10
38
62
55
45
80
Mercado liberalizadoMercado regulado
71
2917
83
20
2000 2001 2002 2003 20052004
Gráfico 2.1.4. Estructura de los aprovisionamientos de gas por mercado
Fuente: CNE.
de empresas que actúen en el sector del gas natu-
ral puede aportar en su conjunto gas natural para
su consumo en España en una cuantía superior al
70% del consumo nacional, excluyendo autocon-
sumos.
2.2. Regasificación
2.2.1. Descripción de la actividad
La regasificación es la actividad que comprende la
conversión del gas natural en estado líquido, alma-
cenado en tanques criogénicos generalmente de las
plantas de regasificación, a temperaturas en torno
a –160 ºC, al estado gaseoso y su introducción
dentro de la red nacional de gasoductos. Además,
en las plantas de regasificación se realizan las ope-
raciones de descarga de los buques metaneros, y la
carga de camiones cisterna de GNL con destino a
las plantas satélites.
Situación de la regasificación en España
España cuenta con cuatro plantas de regasificación
situadas en los puertos de Barcelona, Cartagena,
Huelva y Bilbao.
• Planta de Regasificación de Barcelona
Situada en el puerto de Barcelona, es la planta
más antigua de España. La primera descarga se
produjo en 1969, con gas procedente de Argelia.
Cuenta con una capacidad de atraque de buques
de hasta 140.000 m3 desde el 16 de diciembre de
2003; previamente disponía de un atraque de
114
Gas
Unión Fenosa2%
BBE4%
Incogas0%
Shell3%
Iberdrola15%
BP6%
GN Comercializadora47%
GdF2%
Endesa6%
Cepsa3%
Naturgascomercializadora
4%
Gráfico 2.1.5. Cuotas de aprovisionamiento en el mercado liberalizado por empresa comercializadora en el
año 2005 (*)
Fuente: CNE
(*) Datos provisionales.
80.000 m3. Ha aumentado la capacidad de alma-
cenamiento con la inauguración del quinto tan-
que de GNL con capacidad de 150.000 m3,
aumentando la capacidad de emisión a 1.500.000
m3(n)/h. Esta planta pertenece a ENAGAS.
• Planta de Cartagena
Se ubica en la Dársena de Escombreras, en la
provincia de Murcia. La primera descarga tuvo
lugar en 1989 con gas natural argelino. En 2001
entró en servicio el atraque para buques de hasta
140.000 m3, y en marzo de 2002 entró en opera-
ción el segundo tanque de Cartagena con una
capacidad de 105.000 m3, y un tercer tanque en
2005 con capacidad de 127.000 m3 de GNL.
Actualmente ha ampliado la capacidad de emi-
sión desde 600.000 m3(n)/h hasta 900.000
m3(n)/h. Esta planta pertenece a ENAGAS.
• Planta de Huelva
Se encuentra en la desembocadura de los ríos
Tinto y Odiel y cuenta con una superficie de
141.000 m2. Tiene capacidad de descarga para
buques de hasta 140.000 m3. La primera descar-
ga se produjo en 1988 con gas natural licuado
procedente de Argelia. Durante 2004 se ha
duplicado la capacidad de regasificación a la red
de 72 bar al ponerse en funcionamiento el 3er
tanque de almacenamiento con capacidad para
150.000 m3 GNL. Actualmente ha aumentado la
capacidad de emisión pasando de 900.000 m3
(n)/h a 1.050.000 m3 (n)/h. Esta planta es pro-
piedad de ENAGAS.
• Planta de Regasificación de Bilbao
La planta de regasificación de Bahía de Bizkaia
Gas (BBG) se puso en marcha en agosto del
año 2003 aunque la puesta en marcha definiti-
va tuvo lugar en diciembre. Está situada en el
puerto de Bilbao y entró en operación en
diciembre de 2003, con una capacidad de emi-
sión de 800.000 m3(n)/h y dos tanques de
150.000 m3 GNL cada uno. Esta planta perte-
nece a la sociedad BBG, S.L.
Dentro de las infraestructuras de regasificación que
entraron en funcionamiento durante 2005, destacan
el aumento en la capacidad de almacenamiento res-
pecto al 2004 gracias a la puesta en funcionamiento
de los nuevos tanques en la planta de Barcelona y
Cartagena, pasando de 1.010.000 m3 a 1.287.000
m3, y también al aumento de la capacidad de emi-
sión pasando de 3.500.000 m3(n)/h a 4.250.000
m3(n)/h.
En el cuadro 2.2.1 se describe la capacidad actual de
las cuatro plantas de regasificación existentes, en
función de sus parámetros básicos: los muelles de
atraque de buques metaneros, los tanques de alma-
cenamiento de GNL, la capacidad de los equipos de
regasificación y la capacidad de carga de cisternas
de GNL con destino a las plantas satélites.
La operación de las plantas de regasificación
requiere coordinar con exactitud la descarga de los
buques de cada planta y mantener en cada momen-
to existencias adecuadas en los tanques de GNL
para garantizar la seguridad del suministro. En el
gráfico 2.2.1 se recogen las existencias en tanques
en el año 2005.
Es destacable el mayor nivel de existencias de fina-
les del año 2005, coincidiendo con la aplicación de
las reglas de operación invernal que compelen a
mantener 3 días de almacenamientos en tanques.
115
Gas
116
Gas
Existencias Barcelona Existencias Cartagena Existencias Huelva Existencias Bilbao
1-1-
05
16-1
-05
31-1
-05
15-2
-05
2-3-
05
17-3
-05
1-4-
05
16-4
-05
1-5-
05
16-5
-05
31-5
-05
15-6
-05
30-6
-05
15-7
-05
30-7
-05
14-8
-05
29-8
-05
13-9
-05
28-9
-05
13-1
0-05
28-1
0-05
12-1
1-05
27-1
1-05
12-1
2-05
27-1
2-05
m3
GNL
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Gráfico 2.2.1. Existencias en tanques de GNL, 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
Cuadro 2.2.1. Características de las plantas de regasificación en 2005
PLANTA DEREGASIFICACIÓN
Capacidad dealmacenamiento(Tanques de GNL
en m3)
Capacidad deatraque
(m3 de GNL)
Capacidad de emisión Capacidad cargade cisternas. Nº
cisternas/día
Titular de la
instalaciónP (bar) M3/hora
Barcelona2 x 40.000 +
+ 2 x 80.000 +150.000
1 * 80.000 + 1* 140.000
45 600.00050 ENAGAS
72 900.000
Cartagena 60.000 + 100.000+ 127.000
1 * 80.000 +1 * 140.000 72 900.000 50 ENAGAS
Huelva 55.000 + 105.000+ 150.000 140.000 72 1.050.000 50 ENAGAS
Bilbao 2 x 150.000 140.000 72 800.000 15 BBG
TOTAL 1.287.000 4.250.000 165
Fuente: CNE.
Ampliación de infraestructuras existentes
Está prevista la ampliación tanto de la capacidad
de almacenamiento de todas las plantas, como de
la capacidad de emisión. Este hecho lo refleja el
documento “Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes de
Transporte 2002-2011”, así como en la “Revisión
2005-20011 de la Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes de
Transporte 2002-2011”.
Como infraestructuras recientes incorporadas al
sistema gasista destaca la puesta en funcionamien-
to de una nueva planta de regasificación de Bilbao
y la existencia de dos nuevas plantas en construc-
ción avanzada en Sagunto y Mugardos (actual-
mente Sagunto esta operativa), así como la puesta
en marcha de la duplicación del gasoducto Huelva
– Sevilla – Córdoba – Madrid. Es preciso reseñar
la nueva interconexión con Francia a través de
Irún. Estas infraestructuras, junto con el resto de
puestas en servicio durante los últimos años, posi-
bilitan el suministro de gas a nuevos mercados y
aumentan la seguridad de suministro del sistema.
En relación con las infraestructuras incluidas en el
documento de “Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes de
Transporte 2002-2011” que fue aprobada por el
Consejo de Ministros en septiembre de 2002, han
sido muchas las que durante los años 2002, 2003,
2004 y 2005 han sido puestas en operación. Esta
Planificación fue revisada en 2006 y aprobada el
31 de marzo de 2006 por el Consejo de Ministros.
Para el año 2006, la planificación recoge las
siguientes infraestructuras:
– Planta de Hueva: 4º tanque de almacenamiento
de 150.000 m3 y ampliación de emisión a
1.200.000 m3(n)/h.
– Planta de Barcelona: Ampliación de la emisión
a 1.050.000 m3(n)/h hacía la red de 72 bar.
– Planta de Cartagena: Ampliación de la emisión
a 1.200.000 m3(n)/h.
– Puesta en marcha de la planta de Sagunto.
Nuevas infraestructuras
• Planta de Regasificación de Sagunto
La planta de regasificación de Sagunto tendrá
una capacidad de emisión de 800.000 m3 (n)/h y
dos tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno,
además de una capacidad de atraque de 140.000
m3. En marzo de 2003 se inició la construcción
de la planta y ha entrado en operación en abril de
2006. El titular de la instalación es Saggas.
• Planta de Regasificación de Mugardos
La planta de Mugardos contará con una capaci-
dad de atraque de 140.000 m3 de GNL, y una de
emisión de 412.800 m3(n)/h y dos tanques de
150.000 m3 GNL cada uno; se espera que entre
en operación comercial en el 2007. Dicha planta
es propiedad de Reganosa.
• Planta de Regasificación de Gran Canaria
Esta planta, promovida por la sociedad
Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A.,
se emplazará en el polígono industrial de
Arinaga, en el término municipal de Agüimes.
Contará con una capacidad para atraque y des-
carga de buques metaneros de hasta 140.000 m3
de GNL, un tanque de almacenamiento de GNL
117
Gas
de 150.000 m3 y una capacidad de regasificación
de 150.000 m3(n)/h. Inicialmente, el gas natural
suministrado se destinará a cubrir la demanda de
gas para generación eléctrica. Se espera que
entre en operación en 2009.
• Planta de Regasificación de Tenerife
La planta estará situada en Granadilla, siendo
titular de la sociedad Compañía Transportista de
Gas Canarias, S.A. Esta planta poseerá una
capacidad de almacenamiento de 150.000 m3 de
GNL, con una capacidad de regasificación de
150.000 m3(n)/h y una capacidad de atraque de
140.000 m3. Su puesta en operación se espera
para el 2010.
• Planta de Regasificación de Musel
La planta de Musel contará con una capacidad
de atraque de 140.000 m3 de GNL, y una de emi-
sión de 800.000 m3(n)/h y dos tanques de
150.000 m3 GNL cada uno; se espera que entre
en operación comercial en el 2010. Esta planta
no tiene promotor por el momento.
2.3. Transporte por gasoducto
2.3.1. Descripción de la actividad
Los gasoductos de transporte se clasifican por pre-
siones, de la siguiente manera:
– Gasoductos de transporte primario de gas natu-
ral a alta presión: Presión máxima de diseño es
igual o superior a 60 bares.
– Gasoductos de la red de transporte secundario:
Presión máxima de diseño está comprendida
entre 16 y 60 bares.
2.3.2. Situación del transporte en España
De acuerdo con los datos disponibles a finales de
2005, los gasoductos de transporte en España tota-
lizan 7.863 km. El reparto de la red de transporte
por empresas se muestra en el cuadro 2.2.2.
118
Gas
Cuadro 2.2.2. Empresas con activos de transporte, 2005
Empresa Km de gasoducto Porcentaje (%)
ENAGAS 6.631 84,3
Al-Ándalus (Enagas +Transgas) 277 3,5
Gasoducto de Extremadura (Enagas +Transgas) 250 3,2
Endesa Gas Transportista 290 3,7
Gas Natural SDG 209 2,7
Gas de Euskadi Transporte S.A.U. 152 1,9
Transportista Regional del Gas 41 0,5
Infraestructuras Gasistas de Navarra 13 0,2
TOTAL 7.863 100,0
Fuente: CNE
Conexiones internacionales
España dispone de cinco conexiones internaciona-
les por gasoducto, una con Francia por Larrau
(Navarra), por la que en estos momentos se impor-
ta gas derivado de un contrato con Noruega, otra
con Marruecos por Tarifa (Cádiz), por la que se
introduce gas argelino en el sistema, dos en
Portugal (Badajoz y Pontevedra) y por último una
en Irún.
La capacidad de la conexión de Larrau es de
280.000 m3(n)/h, pudiendo llegar puntualmente a
vehicular 300.000 m3(n)/h. Larrau podría aportar
más gas al sistema si el transportista francés
aumentase la presión de entrega al sistema espa-
ñol. De acuerdo con la información del Gestor
Técnico del Sistema gasista (GTS), por cada
aumento de 0,048 bar en la presión, el caudal se
vería incrementado en 1.000 m3(n)/h, hasta un
máximo de 330.000 m3(n)/h.
Por otra parte, tras la puesta en marcha de la Planta
de Regasificación de Sines, es posible introducir
más gas al sistema español por Tuy, pudiendo, sobre
la capacidad nominal de 40.000 m3(n)/h, aumentar
1.000 m3(n)/h por cada incremento de presión de
0,154 bar en la red portuguesa, hasta un máximo
adicional de 64.580 m3(n)/h. Asimismo, se pueden
realizar intercambios de gas en Badajoz con el gas
introducido por Tarifa para el mercado portugués.
En el año 2005 el tránsito de gas hacia la Península
por Larrau ha sido de 24.434 GWh, mientras que
por Tarifa fue de 110.323 GWh, destinado al mer-
cado nacional, un 18% superior respecto a 2004.
La conexión actual de Irún tiene poca capacidad de
vehiculación, hasta que se desarrolle la duplica-
ción del gasoducto Vergara-Irún.
Como se pone de manifiesto en el gráfico 2.2.2,
las conexiones internacionales por gasoducto se
explotan con flujos relativamente constantes que
se adecuan a la estrecha flexibilidad de los contra-
119
Gas
1-1-
05
16-1
-05
31-1
-05
15-2
-05
2-3-
05
17-3
-05
1-4-
05
16-4
-05
1-5-
05
16-5
-05
31-5
-05
15-6
-05
30-6
-05
15-7
-05
30-7
-05
14-8
-05
29-8
-05
13-9
-05
28-9
-05
13-1
0-05
28-1
0-05
12-1
1-05
27-1
1-05
12-1
2-05
27-1
2-05
m G
NL
1.600
1.400
1.200
1.100
800
600
400
200
0
AASS HuelvaCartagena Barcelona Yacimientos Tarifa LarrauBilbao
Gráfico 2.2.2. Entradas a la red de transporte en 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
tos. La modulación del sistema entre invierno y
verano se realiza con los almacenamientos subte-
rráneos, y con las plantas de regasificación, infra-
estructuras que también juegan un papel importan-
te en la modulación semanal de la demanda.
Gasoductos de transporte
El transporte de gas natural en la Península Ibérica
está articulado en seis ejes principales:
– Eje Mediterráneo: Barcelona-Cartagena.
– Eje Central: País Vasco-Huelva.
– Ruta de la Plata: Oviedo-Almendralejo.
– Valle del Ebro: Tivissa-Haro.
– Eje Al Andalus-Gasoducto de Extremadura:
Tarifa-Badajoz.
– Eje Norte – Noroeste: Santander –Tuy.
Los activos de transporte más importantes puestos
en explotación durante el 2005 han sido los gaso-
ductos:
– Málaga-Estepona Tramo II.
– Castelnou-Fraga-Tamarite de Litera.
– Arbós-Tivissa
– Cartagena-Lorca (fase II).
– Ramal Totana-Murcia.
120
Gas
Quintanar de la Orden
MonzónTamarte de Litera
Alfarrá Manresa
MataróMontmero
Igualada
Zuera
Talavera
Torrijos
Oviedo
Ourense
Ponferrada
Larrau
Ferrol
Villalba
Vigo
CurtisSantiago
Caldas de Reis
Puentecesures
Tuy
Astorga
AvilésGijón
Luarca
Langreo
Reinosa
Miranda
Vergara
Irún
Aguilar de CampooSantovenia
Braga
Palencia
Soria
Lumbier
Huesca
Villar de Arredo
Haro
Aranda
Guadalajara
Getafe
Algete
Plasencia
Benavente
Briviesca
Lerma
Toro
Tordesillas
EstellaViana
Tudela
Sangüesa
Logroño
GuardaViseu
Oporto
26”
20”
Villamayor
OlmedoMedina del Campo
Rivas
Almazán
Villalba
Turégano
Subirats
Bañeras
Igualada
SariñenaVillanueva G.
Zuera
Huelva
Puertollano
Reus
Paterna
Málaga
Sevilla
Algeciras
Arcos
Estepona
Motril
CáceresToledoTalavera
Lérida
Cartagena
Lorca
Caudete
PLANTA DE CARTAGENA
Tarancón
Mérida
Linares
Osuna
12”10”
Tivissa
Castelnou
Alcañiz
Torrijos
Alameda dela Sagra
Tortosa
Alcora
BorriolVillafames
ChilchesSegorbe
Nules
SaguntoPuzol
Lliria
Cheste
Carlet
Xixona
Agullent
ElcheSines
PortalegreCampomaior
Leiria
Mouro
PLANTADE SAGUNTO
Fuente-Álamo
Mijas
Viches
Fuentes
Caspe
Andorra
Santa Cruz de Mudela
Alcázar de San Juan
Jerez
Puente Genil
Aguilar de la F.
Castro U.
Arrigorriaga DurangoLesaka
Los Yébenes
Almería
16
Laredo
SanturzeTreto
Aranjuez
16”12”
Peñafiel
Villamañan
Castor
A Coruña
Pontevedra
Lugo
Zamora
Salamanca
Badajoz
León
Valladolid
Burgos
Santander S. SebastiánBilbao
Vitoria
Pamplona
Barcelona
Gerona
Zaragoza
Tarragona
Castellón
Alicante
Valencia
AlbaceteCiudad Real
Córdoba
Cádiz
Madrid
Segovia
Ávila
PLANTA DE BILBAO
AASS GAVIOTA
AASS SERRABLO
C.I. FRANCIA
PLANTA DE MUGARDOS
Yacimiento
Conexión internacional(Capacidad nominal en miles de m3(n)/(h)
Almacenamiento subterráneo(Capacidad útil en Mm3(n) (gas)
Almacenamiento subterráneo(En proyecto)
Capacidad de extracción(En miles m3(n))/h de gas)
Estación de compresiónEstación de compresión(En construcción)
Gasoducto de transporte(Autorizados o en construcción)
Gasoducto de Portugal(Autorizados o en construcción)
PLANTA DE BARCELONA
Planta de regasificación(Construcción)
Capacidad de regasificación(En miles de m3(n)/(h)
Capacidad de regasificación(En construcción)
Planta de regasificación(En miles de m3 de gnl)
150150
20”
12”16”
24”
12”20”
8”26”
30”8”
413
20”
10”
1.446
20”
20”20”
20”
20”
12”
12”8”
8”26”
12”
12”
820
12”
20”
26” 10”
16”
150 150
280
26”
6”
10”
26” 20”
12”
12”
15024”
16”
20”
26”
12”
10”
80 80
40 40
12”20”
150150
16”26”
12”
24”
26”
20”
8”
16/10/8”
32”
26”
30”
1271055520”
10”12”
10”
32”
16”
10”48”
28”
26”
10”
10”
16”
12” 32”
20”
20”
30”
PALANCARES
PLANTA DE HUELVAPOSEIDÓN
MARISMAS
28”28”
32”
150 10055
120
26”12”
28”
20”
1.150
Granada
Jaén
CuencaTeruel
Murcia
20”
6”
AASS DECARRIZO
PLANTADE SINES
C.I. MARRUECOS
120
1.050
150
800
800
900
1.500
4”6”
4”
6”
4
6”
12”
8”
6”
10”
16”12”
8”
10”
14”
12”
12”
10”
8”
8”
12”
12”16”
Gráfico 2.2.3. Mapa de infraestructuras gasistas 2005
Fuente: CNE.
Respecto a las estaciones de compresión, cabe
señalar la ampliación de la estación de compresión
de Córdoba Fase II, Almendralejo, Sevilla,
Bañeras Fase II y Tivissa.
Nuevas infraestructuras
Conexiones internacionales
Por tanto, a partir del 2007 cabe pensar que podrí-
an producirse flujos de gas desde España a Francia
para alimentar el sur-oeste de Francia, o flujos de
Francia a España en virtud de nuevos aprovisiona-
mientos por gasoducto o incluso debido a la utili-
zación de almacenamientos subterráneos france-
ses. Para la conexión por Larrau, la planificación
prevé una ampliación hasta alcanzar los 580.000
m3(n)/h para el año 2008. Dicho proyecto tiene la
condición de B1, dependiente de la existencia de
contratos de aprovisionamiento. A esta nueva
capacidad contribuirá la construcción de la
Estación de Compresión de Pamplona.
Por último, los promotores de la sociedad Medgaz
han presentado un proyecto que conectaría directa-
mente Argelia con España en la provincia de
Almería. Este proyecto, está previsto para el
segundo semestre de 2009, y contaría con una
capacidad nominal de transporte inicial de
913.242 m3(n)/h (8 bcm). A partir de 2015, dichas
capacidades se verían incrementadas hasta el doble
de sus valores iniciales. Medgaz ha sido incluido
en la lista de proyectos de interés prioritario dentro
de las redes transeuropeas en el sector de la ener-
gía previstas por el Parlamento Europeo y el
Consejo de la Unión Europea.
Para el año 2007, cabe destacar la duplicación del
gasoducto Vergara-Irún y el gasoducto Frontera
Francesa-Viella que alimentará al Valle de Arán
desde la red francesa.
121
Gas
Cuadro 2.2.4 Nuevas conexiones Internacionales
Nuevas conexiones internacionales AñoLongitud
(km)Presión(bar)
Diámetro(‘‘)
GrupoPlanificación
Conexion Francia-España por Irún 2005 2 80 26 A Urgente
Duplicación del gasoducto Vergara-Irún 2007 110 80 26 A Urgente
Infr. asociadas a la C.I. de MEDGAZ (*) 2009 46 220 24 A Urgente
Gasoducto Figuras-Frontera Francesa 25 80 36 B
Gasoducto Frontera Francesa-Viella 24 16 8 A
(*) El tramo submarino en aguas territoriales españolas del proyecto Medgaz se excluirá temporalmente de la obligación de per-mitir el acceso de terceros no participantes en el proyecto a la instalación, en los términos que se determinen de acuerdo a lalegislación española y comunitaria y, conforme a lo establecido en el apartado 5 del artículo 70 de la Ley 34/1998, de 7 de octu-bre del sector de Hidrocarburos, no se incluirá en el régimen retributivo del sector de gas natural en tanto no se dé cumplimien-to a la obligación de permitir el acceso de terceros.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011
Infraestructuras peninsulares
El gasoducto Alcázar de San Juan-Alcudia de
Crespins que figuraba en la Planificación original,
es una infraestructura de refuerzo importante para
asegurar el correcto funcionamiento del sistema
gasista. Denominado Eje Transversal porque une el
Eje Mediterráneo con el Eje Central, e inicialmente
configurado como de seguridad, es vital para eva-
cuar el gas de las Plantas de Regasificación del
Mediterráneo hasta el Centro de la Península. La
revisión de la Planificación lo recoge como Alcazar-
Montesa, 264 Km y 36 pulgadas. Se espera que
entre en operación a finales del 2007.
Infraestructuras extrapeninsulares
• Baleares
En el documento de «Planificación de los sectores
de electricidad y gas 2002-2011 se recoge la nece-
sidad de disponer de una propuesta detallada de la
solución óptima para el suministro energético a las
Islas Baleares.
Una vez conocida y analizada la opinión de los dis-
tintos agentes implicados, obtenida la aproximación
técnica de los operadores de los Sistemas gasista y
eléctrico, así como el acuerdo de la Comunidad
Autónoma Balear, se elaboró una propuesta de
Adenda a la Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas que fue aprobada el 5 de
Diciembre del 2003 por el Consejo de Ministros.
La alternativa finalmente aprobada fue la conexión
de las islas de Mallorca e Ibiza entre sí y con la
península por un gasoducto que partiendo del tér-
mino municipal de Oliva (en la actualidad el punto
de partida es Denia) llegue a Ibiza en las proximi-
dades de Cala Gració desde donde por una parte sal-
drá el gasoducto insular que lleve el gas natural
hasta la ciudad de Ibiza y el emplazamiento de la
122
Gas
GASODUCTO EN PROYECTO
MENORCA
Denia
FORMENTERA
MALLORCA
IBIZA
Cala Gació
San Juan de Dios
ESTACIÓN DE COMPRESIÓNEN PROYECTO
Gráfico 2.2.4. Infraestructura gasista de Baleares
Fuente: CNE.
central térmica, y por otra parte continuará hasta
Mallorca donde entrará en los terrenos de la antigua
central térmica de San Juan de Dios. En este punto
se conectará el gasoducto insular que servirá para
dar suministro a la central térmica de Ca´s Tresorer,
central térmica de Son Reus y para conectar las
redes de distribución existentes. Su entrada en ope-
ración está prevista para el año 2008. En el futuro,
al gasoducto insular se conectarán los nuevos gaso-
ductos aprobados que no se incluían en la
Planificación Obligatoria 2002-2011.
Tal y como se recoge en la Planificación de los
Sectores de Electricidad y Gas 2002-2011, estas
infraestructuras están consideradas como urgentes
y clasificadas dentro de la categoría A.
Las infraestructuras que se relacionan a continua-
ción fueron autorizadas de manera directa por la
Dirección General de Política Energética y Minas
del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a
Enagas, encontrándose actualmente pendientes de
recibir la autorización administrativa solicitada por
la citada compañía transportista.
– Gasoducto Montesa - Denia.
– Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca.
– Estación de compresión de Denia.
• Canarias
Actualmente la Comunidad Autónoma Canaria no
cuenta con infraestructura de GN, aunque ya se
han iniciado los proyectos de las correspondientes
infraestructuras en las islas de Gran Canaria y
Tenerife consistentes en sendas plantas de regasifi-
cación de GNL y los gasoductos de transporte aso-
ciados, cuyas autorizaciones administrativas están
siendo tramitadas.
123
Gas
San Bartolomé
de Tirajana
Las Palmas deGran Canaria
Jinamar
Arinaga
150
150
PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)
GASODUCTO EN PROYECTO
BUQUES METANEROS 140.000 m3
CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)
Gráfico 2.2.5. Infraestructuras gasistas de Gran Canaria
Fuente: CNE.
Está previsto en la Planificación que en el año
2009 sea puesta en operación la planta de alma-
cenamiento y regasificación de gas natural, el
gasoducto de transporte y la infraestructura marí-
tima en la isla de Gran Canaria. Para el año 2010
culminarán las obras en la isla de Tenerife
pudiendo empezar a recibir GNL y realizar las
actividades de descarga, regasificación y trans-
porte a las centrales eléctricas, así como la posi-
ble distribución a los sectores turístico, industrial
y doméstico.
Ubicación geográfica de las plantas de GNL.
La ubicación de las plantas de GNL se ha previs-
to en la costa Sur-Este de las islas de Gran
Canaria y Tenerife, determinándose como puntos
idóneos el Puerto Industrial de Arinaga y el
Polígono industrial de Granadilla, respectivamen-
te. En ambos casos los principales consumidores,
generadores eléctricos, representados por las cen-
trales térmicas de Barranco de Tirajana en Gran
Canaria y Granadilla en Tenerife se encuentran
relativamente cerca de las plantas de regasifi-
cación.
Planta de regasificación de Gran Canaria.
Su capacidad de regasificación inicial será de
150.000 m3(n)/hora, su puesta en funcionamiento
está prevista para el año 2009 y contará desde el
principio con un tanque de GNL de 150.000 m3 de
124
Gas
150150
Granadilla
PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)
CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)
Gráfico 2.2.6. Infraestructura Gasista en Tenerife
Fuente: CNE.
capacidad y con una capacidad de atraque de
buques metaneros de hasta 145.000 m3 de GNL.
Planta de regasificación de Tenerife.
Su capacidad de regasificación inicial será de
150.000 m3(n)/hora, su puesta en funcionamiento
está prevista para el año 2010 y contará desde el
principio con un tanque de GNL de 150.000 m3 de
capacidad y con una capacidad de atraque de
buques metaneros de hasta 145.000 m3 de GNL.
Gasoductos
En las siguientes tablas se presentan tanto los
gasoductos de transporte como los ramales de
suministro a las centrales de generación eléctrica
previstos.
125
Gas
Cuadro 2.2.5 Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias
NombreAño
p.e.m.Km
Presiónmáx.
diseño
D(‘‘)
Nuevacategoría
Gasoducto Planta GNL Arinaga-San Bartolomé de Tirajana 2009 10 72 14 A
Gasoducto Planta GNL Arinaga-CT Jinamar-Las Palmas de Gran Canaria 2011 41 72 12 A
Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT de Granadilla (693 MW)1 2010 0,4 72 16 A
Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT Candelaria-Santa Cruz de Tenerife 2011 49 72 14 A
1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en ciclo abierto 2 CiclosCombinados. No se refleja potencia instalada en motores diesel.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
Cuadro 2.2.6. Ramales directos a las centrales térmicas de la C.A. de Canarias
NombreAño
p.e.m.Km
Presiónmáx.
diseño
D(‘‘)
Nuevacategoría
Ramal a la CTCC de Tirajana (712 MW)1 2010 3 72 14 A
Ramal a la CTCC de Jinamar 2011 0,5 72 12 A
Ramal a la CTCC de Candelaria 2011 0,5 72 12 A
1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en ciclo abierto 2 CiclosCombinados.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
2.4. Almacenamiento subterráneo
2.4.1. Descripción de la actividad
La actividad de almacenamiento tiene varias fun-
ciones principales en el sistema gasista:
• Modulación y ajuste entre la oferta y la deman-
da. El objetivo es hacer frente a los desequili-
brios motivados por variaciones estacionales de
la demanda variaciones semanales.
• Existencias mínimas de seguridad. Con ellas se
pretende asegurar un marco de continuidad y
seguridad de suministro de gas en caso de fallo,
que puede deberse tanto a los aprovisionamien-
tos de gas, como a fallos en las instalaciones en
origen o puntos de entrada a nuestro sistema. De
acuerdo con la Ley, los transportistas que incor-
poran gas al sistema, los comercializadores que
suministran a clientes finales y los consumido-
res cualificados que hagan uso del derecho de
acceso y no se suministren de un comercializa-
dor autorizado, deben mantener unas existencias
mínimas de seguridad equivalentes a 35 días de
sus ventas (o consumo) firmes. Estas existen-
cias, además de estar en los Almacenamientos
Subterráneos pueden estar en almacenamiento
operativo en forma de GNL o gas en gasoductos.
• Modulación de aprovisionamientos en función
de las necesidades de cada agente. En el contex-
to de mercado liberalizado, la capacidad de
almacenamiento podría ser utilizada como una
herramienta comercial, en función de los precios
de gas en el mercado.
Se denomina gas útil al máximo volumen de gas
que puede extraerse cuando el almacenamiento
está lleno, sin poner en peligro la integridad del
mismo. Depende de las características de cada
almacenamiento. El resto del gas, denominado gas
colchón, es un inmovilizado que sólo se podrá
recuperar, en parte, cuando se dé por finalizada la
explotación del almacenamiento. En condiciones
excepcionales se podría utilizar un tercio del gas
colchón; este gas es denominado por Enagas como
gas extraíble por medios mecánicos.
126
Gas
Cuadro 2.4.1. Características de los almacenamientos subterráneos. Año 2005
Almacenamientos
Capacidad de almacenamiento Mm3(n)
Capacidad de vehiculaciónMm3(n)/día
Gascolchón(*) Gas útil Gas total Inyección Extracción
SERRABLO(Aurín y Jaca) 420 680 1.100 3,9 6,8
GAVIOTA 1.702 879 2.581 4,5 5,7
TOTAL 2.122 1.559 3.681 8,4 12,5
(*) Incluye el gas extraíble con medios mecánicos (1/3 gas colchón).
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
2.4.2. Situación del almacenamiento en
España
Actualmente el sistema gasista español cuenta con
dos almacenamientos subterráneos, que son anti-
guos yacimientos de gas natural, Serrablo
(Huesca), formado por los pozos de Aurín y Jaca,
operado por ENAGAS, y Gaviota, propiedad de
RIPSA y operado por ENAGAS, a través de una
plataforma situada a 8 km de la costa de Vizcaya.
Durante el año 2005 se han inyectado 1.341 millo-
nes de m3 de gas natural y se han extraído 873
millones de m3. Las existencias finales han sido
superiores a las de 2004. Como puede comprobar-
se en el cuadro 2.4.2, en general, los periodos de
extracción de gas de los almacenamientos tuvieron
lugar en invierno desde enero hasta marzo, habien-
do comenzado de nuevo a principios de noviem-
bre. Durante los meses restantes las operaciones
realizadas en los almacenamientos fueron las de
inyección de gas natural para el aprovisionamiento
de invierno.
El gráfico 2.4.1 muestra el nivel de llenado de
cada almacenamiento subterráneo durante este
periodo.
En relación con las existencias mínimas en los
almacenamientos subterráneos que mantienen los
agentes que operan en el sistema gasista, se ha
observado un número creciente de solicitudes y
127
Gas
Cuadro 2.4.2. Gas inyectado y extraído en los almacenamientos subterráneos durante 2005
GWh Serrablo Gaviota
Mes Inyección Emisión Inyección Emisión
Enero 0 1.151 0 1.372
Febrero 0 1.058 0 1.779
Marzo 349 430 337 1.140
Abril 1.186 0 954 0
Mayo 1.070 0 1.384 0
Junio 756 0 1.035 0
Julio 989 0 1.268 0
Agosto 1.047 0 1.582 0
Septiembre 395 0 1.407 0
Octubre 23 0 1.535 0
Noviembre 0 628 279 477
Diciembre 0 1.070 0 1.047
Total 5.815 4.337 9.781 5.815
Fuente: Enagas.
128
Gas
805
285
0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
775
2.581
1.702
1.135
0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2.481
Gas colchón no extraible
Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)
Gas operativo
ampliación de capacidad
295
135
90
0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Gas colchón no extraible
Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)
Gas operativo
Gas colchón no extraible
Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)
ampliación de capacidad
190
* Incluye una ampliación de 100 Mm3
año anterior
Uso Extracción
Inyección anual/(capacidad total-gas colchón)
Extracción anual/(capacidad total-gas cochón)
Uso Inyección
Índice utilización JACA 61%
65%
57%
año anterior
Uso Extracción
Inyección anual/(capacidad total-gas colchón)
Extracción anual/(capacidad total-gas cochón)
Uso Inyección
Índice utilización AURÍN 75%
100%
50%
año anterior
Uso Extracción
Inyección anual/(capacidad total-gas colchón)
Extracción anual/(capacidad total-gas cochón)
Uso Inyección
Índice utilización GAVIOTA 76%
96%
57%
Gas operativo
Gráfico 2.4.1. Estado de llenado de los almacenamientos subterráneos en el año 2005
Fuente: ENAGAS.
contratos de acceso. Esto podría interpretarse
como un esfuerzo por parte de los agentes para
alcanzar un correcto cumplimiento de las obliga-
ciones impuestas por el Real Decreto 1716/2004.
El crecimiento de la demanda y el no desarrollo
de nuevos Almacenamientos Subterráneos, está
haciendo cada vez más difícil la utilización de
estos almacenamientos como herramienta comer-
cial.
Ampliaciones y nuevos almacenamientos
La capacidad de almacenamiento subterráneo inclui-
da en la Planificación obligatoria tiene por objeto
garantizar la posibilidad de disponer de las reservas
de gas que en cada momento contemple la normati-
va vigente. Por ello, y por el importante crecimiento
que esta experimentando la demanda, es necesario
promover el estudio y desarrollo de la mayoría de las
estructuras que a priori puedan resultar viables, con
independencia de su ubicación geográfica.
Los almacenamientos subterráneos en nuevas
estructuras geológicas constituyen el único grupo
de infraestructuras gasistas en el que no es posi-
ble asegurar la viabilidad técnica de cada instala-
ción sin haber incurrido previamente en una parte
muy relevante de la inversión necesaria para su
desarrollo.
Dado que los costes medios de la inversión nece-
saria por unidad de volumen que pueden resultar
en cada proyecto son suficientemente dispares
como para impedir la posibilidad de la aplicación
de valores estándares, la retribución de cada pro-
yecto de almacenamiento deberá establecerse de
acuerdo con sus características técnicas singu-
lares.
El desarrollo de nuevas capacidades de almacena-
miento subterráneo debería permitir adecuar la
capacidad de almacenamiento total del sistema
gasista a las necesidades existentes motivadas por
la práctica total dependencia de aprovisionamiento
de gas natural con el exterior así como por la obli-
gación legalmente establecida de mantenimiento
de existencias mínimas de seguridad.
• Desarrollo de AA.SS. Marismas (Fases I y II)
Esta previsto en la Planificación la utilización de
este antiguo yacimiento de gas natural como
almacenamiento subterráneo con un volumen
operativo de unos 300 Mm3(n), una capacidad
de inyección del orden de los 1,2 Mm3(n), una
capacidad de extracción de unos 1,6 Mm3(n) y
un volumen estimado de gas colchón de 180
Mm3 (n).
En una segunda fase, la capacidad de este alma-
cenamiento podría ampliarse hasta alcanzar los
siguientes valores: duplicidad del volumen ope-
rativo hasta los 600 Mm3(n), capacidad de inyec-
ción hasta 3,5 Mm3(n)/día y capacidad de
extracción máxima de 4,4 Mm3(n)/día, mante-
niéndose el mismo volumen de gas colchón.
Para ello será necesario la duplicidad de la cone-
xión de este almacenamiento subterráneo con la
red básica de gasoductos mediante un nuevo
gasoducto de unos 7 Km. de longitud y 20 pul-
gadas de diámetro que debería encontrarse ope-
rativo a lo largo del año 2007.
• Duplicidad de AA.SS. de Gaviota
La duplicidad de la capacidad operativa de este
almacenamiento, desde los 879 Mm3(n) actuales
hasta los aproximadamente 1.558 Mm3(n), está
revista para el año 2009. Las principales carac-
129
Gas
terísticas operativas tras su duplicación serían
las siguientes: capacidad de inyección 9,6
Mm3(n)/día, capacidad de extracción máxima de
14,2 Mm3(n)/día, no requiriendo una mayor
inyección de gas colchón.
Para poner en marcha esta duplicación es nece-
saria la construcción del gasoducto Bermeo-
Lemona de unos 32 km de longitud y 24 pulga-
das de diámetro que debería encontrarse operati-
vo en el año 2009, al mismo tiempo que la
ampliación del almacenamiento.
• Desarrollo de AA.SS. de Yela
Los estudios y análisis realizados en relación
con la viabilidad técnica como almacenamietno
subterráneo de esta estructura geológica se
encuentran en un estado avanzado. El volumen
operativo de gas previsto es superior a 1bcm,
concretamente del orden de los 1.050 Mm3(n),
con una capacidad de extracción máxima de 15
Mm3(n)/día y una capacidad de inyección
máxima del orden de los 5 Mm3(n)/día. El
volumen de gas colchón necesario se estima en
torno a los 900 Mm3(n).
Esta infraestructura podría estar en funcionamien-
to a lo largo del año 2009, para lo cual sería nece-
sario poner en funcionamiento el gasoducto
Algete-Yela de 88 Km de longitud y 26 pulgadas
de diámetro.
El desarrollo de este almacenamiento, dada su
proximidad geográfica a Madrid, tendría un
carácter estratégico para el sistema ya que per-
mitiría suministrar a Madrid del orden de
500.000-600.000 Mm3(n)/hora de manera direc-
ta durante el periodo invernal.
• Desarrollo de AA.SS. de Poseidón
Este proyecto consiste en la transformación de
un antiguo yacimiento de gas natural en almace-
namietno subterráneo. La fecha prevista de fun-
cionamiento es el año 2009, Las principales
características previstas para este almacena-
miento son: volumen operativo de unos 250
Mm3(n), capacidad de inyección del orden de 1
Mm3(n)/día, capacidad de extracción de unos
1,5 Mm3(n)/día y volumen estimado de gas col-
chón de unos 150 Mm3(n).
• Desarrollo de AA.SS de Castor
Actualmente se está analizando la viabilidad
de utilizar el antiguo yacimiento petrolífero de
Amposta como almacenamiento subterráneo
de gas. Este almacenamiento podría iniciar su
1º ciclo de inyección en el año 2009, con un
volumen operativo del orden de los 1.100
Mm3(n), una capacidad de extracción próxima
a 25 Mm3(n)/diá, una capacidad de inyección
del orden de los 12 Mm3(n)/día y un volumen
estimado de gas colchón de unos 600 Mm3(n).
Para su entrada en funcionamiento será necesa-
ria la construcción de un gasoducto de unos
30km de longitud y 30 pulgadas de diámetro que
permita su conexión con la red básica de gaso-
ductos. Dicho Gasoducto debería entrar en ope-
ración en el año 2009.
• Desarrollo de AA.SS. de Reus.
Acuífero situado en la provincia de Tarragona
que se encuentra actualmente en estudio pen-
diente de la realización de los oportunos análisis
que determinen su viabilidad como almacena-
miento subterráneo de gas natural.
130
Gas
131
Gas
2.5. Distribución
2.5.1. Descripción de la actividad
Tienen la consideración de instalaciones de dis-
tribución de gas natural los gasoductos con pre-
sión máxima de diseño igual o inferior a 16 bares
y aquellos otros que, con independencia de su
presión máxima de diseño, tengan por objeto con-
ducir el gas a un único consumidor, partiendo de
un gasoducto de la red básica o de transporte
secundario. Asimismo, se consideran elementos
constitutivos de la red de distribución todos aque-
llos activos de la red de comunicaciones, sumi-
nistro de energía eléctrica, protecciones, control,
servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y
demás elementos auxiliares, en la parte destinada
exclusivamente para el adecuado funcionamiento
de las instalaciones específicas de las redes de
distribución antes definidas, incluidos los centros
de control en todas las partes y elementos que
afecten a las instalaciones de distribución.
Tienen también la condición de instalaciones de
distribución las plantas satélite de gas natural
licuado que alimenten a una red de distribución.
Desde un punto de vista técnico, la distribución
puede clasificarse según un rango de presiones:
– APB: Canalizaciones de gas para presiones
superiores de 16 bar.
– APA: Canalizaciones de gas para presiones
comprendidas entre 4 y 16 bar
– MPB: Canalizaciones de gas para presiones
comprendidas entre 0,4 y 4 bar.
– MPA: Presión máxima de servicio efectiva sea
superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar, inclusive.
– BP: Canalizaciones para presiones inferiores a
0,05 bar.
La actividad de distribución tiene por objeto prin-
cipal transportar el gas desde las redes de trans-
porte, es decir desde las redes de presión superior
a 16 bar, hasta los puntos de consumo, así como la
venta de gas natural a los consumidores que se
encuentran a tarifa.
2.5.2. Situación de la distribución en España
En lo que se refiere a la actividad de distribución
de gas natural, en España las empresas que desa-
rrollan esta actividad se recogen en el siguiente
cuadro:
Grupo Gas Natural
Grupo Gas NaturalGas Natural SDG, S.A.Compañía Española de Gas, S.A.Gas Castilla y León, S.A.Gas Andalucía, S.A.Gas Castilla-La Mancha, S.A.Gas Navarra, S.A.Gas Galicia, S.A.Gas Cantabria, S.A.Gas Rioja, S.A.Gas Murcia, S.A.Gas La Coruña, S.A.
Grupo Naturgas Energía Distribución SAU
Naturgas Energía Distribución SAUGas Nalsa, S.A.Gas Tolosa, S.A.
Grupo Endesa
Gas Aragón, S.A.Distribución y Comercialización de Gas Extremadura,S.A.
Distribuidora Regional, S.A.Meridional del Gas, S.A.U.Gas Alicante, S.A.U.Gesa Gas, S.A.U.3
Gas y Servicios Mérida, S.L.
Grupo FENOSA
Gas Directo, S.A
La actividad de distribución, como la actividad de
transporte, tiene carácter de actividad regulada,
debido al monopolio natural que suponen las
estructuras de redes. Las redes son las infraestruc-
turas necesarias para suministrar gas al cliente
final, no teniendo sentido económico una duplici-
dad de las mismas. En consecuencia, el necesario
uso de estas instalaciones por los agentes del mer-
cado se lleva a cabo posibilitando el derecho de
acceso a las mismas en condiciones objetivas,
transparentes y no discriminatorias. Así, los distri-
buidores suministran a los consumidores que se
encuentran a tarifa y que no han decidido pasarse
a mercado libre y permiten a otros agentes, comer-
cializadores o clientes cualificados, utilizar sus
132
Gas
3 Gesa Gas suministra aire propanado.
• Gesa Gas
• Gas Natural SDG• Gas Tolosa• Gas Natural de Álava• Gas Natural Distribución
• Gas Directo• Gas Galicia• Gas La Coruña• Gas Natural SDG
• Naturcorp Redes• Gas Natural SDG
• Gas Cantabria• Gas Natural SDG
• Distribuidora Regional• Gas Castilla y León• Gas Natural SDG
• Distribución y Comercialización de Gas de Extremadura• Gas y Servicios Mérida• Gas Natural SDG
• Gas Directo• Gas Natural SDG
• Gas Natural SDG• Gas Rioja
• Gas Navarra• Gas Natural SDG
• Gas Aragón• Gas Natural SDG
• Naturgas Distribución• Gas Natural SDG
• Compañía Española de Gas• Gas Alicante• Gas Natural SDG• Gas Castilla-La Mancha
• Gas Natural SDG
• Gas Natural Murcia• Gas Natural SDG• Gas Andalucía
• Gas Directo• Gas Natural SDG• Meridional del Gas
Gráfico 2.5.1. Empresas de distribución que operan en cada Comunidad autónoma
Fuente: CNE.
133
Gas
EEmmpprreessaa ddiissttrriibbuuiiddoorraaTotal Cuota del GWh mercado a tarifa
GRUPO ENDESA GAS 4.071.229 6,42%
DC Gas Extremadura 608.512 0,96%
Dist. Regional del Gas 677.247 1,07%
Gas Alicante 40.477 0,06%
Gas Aragón 2.084.873 3,29%
Gesa Gas 536.505 0,85%
Meridional del Gas 123.616 0,19%
GRUPO GAS NATURAL 52.034.974 82,05%
Cegas 1.564.459 2,47%
Gas Andalucía 995.724 1,57%
Gas Cantabria 530.056 0,84%
Gas Castilla y León 2.533.975 4,00%
Gas Castilla-La Mancha 844.218 1,33%
Gas Galicia 576.308 0,91%
Gas La Coruña 192.024 0,30%
Gas Murcia 275.579 0,43%
Gas Natural Distribución SDG/
Gas Natural SDG, S.A. 43.143.433 68,03%
Gas Navarra 943.321 1,49%
Gas Rioja 435.877 0,69%
GRUPO NATURGAS 6.927.882 10,92%
Bilbogas 608.579 0,96%
Gas Hernán 31.207 0,05%
Gas Nalsa 831.811 1,31%
Gas Pasaia 16.207 0,03%
Gas Tolosa 38.860 0,06%
Naturgas Energía Distribución 5.401.217 8,52%
OTROS 387.798 0,61%
Gas Directo 367.641 0,58%
Gas y Servicios Mérida 20.157 0,03%
TOTAL 63.421.883 100,00%
Fuente: CNE, Resolución MINECO 15/7/02.
Cuadro 2.5.1. Gas suministrado a tarifa por compañía distribuidora en 2005
instalaciones de distribución para suministrar a los
clientes del mercado libre. Al igual que el resto de
las actividades reguladas del sector gasista, la dis-
tribución es retribuida económicamente con cargo
a las tarifas y a los peajes.
En la página anterior se muestra un cuadro resu-
men (cuadro 2.5.1) con los valores de ventas de las
distintas compañías distribuidoras de gas natural
en el mercado regulado, es decir a tarifa.
Si en lugar de considerar las empresas por separa-
do, se tienen en cuenta agrupaciones empresaria-
les, se comprueba que el grupo Gas Natural SDG
(formado por Gas Natural SDG, Gas Castilla y
León, Gas Castilla La Mancha, Gas Coruña, Gas
Andalucía, Gas Galicia, Gas Navarra, Gas Murcia,
Cegas, Gas Cantabria y Gas Rioja) tiene una cuota
del 82,05% del mercado total.
En segundo lugar se sitúa el grupo Naturgas
(recientemente compró las participaciones de sus
asociados en las distribuidoras Bilbogas, Gas
Pasaia y Gas Hernani del País Vasco), con una pro-
porción del 10,92%, seguido por las empresas que
componen el grupo Endesa (Gas Aragón,
134
Gas
60.000
45.000
30.000
15.000
0Grupo Gas Natural SDG
Grupo 4
Grupo Naturcorp
Grupo 3 Grupo 2 y 2E Grupo 1 y MP
Resto distribuidores
Gráfico 2.5.3. Distribución del consumo por empresas distribuidoras y grupos de tarifa
Fuente: CNE, SIFCO.
Grupo Endesa6,42%
GrupoNaturgas10,92%
Otros0,61%
GrupoGas Natural
82,05%
Gráfico 2.5.2. Cuota del mercado suministrado a tarifa por grupo empresarial en 2005
Fuente: CNE.
135
Gas
Distribuidora y Comercializadora de Gas de
Extremadura, Distribuidora Regional de Gas, Gas
Alicante, Meridional del Gas y Gesa Gas) con un
6,42%.
No obstante, como se ha señalado, el gas suminis-
trado a tarifa no es el único gas transportado por la
red de gasoductos de distribución. Las comerciali-
zadoras y los consumidores cualificados también
pueden utilizar las instalaciones de los distribuido-
res, para suministrar a los clientes cualificados (en
la actualidad cualquier cliente), que se hayan pasa-
do al mercado liberalizado.
En el Anexo de este informe se presentan los
suministros realizados a tarifa por cada distribui-
dora, así como el gas transportado por sus insta-
laciones con destino al mercado liberalizado,
especificando grupo tarifario y grupo de peaje
respectivamente.
2.6. Comercialización
2.6.1. Descripción de la actividad
Esta actividad comprende la adquisición de gas
para su venta a los consumidores cualificados u
otros comercializadores en los términos económi-
cos libremente pactados entre las partes. Para ello
acceden a las instalaciones de terceros en los tér-
minos establecidos en la Ley 34/1998, de 7 de
octubre, del sector de hidrocarburos, posterior-
mente desarrollados en el Real Decreto 949/2001,
de 3 de agosto.
2.6.2. Situación de la comercialización en
España
A principios del año 2006 figuraban 26 empresas
inscritas en el registro de comercializadoras. Éstas
eran las siguientes: BAHIA DE BIZKAIA ELEC-
BP6,6%
GN Comercializadora43,6%
Endesa Energía6,1%
CEPSA2,6%
BBE2,7%
GN Servicios5,2%
Gaz de France0,7%
Iberdrola14,1%
Incogas0,0%
Incogas0,0%
UF Gas10,4%
Incogas0,0%
Gráfico 2.6.1. Cuota de mercado por comercializadora en 2005 (*)
Fuente: CNE
(*) Datos provisionales.
136
Gas
TRICIDAD, S.L., BP GAS ESPAÑA, S.A.
(Sociedad Unipersonal), CARBOEX S.A.
(Sociedad Unipersonal), CENTRICA ENERGIA,
S.L. (Sociedad Unipersonal), CEPSA GAS
COMERCIALIZADORA, S.A., COMERCIALI-
ZADORA DE GAS EXTREMADURA, S.A.,
ELECTRABEL ESPAÑA, S.A., ENDESA ENER-
GIA, S.A., ENI ESPAÑA COMERCIALIZADO-
RA DE GAS, S.A.U., GAS NATURAL COMER-
CIALIZADORA, S.A., GAS NATURAL SERVI-
CIOS, S.A., GAZ DE FRANCE COMERCIALI-
ZADORA, HIDROCANTABRICO ENERGIA
SAU, IBERDROLA S.A., INGENIERIA Y
COMERCIALIZACION DE GAS S.A., INVES-
TIGACION CRIOGENIA Y GAS, S.A., LIQUID
NATURAL GAZ, S.L., MULTISERVICIOS TEC-
NOLOGICOS, S.A., NATURGAS ENERGIA
COMERCIALIZADORA, S.A.U., NEXUS
ENERGIA, S.A., REGASIFICACION Y EQUI-
POS, S.A., REPSOL COMERCIALIZADORA
DE GAS, S.A., RWE Trading Gmbh SUCURSAL
EN ESPAÑA, S.A., SHELL ESPAÑA, S.A.,
UNION FENOSA COMERCIAL, S.L., UNION
FENOSA GAS COMERCIALIZADORA, S.A.
Desde el año 2003, todos los consumidores tienen la
consideración de consumidores cualificados.
Durante 2005, aquellos que ejercieron su opción de
suministrarse en el mercado liberalizado, bien direc-
tamente o, en general, a través de comercializadora,
haciendo uso del derecho, fueron responsables del
83% del consumo total de gas. Concretamente,
supusieron un total de 314.847 GWh, mientras que
el 17% restante, 63.421 GWh, fue suministrado a
través del mercado regulado a tarifa.
El grupo Gas Natural es la compañía con mayor
dominio dentro del mercado liberalizado. No obs-
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
02000
%
BPShellCepsaEndesa
EdisonIberdrolaIberdrola gasUnión Fenosa gasUnión FenosaComercializadoraHidrocantábricoNaturgas
GN Servicios
GN Comercializadora
BBEGaz de France
ComercializadoraGas Extremadura
IcongasNexus2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 2.6.2. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre
Fuente: CNE.
137
Gas
tante, su cuota de mercado se ha visto reducida en
términos porcentuales, ya que ha pasado desde el
54% en el año 2004 a un 49% en 2005.
Cabe destacar la multiplicidad de empresas comer-
cializadoras que han participado en el mercado
libre durante el año 2005, algunos de los cuales
cuentan ya con cuotas muy significativas.
2.7. La demanda y los consumidores
En este capítulo se aporta información sobre el
consumo de gas natural en España durante el año
2005, así como la evolución de la demanda con
relación a ejercicios anteriores y la evolución del
mercado liberalizado. Se incluyen las tarifas,
explicando el sistema de cálculo y la actualización
de las mismas. También se situará a España dentro
del contexto europeo, estableciendo una compara-
tiva de precios del gas entre diversos países.
2.7.1. Evolución de la demanda
Demanda anual
En el año 2005 se ha registrado un consumo total
de gas natural de 378.269 GWh, con una tasa de
crecimiento del 18,4% respecto al año anterior.
En el gráfico 2.7.3 se puede apreciar, de manera
conjunta, la evolución mensual de consumo duran-
te los años 1999 a 2005. El consumo de cada uno
de los meses aumentó en relación con el del perio-
do anterior, con cuotas que varían entre el 7,9% de
marzo y el 28% de junio.
GWh/
año
Ene-
98
Abr-
98
Jul-
98
Oct-
98
Ene-
99
Abr-
99
Jul-
99
Oct-
99
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
Abr-
01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
Jul-
05
Oct-
05
Ene-
06
390.000
340.000
290.000
240.000
190.000
140.000
Demanda real Demanda según planificación rev. 2005-2011
Gráfico 2.7.1. Evolución del consumo total en el año móvil
Fuente: CNE,Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.
138
Gas
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
GWh/
mes
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 2.7.2. Evolución del consumo total desglosado por meses y años
Fuente: CNE, Boletín Estadístico de Hidrocarburos y Enagas.
Ene-
99
Jul-
99
Ene-
00
Jul-
00
Ene-
01
Jul-
01
Ene-
02
Jul-
02
Ene-
03
Jul-
03
Ene-
04
Jul-
04
Ene-
05
Jul-
05
Ene-
06
-1.000
-200
800
1.800
2.800
3.800
4.800
5.800
6.800
8.800
7.800
GWh/
mes
-3
0
3
6
9
12
15
18
21
24%
Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh) Tasa de variación en términos de año movil (%)
Gráfico 2.7.3. Tasa de variación (%) sobre el mismo mes del año anterior
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y Enagas.
139
Gas
Demanda punta
La demanda punta del sistema en el invierno 2005-
2006 se registró el jueves 23 de febrero de 2006,
alcanzando la demanda de gas natural un nuevo
máximo histórico, con un consumo de 1.552
GWh/día. Dicho valor superó en un 3% el máximo
alcanzado durante el invierno 2004-2005, el día 27
de enero de 2005. De los 1.552 GWh, 1.033
GWh/día se destinaron al mercado convencional y
519 GWh/día al sector eléctrico, cuyo reparto fue
25 GWh/día para centrales térmicas y 494
GWh/día para los CCGT. Estaban en funciona-
miento 31 CCGT. El mercado eléctrico supuso un
tercio de la demanda total.
Estructura del mercado
En cuanto a la estructura tarifaria que se aplica, es
una estructura basada en niveles de presión y volu-
men de consumo. Se mantiene una única tarifa por
usos, que es la de materia prima.
El mercado puede clasificarse en mercado conven-
cional y mercado de generación eléctrica. El mer-
cado convencional agrupa los consumos tradicio-
nales de gas, es decir, aquellos suministros desti-
nados al consumo residencial, al sector servicios y
a los procesos productivos del sector industrial.
Dentro del mercado de generación eléctrica se
puede distinguir entre centrales térmicas conven-
GWh/
día
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
16 dicINVIERNO
97-98
2 dicINVIERNO
98-99
25 eneINVIERNO
99-00
28 febINVIERNO
00-01
19 dicINVIERNO
01-02
18 febINVIERNO
02-03
2 marINVIERNO
03-04
27 eneINVIERNO
04-05
23 febINVIERNO
05-06
631 652
762778
938
1.137
1.246
1.503 1.552
Gráfico 2.7.4. Evolución de la demanda punta
Fuente: CNE.
cionales y ciclos combinados. A continuación se
recoge la evolución del mercado convencional y
del de generación eléctrica, diferenciando entre
mercado regulado y liberalizado.
El año 2005 se confirma lo que viene siendo habi-
tual desde hace ya un tiempo, que la demanda inte-
rior de gas crece anualmente a tasas que en la
actualidad no tienen parangón en el contexto euro-
peo-occidental en el que se encuentra España. Esa
solidez se basa en el crecimiento constante de las
infraestructuras gasistas de transporte y distribu-
ción, que extienden el suministro a nuevas zonas,
así como en la captación de nuevos clientes en las
redes existentes. En los últimos años, la tasa de
incremento del número de clientes se sitúa por
140
Gas
Unidad: TWh 2004 2005 Variación 04-05
Mercado convencional 253 265 5%
Regulado 53 49 -8%
ATR 200 216 8%
Mercado de generación eléctrica 66 113 71%
Regulado 8 14 75%
ATR-CCGT 58 99 71%
Total 319 378 18%
Fuente: Gestor Técnico del Sistema y CNE.
Cuadro 2.7.1. Evolución de las ventas por mercados. TWh
GeneraciónATR CCGT26%
ConvencionalATR
57%
GeneraciónRegulado
4%
ConvencionalRegulado13%
Gráfico 2.7.5. Distribución de la demanda en 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
141
Gas
GWh/
día
Plantas satélite
Mercado degeneraciónATR-CCGT
Mercado degeneraciónregulado
MercadoconvencionalATR
Mercadoconvencionalregulado
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
1-1-
05
16-1
-05
31-1
-05
15-2
-05
2-3-
05
17-3
-05
1-4-
05
16-4
-05
1-5-
05
16-5
-05
31-5
-05
15-6
-05
30-6
-05
15-7
-05
30-7
-05
14-8
-05
29-8
-05
13-9
-05
28-9
-05
13-1
0-05
28-1
0-05
12-1
1-05
27-1
1-05
12-1
2-05
27-1
2-05
Gráfico 2.7.6. Demanda anual 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0Enero
GWh/
mes
Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 2.7.7. Evolución del consumo del mercado de generación eléctrica
Fuente: Boletín oficial de Hidrocarburos y CNE.
encima de los 300.000 nuevos suministros anuales,
pero sobre todo la demanda esta impulsando la
entrada sucesiva de nuevos ciclos combinados,
hecho que se refleja en el gráfico 2.7.7. La deman-
da de gas para producción de energía eléctrica ya
supera un 30% de la demanda total.
Evolución del mercado liberalizado
El mercado de gas natural ha seguido un proceso
gradual de apertura. Este proceso se inició en 1999
y se ha completado el 1 de enero de 20034,
momento en el que todos los clientes pasaron a ser
clientes cualificados.
Los clientes que tienen la consideración de cuali-
ficados son aquellos que tienen derecho a elegir
libremente su suministrador, es decir, aquéllos que
pueden decidir suministrarse bien a través de la
distribuidora de su zona, bien a través de cualquier
comercializadora que opere en el mercado gasista
español, o bien directamente.
Como se puede observar en los siguientes gráfi-
cos, el cambio de los consumidores desde el mer-
cado a tarifa hacia el mercado libre ha seguido,
desde sus inicios, una tendencia claramente cre-
ciente. De hecho, en el 2005 el 83% del gas comer-
cializado a clientes finales tuvo lugar en el merca-
do liberalizado.
De forma similar a las ventas de gas, el número de
clientes en el mercado libre ha seguido una trayec-
142
Gas
4 Para más información acerca de la elección de suministradorpor parte de los consumidores puede consultarse la páginaweb www.cne.es o llamar al teléfono 901 10 20 03.
Mercado liberalizado Mercado regulado
20051999 2000 2001 2003 20042002
GW
h/añ
o
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
0%
38%
71%
80%
10%
55%
83%400.000
100%62%
29% 20%
90%
45%
17%
Gráfico 2.7.8. Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado de gas
Fuente: CNE.
143
Gas
1999
Regulado Liberalizado
2000 2001 2002 2003 2004 2005
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Gráfico 2.7.9. Evolución de la proporción de los clientes de los mercados libre y regulado de gas.
Fuente: CNE.
Total del mercado Mercado liberalizado
GWh
42.500
40.000
37.500
35.000
32.500
30.000
27.500
25.000
22.500
20.000
17.500
15.000
12.500
10.000
7.500
5.000
2.500
0
Ene-
02Fe
b-02
Mar
-02
Abr-
02M
ay-0
2Ju
n-02
Jul-
02Ag
o-02
Sep-
02Oc
t-02
Nov-
02Di
c-02
Ene-
03Fe
b-03
Mar
-03
Abr-
03M
ay-0
3Ju
n-03
Jul-
03Ag
o-03
Sep-
03Oc
t-03
Nov-
03Di
c-03
Ene-
04Fe
b-04
Mar
-04
Abr-
04M
ay-0
4Ju
n-04
Jul-
04Ag
o-04
Sep-
04Oc
t-04
Nov-
04Di
c-04
Ene-
05Fe
b-05
Mar
-05
Abr-
05M
ay-0
5Ju
n-05
Jul-
05Ag
o-05
Sep-
05Oc
t-05
Nov-
05Di
c-05
Ene-
06Fe
b-06
Mar
-06
Gráfico 2.7.10. Evolución de las ventas mensuales de gas natural del mercado liberalizado vs. total delmercado
Fuente: CNE.
144
Gas
Grupo 241,2%
Grupo 133,4
Grupo 43,9%
Grupo 2E2,4%
Grupo 315,2%
GNL plantas satélite2,3%
Grupo MP1,6%
Gráfico 2.7.11. Consumo de gas en el año 2005 por grupos tarifarios
Fuente : CNE
Cuadro 2.7.2. Consumo de gas en el año 2005 por grupos tarifarios
ESTRUCTURA DE TARIFAS / ESCALONES DE CONSUMOREGULADO LIBERALIZADO TOTAL
GWh GWh GWh
Grupo 1 (Presión >60 bares) 2.245 125.886 128.131
1.1 Consumo =< 200 GWh/año
1.2 Consumo > 200 GWh/año y =< 1000 GWh/año
1.3 Consumo > 1000 GWh/año
172
1.978
95
1.130
17.550
107.206
1.302
19.528
107.300
Grupo 2 (Presión > 4 bares y =< 60 bares) 3.784 157.439 161.2222.1 Consumo =< 500.000 KWh/año
2.2 Consumo > 500.000 KWh/año y =< 5 GWh/año
2.3 Consumo > 5 GWh/año y =< 30 GWh/año
2.4 Consumo > 30 GWh/año y =< 100 GWh/año
2.5 Consumo > 100 GWh/año y =< 500 GWh/año
2.6 Consumo > 500 GWh/año
31
285
473
525
2.158
312
178
3.755
17.960
34.857
58.546
42.141
209
4.040
18.433
35.382
60.704
42.454
Grupo 3 (Presión =< 4 bares) 36.609 21.834 58.443
3.1 Consumo =< 5.000 KWh/año
3.2 Consumo > 5.000 KWh/año y =< 50.000 kWh/año
3.3 Consumo > 50.000 KWh/año y =< 100.000 kWh/año
3.4 Consumo > 100.000 kWh/año
6.312
21.633
906
7.759
2.326
10.911
608
7.989
8.638
32.543
1.514
15.747
Grupo 4 (Interrumpible) 14.586 14.586
4.1. Presión >4 bares y =< 60 bares
4.2. Presión > 60 bares
4.995
9.591
4.995
9.591
Total Materia Prima 6.199 6.199
GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satelite Propia 8.682 8.682
TOTAL 63.422 313.841 377.263
Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.
145
Gas
Liberalizado TotalRegulado
Andalucía
175.000.000
150.000.000
125.000.000
100.000.000
75.000.000
50.000.000
25.000.000
0Aragón
AsturiasBalea
resCantabria
Castilla-L
a Mancha
Castilla y
León
Cataluña
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid Murcia Navarra
País Vasc
o
Com. Valencian
aCanarias Ceuta
Melilla
Gráfico 2.7.12. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas
Nota: En Baleares se distribuye aire propanado. Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.
Cuadro 2.7.3. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas en MWh
(En MWh) 2005
CCAA Regulado Liberalizado Total
ANDALUCÍA 9.338.215 56.357.643 65.695.858
ARAGÓN 3.027.509 10.600.851 13.628.360ASTURIAS 1.552.835 3.930.131 5.482.966
BALEARES 536.505 0 536.505
CANTABRIA 545.014 7.070.677 7.615.691
CASTILLA LA MANCHA 6.266.595 12.797.882 19.064.477
CASTILLA Y LEÓN 4.077.968 17.117.581 21.195.549
CATALUÑA 18.031.820 64.608.032 82.639.852
EXTREMADURA 628.670 437.258 1.065.928
GALICIA 971.851 5.232.973 6.204.824
LA RIOJA 435.877 8.875.728 9.311.605
MADRID 9.609.139 14.931.398 24.540.537
MURCIA 346.681 6.993.903 7.340.584
NAVARRA 943.321 12.879.926 13.823.247
PAÍS VASCO 5.254.821 41.997.732 47.252.553
COM. VALENCIANA 1.855.071 41.326.754 43.181.825
CANARIAS 0 0 0
CEUTA 0 0 0
MELILLA 0 0 0
GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satélite Propia 0 8.682.458 8.682.458
TOTAL 63.421.892 313.840.927 377.262.819
Nota: En Baleares se distribuye aire propanado. Fuente: CNE.
toria creciente, aunque de menor magnitud, expre-
sada en términos proporcionales. Durante los pri-
meros años, solo los grandes clientes tenían la con-
dición de elegibles. De este modo, el cambio de
algunos de ellos al Mercado libre, si bien apenas es
significativo en cuanto a cuota de clientes, tenía
una repercusión apreciable en la cuota de ventas.
A partir del 2003, con la apertura total del merca-
do, el número de clientes que comenzó a suminis-
trarse a través del mercado liberalizado se incre-
mentó notablemente, al participar en el mercado
libre también los clientes domésticos y comercia-
les de menor consumo.
146
Gas
Cuadro 2.7.4. Número de consumidores de gas en el año 2005 por grupos tarifarios
ESTRUCTURA DE TARIFAS / ESCALONES DE CONSUMO2005
M. Regulado M. Liberalizado Total
Grupo 1 (Presión >60 bares)
1.1 Consumo =< 200 GWh/año
1.2 Consumo > 200 GWh/año y =< 1000 GWh/año
1.3 Consumo > 1000 GWh/año
1 12 13
6 32 38
1 44 45
TOTAL GRUPO 1 8 88 96
Grupo 2 (Presión > 4 bares y =< 60 bares)2.1 Consumo =< 500.000 KWh/año
2.2 Consumo > 500.000 KWh/año y =< 5 GWh/año
2.3 Consumo > 5 GWh/año y =< 30 GWh/año
2.4 Consumo > 30 GWh/año y =< 100 GWh/año
2.5 Consumo > 100 GWh/año y =< 500 GWh/año
2.6 Consumo > 500 GWh/año
136 574 710149 1.730 1.87940 1.395 1.43523 590 61310 312 3221 32 33
TOTAL GRUPO 2 359 4.633 4.992
Grupo 3 (Presión =< 4 bares)
3.1 Consumo =< 5.000 KWh/año
3.2 Consumo > 5.000 KWh/año y =< 50.000 kWh/año
3.3 Consumo > 50.000 KWh/año y =< 100.000 kWh/año
3.4 Consumo > 100.000 kWh/año
1.961.046 764.818 2.725.864
1.967.726 1.303.340 3.271.066
11.458 7.893 19.351
16.476 15.636 32.112
TOTAL GRUPO 3 3.956.706 2.091.687 6.048.393
Grupo 4 (Interrumpible)
4.1. Presión >4 bares y =< 60 bares
4.2. Presión > 60 bares
8 8
26 26
TOTAL GRUPO 4 34 34
Materia Prima 3 3
TOTAL GENERAL 3.957.110 8.682.458 6.053.518
Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.
147
Gas
Cuadro 2.7.5. Número de consumidores de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas
2005 N.º Clientespor 100 hab.CCAA M. Regulado M. Liberalizado TotaL
ANDALUCÍA 200.415 84.991 285.406 4
ARAGÓN 115.972 37.782 153.754 12
ASTURIAS 152.854 20.023 172.877 16
BALEARES 86.167 0 86.167 9
CANTABRIA 84.170 41.947 126.117 22
CASTILLA LA MANCHA 75.664 54.500 130.164 7
CASTILLA Y LEÓN 190.113 132.709 322.822 13
CATALUÑA 1.162.310 766.963 1.929.273 28
EXTREMADURA 38.059 808 38.867 4
GALICIA 106.575 53.064 159.639 6
LA RIOJA 35.714 21.344 57.058 19
MADRID 1.015.094 501.301 1.516.395 25
MURCIA 48.581 22.535 71.116 5
NAVARRA 57.165 36.977 94.142 16
PAÍS VASCO 294.593 125.543 420.136 20
COM. VALENCIANA 293.667 195.892 489.559 10
CANARIAS 0 0 0 0
CEUTA 0 0 0 0
MELILLA 0 0 0 0
TOTAL 3.957.113 2.096.379 6.053.492 14
Fuente : CNE.
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Grupo I Grupo II Grupo III
Porc
enta
je d
e cl
ient
es e
n m
erca
do li
bera
lizad
o
Ene-
03
Feb-
03
Mar
-03
Abr-
03
May
-03
Jun-
03
Jul-
03
Ago-
03
Sep-
03
Oct-
03
Nov-
03
Dic-
03
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Gráfico 2.7.13. Evolución del número de clientes del mercado liberalizado según el grupo al que pertenezcan
Fuente : CNE.
Evolución del número total de clientes 6.053.492
El número de consumidores de gas natural creció
desde los 5.661.057 registrados en 2004 a los
6.053.492 registrados en 2005, que representa un
crecimiento porcentual del 6,9%, de un orden de
magnitud similar al que tuvo lugar en 2003, donde
hubo un aumento del 6,7%. Cabe destacar la esta-
bilización del crecimiento de los clientes en el
mercado industrial.
148
Gas
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Mile
s de
clie
ntes
2.1802.402 2.522 2.647
2.721 2.9243.239
3.5683.772 4.077 4.198
4.6014.930
5.300
5.653 6.041
1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041991 1992 2003 2005
Gráfico 2.7.14. Evolución del número de clientes domésticos y comerciales
Fuente: Sedigas, CNE.
CLie
ntes
1.938 2.056 2.1922.352
2.5682.773 2.987 3.216
3.489
3.842
4.400
5.117 5.2125.172
4.647
5.211
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
01993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041991 1992 20031990 2005
Gráfico 2.7.15. Evolución del número de clientes industriales
Fuente: Sedigas, CNE
2.7.2. Los precios del gas natural
Los precios del gas natural en España
El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de
Medidas Urgentes de Intensificación de la
Competencia en Mercados de Bienes y Servicios,
en su artículo 8, determinó que el Gobierno,
mediante Real Decreto, aprobaría un sistema eco-
nómico integrado del sector de gas natural, que
modificaría el sistema vigente hasta entonces de
cálculo de las tarifas industriales de gas natural
basado en energías alternativas, por un sistema
basado en costes.
El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el
que se regula el acceso de terceros a las instalacio-
nes gasistas y se establece un sistema económico
integrado del sector de gas natural, en su capítulo
IV, introdujo los criterios generales para la deter-
minación de las tarifas, peajes y cánones, los ele-
mentos para el cálculo de dichos precios regulados
y las nuevas estructuras de tarifas de venta, peajes
y cánones de gas natural.
Las tarifas, peajes y cánones correspondientes a
las nuevas estructuras, del Real Decreto 949/2001,
entraron en vigor el 15 de febrero de 2002,
momento en que los valores de dichos precios
regulados fueron establecidos por las Órdenes
ECO/302/2002 para las tarifas de venta y
ECO/303/2002 para los peajes y cánones de gas
natural.
La Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, estable-
ció los precios de peajes y cánones a aplicar a par-
tir del 1 de febrero de 2005. Por su parte, la Orden
ITC/104/2005 estableció los precios de las tarifas
de venta de venta y revisó la fórmula del coste uni-
tario de la materia prima (Cmp) a aplicar a partir
del 1 de febrero de 2005. No obstante, el 27 de
octubre de 2005 se publicó la Orden ITC
3321/2005, que modificó, por una parte, la fórmu-
la del Cmp y, por otra parte, estableció un sobre-
149
Gas
N d
e m
unic
ipio
s
1.1581.1061.0611.016
948
876746
1.204
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
01998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 2.7.16. Evolución del número de municipios con suministro de gas natural o manufacturado
Fuente: Sedigas, CNE.
coste al Cmp revisado con el objeto corregir erro-
res derivados de la infravaloración de la previsión
de la demanda del mercado regulado.
Cabe señalar que en los apartados dos, tres, cuatro,
cinco, seis y siete del artículo 2 del Real Decreto
942/2005, de 29 de julio, por el que se modifican
determinadas disposiciones en materia de hidro-
carburos, se introdujeron modificaciones al articu-
lado del Real Decreto 949/2001, encaminadas a
adelantar al 1 de enero de cada año la fecha límite
de la publicación de las Órdenes Ministeriales que
regulan el régimen económico del sector de gas
natural, con el fin de hacer coincidir los periodos
de cobros de las nuevas tarifas, peajes y cánones
con el periodo correspondiente a la retribución.
A continuación se analiza la evolución de los valo-
res de las tarifas de venta, los peajes y los cánones
de gas natural, registrada en 2005.
Tarifas de gas natural y gases manufacturados
por canalización y alquiler de contadores
El 31 de enero de 2005 se publicó la Orden
ITC/104/2005 por la que se establecen las tarifas
de gas natural y gases manufacturados por canali-
zación, alquiler de contadores y derechos de aco-
metida para los consumidores conectados a redes
de presión de suministro igual o inferior a 4 bar.
La Orden ITC/104/2005, de 28 de enero, mantuvo
prácticamente la misma fórmula de cálculo del
coste unitario de la materia prima (Cmp) de la
Orden ECO/32/2004, si bien aumentaron ligera-
mente los términos fijos de cada tramo de la fór-
mula (0,07%, 0,09% y 0,03%, por tramo del pre-
cio del Brent, respectivamente)
El coste unitario de la materia prima en enero de
2005 ascendió a 0,012661 euros/kWh, siendo un
0,92% superior al valor publicado en la Resolución
de 15 de octubre de 2004. Este aumento se debió,
por una parte, a la modificación del término fijo
de la fórmula de actualización del Cmp respecto a
la fórmula establecida en la Orden ECO/33/2004
y, por otra parte, a la subida en las cotizaciones del
Brent, gasóleos y fuelóleos 1% respecto a los valo-
res publicados en octubre de 2004.
El coste unitario de la materia prima (Cmp) se
revisa en los meses de enero, abril, julio y octubre
de cada año, de acuerdo con la fórmula definida
anualmente en la Orden de tarifas de venta. Las
tarifas de venta se modifican siempre que el valor
del nuevo Cmp exceda al alza o a la baja el 2% del
valor del último Cmp publicado. Según se estable-
ció en el artículo 6 de la Orden ITC/104/2005, el
coeficiente de actualización del término variable
de facturación (por energía consumida) de las tari-
fas de venta fue 1,025152 veces la variación del
Cmp que se derive de cada revisión.
En los meses de abril y julio de 2005 se publicaron
las Resoluciones de 14 de abril y de 14 de Julio
con las tarifas de venta resultantes de la revisión
trimestral del valor del Cmp. En dichas
Resoluciones se hicieron públicos los valores de
los términos variables (por kWh consumidor) de
las tarifas de suministro de gas natural, el coste
unitario de la materia prima y el precio de cesión a
aplicar en cada periodo tarifario.
Por su parte, el 27 de octubre de 2005 se publicó la
Orden ITC 3321/2005, de 25 de octubre, por la que
se modifica la Orden ITC/104/2005, de 28 de enero,
por la que se establecen las tarifas de venta de gas
150
Gas
natural y gases manufacturados por canalización,
alquiler de contadores y derechos de acometida para
los consumidores conectados a redes de presión de
suministro igual o inferior a 4 bar. En dicha Orden
se revisó la fórmula del Cmp establecida en la
Orden ITC/104/2005, de acuerdo con la actualiza-
ción de las cotizaciones internacionales y se añadió
un sobrecoste al Cmp revisado. Este sobrecoste fue
justificado en la propia Orden por errores de previ-
sión derivados de aumentos de demanda superiores
a los previstos para el mercado regulado valorándo-
se a precios del mercado spot. Adicionalmente, en la
Orden ITC 3321/2005 se introdujo un mecanismo
para que la Dirección General de Política Energética
y Minas solicite la información necesaria que per-
mita revisar a futuro el cálculo de dicho sobrecoste.
Analizando la evolución durante el año, en el mes
de abril, el valor del Cmp aumentó un 4,05% res-
pecto al valor publicado en enero de 2005. Los fac-
tores que explican este aumento del Cmp en abril
fueron las subidas de las cotizaciones del Brent y
de los productos incluidos en la fórmula de actua-
lización del Cmp no compensados por la aprecia-
ción del euro frente al dólar.
La revisión del Cmp en el mes de julio de 2005
supuso un nuevo incremento del 11,42% respecto
al valor publicado en abril de 2005. En esta revi-
sión tarifaria los factores que provocaron este fuer-
te incremento fueron las subidas de las cotizacio-
nes del Brent y de los productos los incluidos en la
fórmula de actualización del Cmp, así como la
apreciación del dólar frente al euro.
En el mes de octubre de 2005 se volvió a registrar
un incremento del Cmp de un 20,73% superior al
correspondiente al mes de julio de 2005. No obs-
tante, cabe señalar que, caso de no considerarse el
sobrecoste establecido en la Orden ITC/3321/1005,
el Cmp hubiera aumentado en octubre de 2005 un
15,19% respecto a los valores de la Resolución de
14 de julio de 2005, debido, por una parte, a las
subidas de las cotizaciones del Brent y de todos los
productos incluidos en la fórmula de actualización
del Cmp y, por otra parte, a la depreciación del euro
frente al dólar, en el periodo de referencia corres-
pondiente (véase gráficos 2.7.17 y 2.7.18).
En el cuadro 2.7.6 se muestra la evolución del
Cmp en el año 2005, observándose un aumento
151
Gas
Cuadro 2.7.6. Evolución del Cmp. Año 2005
Coste unitario de materia prima
CMP (c€/kWh) aplicando lafórmula Orden ITC/104/2005
% VariaciónCMP
Sobrecostes(c€/kWh)
CMP(c€/kWh)
% VariaciónCMP
Orden ITC/104/2005 1,2661 – 1,2661
Resolución 14 abril 05 1,3173 4,04% – 1,3173 4,04%
Resolución 14 julio 05 1,4677 11,42% – 1,4677 11,42%
Orden ITC/3321/2005 1,6906 15,19% 0,0814 1,7720 20,73%
Tasa de variación acumuladaEnero-Octubre
33,53% 39,96%
Fuentes: Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005 y Resoluciones de 14 de abril, 14 de julio de 2005.
152
Gas
Coti
zaci
ones
Brent ($/barril)
F1%S-ARA ($/Tm)
GO-G/L ($/Tm)
F3,5%S-G/L ($/Tm)
GO-ARA ($/Tm)
F3,5%S-S-ARA ($/Tm)
F1%S-G/L ($/Tm)
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
700
600
500
400
300
200
100
0
Barr
il $/
Barr
il
70
60
50
40
30
20
10
0
Revisión del Cmp abril de 2005
Revisión del Cmp julio de 2005
Revisión del Cmp octubre de 2005
Gráfico 2.7.17. Evolución mensual de las cotizaciones del crudo y productos
Fuentes: Paws y CNE.
Tipo
de
cam
bio
$/€
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
1,40
1,35
1,30
1,25
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
Periodo dereferencia $/€
en actualizaciónde octubre 2005
Periodo dereferencia $/€
en actualizaciónde abril 2005
Periodo dereferencia $/€
en actualizaciónde julio 2005
Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Ene 05 - Mar 05
Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Abril 05 - Jun 05
Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Jul 05 - Sep 05
Gráfico 2.7.18. Evolución mensual del Tipo de Cambio $/€
Fuentes: Paws y CNE
acumulado del Cmp, en el periodo enero-octubre
de 2005, de un 39,96%.
En el gráfico 2.7.19 se muestra la evolución del coste
unitario de la materia prima registrada en 2005 y el
precio del gas en diferentes mercados spot en Europa
y EE.UU. Se observa que durante el año 2005 los
precios registrados en todos los mercados spots han
sido superiores al coste unitario de la materia prima.
El cuadro 2.7.7. muestra las variaciones registradas
en los términos de facturación de las tarifas de venta
de la Orden ITC/104/2005, respecto a los publica-
dos en la Resolución de 15 de octubre de 2004.
Se observa que todas las tarifas de venta regis-
traron aumentos inferiores al 1%, siendo la
correspondientes al Grupo 1 (presión superior a
60 bar) las que experimentaron los mayores
aumentos (0,64%) respecto a los valores publica-
dos en la Resolución de 15 de octubre de 2004,
seguidas de las tarifas interrumpibles (0,59%).
Por su parte, las tarifas de venta aplicadas en
mayor medida a consumidores domésticos (tari-
fas 3.1 y 3.2) sufrieron un ligero aumento del
0,14%. Cabe señalar que, con la excepción de las
tarifas 3.1 y 3.2, las variaciones tarifarias se tras-
ladaron de forma uniforme, tanto a los términos
fijos, como a los términos variables de cada una
de las tarifas.
Los términos variables (por energía consumida) de
las tarifas de venta se modificaron en los meses de
abril, julio y octubre de 2005 como consecuencia
de las correspondientes revisiones del Cmp (véase
cuadro 2.7.8).
153
Gas
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Prec
io d
el g
as (
€/M
Wh)
TTF (Holanda) CmpHenry Hub (EE.UU.) NBP (UK)
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
Gráfico 2.7.19 Evolución del Cmp y de precios del gas natural en mercados spot en 2005.
Fuente: Platts, World Gas Intelligence, Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005 y Resoluciones de 14 de abril,de julio de 2005.
Los grupos tarifarios 1 (presión superior a 60 bar)
y 2 (presión superior a 4 bar e inferior o igual a 60
bar) experimentaron los mayores aumentos de sus
términos variables en el año 2005. En términos
acumulados anuales, los consumidores acogidos a
tarifas del Grupo 1 experimentaron aumentos pró-
ximos al 37%, por su parte los consumidores per-
tenecientes a tarifas del Grupo 2 registraron
aumentos de entre el 35,6% en la tarifa 2.1 y el
36,8% de la tarifa 2.6. Los clientes acogidos a tari-
fas de carácter interrumpible son los que registra-
ron las menores subidas de los consumidores
conectados a redes con presión de diseño superior
a 4 bar, con incrementos en términos acumulados
anuales de entre el 33,3% y 34,5% para los grupos
2 y 1 interrumpible, respectivamente. Por el con-
trario, las tarifas 3.1 y 3.2, aplicadas en general a
los consumidores domésticos, fueron las que regis-
traron las menores subidas de sus términos varia-
bles (entre el 12,6% para la 3.1 y el 21,9% para la
tarifa 3.4, en términos acumulados desde enero a
octubre de 2005).
En el cuadro 2.7.2.4 se muestra la participación en
el mercado liberalizado del consumo y del número
de clientes en 2004 y 2005. Se observa un fuerte
154
Gas
Cuadro 2.7.7: Variación de las Tarifas de venta en enero de 2005 respecto a los de octubre de 2004
TARIFAS DE VENTA
Orden ITC/104/2005Tasa de variación de la Orden
ITC/104/2005 sobre Resolución15 octubre 2004
(€/cliente)/mes
(€/kWh/día)/mes
€/kWh(€/cliente)
/mes (%)
(€/kWh/día)/mes
(%)
€/kWh (%)
Grupo 3 (Presión <≤4 bar)3.1. C(1) ≤ 53.2. 5 < C ≤ 503.3. 50 < C ≤ 1003.4. C > 100
2,295,12
39,7159,25
0,0411250,0343290,0260280,023664
0,00%0,20%0,15%0,14%
0,14%0,14%0,14%0,14%
Grupo 2 Firme (4<P ≤ 60 bar)2.1. C ≤ 5002.2. 500 < C ≤ 5.0002.3. 5.000 < C ≤ 30.0002.4. 30.000 < C ≤ 100.0002.5. 100.000 < C ≤ 500.0002.6. C < 500.000
121,95121,95
0,0338220,0338220,0434860,0410700,0386540,036722
0,0145540,0145430,0143460,0142610,0141670,014082
0,57%0,57%
0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%
0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%
Grupo 4 Interrumpible (4<P<60 bar) 0,015573 0,59%
Grupo 1 Firme (P>60 bar)1.1. C ≤ 200.0001.2. 200.000 < C ≤ 1.000.0001.3. C > 1.000.000
0,0385720,0355280,033497
0,0140340,0139270,013927
0,64%0,64%0,64%
0,64%0,64%0,64%
Grupo 1 Firme (P>60 bar) 0,015011 0,59%
(1) Consumo anual en MWh
Fuentes: Resolución de 15 de octubre de 2004 y Orden ITC/104/2005
155
Gas
Cuadro 2.7.9. Número de clientes y consumo en mercado regulado y liberalizado. Años 2004 y 2005
2005 2004%variación05 sobre 04
Nº clientes % s/totalConsumo
% s/total Nº clientes % s/totalConsumo
% s/total Nº clientes Consumo(GWh) (GWh)
Mercado regulado 4.052.602 69,6% 61.501 17,6% 4.421.008 75,9% 63.187 18,1% –8,3% –2,7%
Mercado liberalizado 1.768.782 30,4% 287.970 82,4% 1.257.071 21,6% 239.458 68,5% 40,7% 20,3%
TOTAL 5.821.384 100,0% 349.471 100,0% 5.678.079 97,5% 302.645 86,6% 2,5% 15,6%
Variación Cmp Variación Cmp Variación Cmp Variación Cmpabril/enero 05 julio/abril 05 octubre/julio 05 octubre/enero 05
= 4% = 11,4% = 26,3% = 39,9%
Término variable Término variable Término variable Término variableTarifas de venta abril/enero 05 julio/abril 05 octubre/julio 05 octubre/enero 05
Grupo 3 (Presión ≤ 4 bares)
3.1. C (1) ≤ 5 1,28% 3,70% 7,22% 12,61%
3.2. 5 < C ≤ 50 1,53% 4,42% 8,57% 15,11%
3.3. 50 < C ≤ 100 2,02% 5,81% 11,10% 19,93%
3.4. C > 100 2,22% 6,37% 12,11% 21,90%
Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bares)
2.1. C ≤ 500 3,61% 10,23% 18,77% 35,64%
2.2. 500 < C ≤ 5.000 3,61% 10,23% 18,78% 35,66%
2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 3,66% 10,37% 19,01% 36,15%
2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 3,68% 10,43% 19,11% 36,37%
2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 3,71% 10,50% 19,22% 36,61%
2.6. C > 500.000 3,73% 10,56% 19,32% 36,83%
Grupo 2 Interrumpible 3,37% 9,58% 17,68% 33,30%
Grupo 1 Firme (P > 60 bares)
1.1. C ≤ 200.000 3,74% 10,59% 19,37% 36,96%
1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 3,77% 10,67% 19,50% 37,24%
1.3. C > 1.000.000 3,77% 10,67% 19,50% 37,24%
Grupo 1 Interrumpible 3,50% 9,93% 18,27% 34,55%
(1) Consumo anual en MWh.
Fuentes: Orden ECO/33/2004, Resoluciones de abril, julio y octubre de 2004.
Cuadro 2.7.8. Evolución del término variable de las tarifas de venta y Cmp. Año 2005
incremento del consumo en el año 2005 respecto al
año anterior, que se produce en el mercado liberali-
zado, aumentando la participación en términos de
consumo del 68,5% en 2004 al 82.4% en 2005. Por
el contrario, el consumo registrado en el mercado
regulado en 2005 fue un 2,7% inferior al del 2004.
En el cuadro 2.7.10. se muestra información del
consumo y de los valores medios de facturación de
clientes en el mercado regulado en 2005.
El gráfico 2.7.20 muestra la composición del con-
sumo por grupo tarifario durante los años 2004 y
2005. El Grupo 3, con un 55% del consumo regis-
trado en 2005, es el colectivo de consumidores con
mayor peso en el mercado regulado. No obstante,
es importante señalar que es el único grupo que ha
visto reducido su peso respecto a 2004, debido
principalmente al aumento de la participación de
los clientes en el mercado liberalizado.
Análogamente, los clientes conectados a presión
de diseño inferior o igual 4 bar y facturados a tari-
fas del Grupo 2 en aplicación del artículo 17 de la
Orden ITC/104/2005, han visto reducida su parti-
cipación en el mercado regulado. El consumo de
este colectivo ascendió a 1.292 GWh en 2005, lo
que representa el 2,1% del consumo en mercado
regulado, frente al 2,5% registrado en 2004.
Por el contrario, se ha registrado un fuerte incre-
mento del consumo de los clientes del mercado
regulado conectados a presiones superiores a 4 bar.
En concreto, se observa que el Grupo 1 ha pasado
de representar el 0,5% del consumo en el mercado
regulado en 2004 al 3,6% en 2005.
156
Gas
Cuadro 2.7.10. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado regulado. Año 2005
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (promedio) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 1.968.564 5.894 9.6% 305.543 5,18 –7,0 14,4%(Presión ≤ 4 bares) 3.2. 2.056.414 20.703 33,7% 869.358 4,20 –9,6 16,0%
3.3. 11.389 769 1,3% 26.649 3,47 –12,7 19,4%3.4. 15.724 6.758 11,0% 182.308 2,70 –5,0 15,8%
Grupo 2 2.1.e 52 14 0,0% 343 2,51 –8,8 48,6%(Art. 9 Orden 2.2.e 83 132 0,2% 2.573 1,94 –11,7 37,4%ITC/103/2005) 2.3.e 25 335 0,5% 6.121 1,83 –13,8 38,2%
2.4.e 4 155 0,3% 2.773 1,78 0,0 14,1%2.5.e 3 656 1,1% 11.377 1,74 0,0 7,7%
Grupo 2 2.1.e 121 25 0,0% 678 2,73 –4,7 39,6%(4 < P ≤ 60 bares) 2.2.e 129 225 0,4% 4.353 1,93 –9,2 34,2%
2.3.e 36 355 0,6% 6.531 1,84 5,9 42,4%2.4.e 9 509 0,8% 9.586 1,88 200,0 40,1%2.5.e 6 1.653 2,7% 28.521 1,73 100,0 383,8%2.6.e 1 300 0,5% 5.548 1,85 0,0 17,9%
Grupo 1 Firme 1.1. 1 172 0,3% 2.987 1,73(P > 60 bares) 1.2. 4 1.977 3,2% 33.913 1,72
1.3. 1 87 0,1% 1.494 1,72 –50,0 71,6%4 < P < 60 26 4.514 7,3% 77.256 1,71 4,0 5,9%P > 60 7 10.069 16,4% 168.467 1,67 –30,0 13,1%
TOTAL 3 6.199 10,1% 81.374 1,31 50,0 9,0%4.052.602 61.501 100,0% 1.827,752 2,97 –8,3 –2,7%
157
Gas
El Grupo 2 ha pasado de representar el 3% del
consumo registrado en el mercado regulado en
2004 al 5% en 2005, lo que supone un incremento
superior al 56%.
Finalmente, los consumidores de carácter
Interrumpible y Materia Prima también han
aumentado significativamente su participación en
el mercado regulado, con incrementos del consu-
mo de 11% y 9%, respectivamente.
En el gráfico 2.7.21 se muestran los precios
medios por tarifa de venta en el año 2005. Se
observa que el precio medio más elevado en 2005
corresponde al del consumidor doméstico acogido
a la tarifa 3.1 (presión inferior o igual a 4 bares y
Interrumpibles24%
Grupo 14%
Grupo 27%
Grupo 364%
Interrumpibles21%
Materia prima9%
Grupo 10%
Grupo 26%
Año 2004Materia prima
10%
Año 2005
Grupo 355%
Gráfico 2.7.20. Distribución porcentual del consumo por grupos tarifarios en el mercado regulado. Año 2005
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
cent
€/k
Wh
5,18
4,20
3,47
2,702,51
1,94 1,83 1,78 1,74
2,73
Grupo 2 (4 < P < 60 bares)
2,3
1,93 1,84 1,88 1,73 1,85 1,73 1,72 1,72 1,71 1,67
1,31
2,1e 2,2e 2,4e 2,5e2,3e
Grupo 3 (P < 4 bares) Grupo 2 (4 < P < 60 bares) Grupo 1 (P < 60 bares) Grupo 4(Interrp.)
3,1 3,4 2,1 2,2 2,4 2,5 2,6 1,1 1,2 1,3 4 < P< 60
P > 603,2 3,3 Materiaprima
Gráfico 2.7.21. Precio medio por tarifa de venta (c€/kWh). Año 2005
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
consumo anual inferior o igual a 5 GWh), que
ascendió a 5,18 c€/kWh. Por el contrario, el pre-
cio medio más bajo registrado en 2005 (1,31
c€/kWh) correspondió a los clientes acogidos a la
tarifa de materia prima, tarifa por uso vigente hasta
el 31 de diciembre de 2009 según la Orden
ECO/33/20041.
Respecto a la tarifa para suministros de gas natural
para su utilización como materia prima cabe seña-
lar que, de acuerdo con lo establecido en la Orden
ECO/33/2004, será de aplicación hasta el 31 de
diciembre de 2009 de acuerdo con lo establecido
en el punto 1.4.1 del Anexo I de la Orden de 30 de
septiembre de 1999 y con las modificaciones
introducidas en la Orden de 28 de mayo de 2001.
En dicha normativa se establece que mensualmen-
te se procederá a la publicación mediante
Resolución de los precios máximos de venta de
gas natural para uso como materia prima.
Durante el año 2005 se han publicado mensual-
mente por Resoluciones, los valores correspon-
dientes a dicha tarifa. En el gráfico 2.7.22 se
muestra la evolución mensual de los precios máxi-
mos de venta de gas natural para uso como mate-
ria prima desde enero a diciembre de 2005. Cabe
señalar, la tendencia ascendente de la tarifa de
materia prima observada durante todo el 2005, que
ha registrado en términos nominales un incremen-
to acumulado del 52%, debido principalmente al
efecto del incremento en las cotizaciones de los
fuelóleos.
158
Gas
1 Hasta la publicación de la Orden ECO/33/2004, de 15 deenero, la tarifa de materia prima era de aplicación hasta el 31de diciembre del año 2004, según la Orden ECO/302/2002.
1,90
1,80
1,70
1,60
1,50
1,40
1,30
1,20
1,10
1,00
cent
€/k
Wh
Tarifa materia prima Cmp
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
1,1341 1,1324 1,1334 1,1368
1,2130 1,2234 1,2318
1,4205 1,4291 1,4379
1,7198 1,7263
Gráfico 2.7.22 Precio del Cmp y de la tarifa de materia prima (c€/kWh). Año 2005
Fuentes: Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005, Resoluciones de 14 de abril, 14 de julio de 2005 y Resolucionesmensuales por las que se hace público los precios máximos de venta de gas natural para uso como materia prima.
No obstante, es importante señalar que a pesar de
la tendencia alcista registrada, el precio publicado
para la tarifa de materia prima se ha situado siste-
máticamente por debajo del coste unitario de la
materia prima.
Peajes y cánones asociados al acceso de terceros
a las instalaciones gasistas
El Real Decreto 949/2001 determinó la nueva
estructura del peaje de regasificación, de los pea-
jes de transporte y distribución, del canon de alma-
cenamiento subterráneo y del canon de almacena-
miento de GNL.
Cabe señalar que en los peajes de transporte y dis-
tribución se distinguieron dos componentes, uno
de entrada al sistema gasista o de reserva de capa-
cidad, y el peaje de conducción, con la misma
estructura por niveles de presión y tramos de con-
sumo anual que en las tarifas de venta de gas natu-
ral, lo que permite realizar una comparación cohe-
rente entre los clientes en el mercado regulado y en
el mercado liberalizado por niveles de presión y
tramos de consumo anual.
159
Gas
Cuadro 2.7.11 Peajes y cánones de acceso. Año 2005
Fuentes: Órdenes ITC/103/2005 y ECO/32/2004.
Orden ITC/103/2005 Tasa de variación de la Orden ITC/104/2005 sobre Orden ECO/32/2004
€/cliente/mes €/(kWh/dia)/mes e/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % e/kWh %
PEAJE DE REGASIFICACIÓN 0,014662 0,000087 0,00% 0,00%PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNReserva de capacidad 0,006712 0,00%Término de conducciónGrupo 3 (Presión ≤ 4 bares)
3.1. C (1) ≤ 5 2,17 0,024530 0,00% 0,00%3.2. 5 < C ≤ 50 4,85 0,018178 0,00% 0,00%3.3. 50 < C ≤ 100 37,57 0,010066 0,00% 0,00%3.4. C > 100 56,07 0,007916 0,00% 0,00%
Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bares)2.1. C ≤ 500 0,156614 0,001197 0,00% 0,00%2.2. 500 < C ≤ 5.000 0,042509 0,000954 0,00% 0,00%2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 0,027833 0,000773 0,00% 0,00%2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 0,025506 0,000693 0,00% 0,00%2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 0,021568 0,000607 0,00% 0,00%2.6. C > 500.000 0,021568 0,000527 0,00% 0,00%
Grupo 1 Firme (P > 60 bares)1.1. C ≤ 200.000 0,021389 0,000524 0,00% 0,00%1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 0,019108 0,000422 0,00% 0,00%1.3. C > 1.000.000 0,017737 0,000380 0,00% 0,00%
CANON ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 0,000191 0,000176 0,00% 0,00%
CANON ALMACENAMIENTO GNL 0,078975 0,00%
(1) Consumo anual en MWh.
La Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, mantiene
los peajes y cánones de la Orden ECO/32/2004
(véase cuadro 2.7.11) y establece transitoriamente
un nuevo peajes para el servicio de trasvase de
GNL de plantas de regasificación a buques.
En el cuadro 2.7.12 se muestra la información del
consumo y de los valores medios de facturación
por término de conducción, de los clientes en el
mercado liberalizado en 2005.
La participación en el mercado liberalizado en
2005 ascendió a 287.970 GWh, esto es, un
82,4% del total del sistema. Los consumidores
que más han aumentado su participación en el
mercado durante 2005 son los perteneciente al
Grupo 3 (presión inferior a 4 bar), que han pasa-
do de consumir 12.401 GWh en 2004 a 19.772
GWh en 2005, lo que supone un incremento del
59,4%.
Análogamente, el consumo registrado en el Grupo
1 (presión superior a 60 bar) se ha incrementado
un 53,4%, pasando de 77.740 GWh en 2004 a
119.282 GWh en 2005. Este incremento del con-
sumo se justifica por la incorporación al mercado
de nuevos ciclos combinados.
El consumo de aquellos consumidores que cum-
plían las condiciones del artículo 9 de la Orden
ITC/103/2005, esto es, consumidores conectados a
presión inferior o igual a 4 bar que fueron factura-
dos al Grupo 2, aumenta ligeramente (116 GWh),
sin embargo pasa de representar el 3,1% del mer-
cado liberalizado en 2004 al 2,6% en 2005, debido
a la mayor participación de los Grupos 1 y 3.
Por el contrario, el consumo correspondiente al
Grupo 2 (presión entre 4 y 60 bar) se ha reducido
en 361 GWh y pasa de concentrar el 63% del con-
sumo en el mercado liberalizado en 2004 al 52%
en 2005 (véase gráfico 2.7.22).
160
Gas
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
Cuadro 2.7.12 Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media(c?/kWh) de clientes en el mercado
liberalizado. Año 2005
Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (promedio) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 652.502 1.767 0,6% 58.456 3,31 51,7% 160,0%(Presión ≤ 4 bares) 3.2. 1.087.741 8.720 3,0% 215.414 2,47 35,4% 82,2%
3.3. 7.550 458 0,2% 7.715 1,68 31,2% 87,2%3.4. 16.217 8.827 3,1% 80.032 0,91 19,1% 32,0%
Grupo 2 2.1.e 217 67 0,0% 1.215 1,82 6,4% 1,8%(Art. 9 Orden 2.2.e 586 1.218 0,4% 4.135 0,34 –0,3% 0,2%ITC/103/2005) 2.3.e 317 3.713 1,3% 7.848 0,21 1,6% 3,8%
2.4.e 40 2.041 0,7% 3.605 0,18 –4,8% 1,5%2.5.e 2 420 0,1% 818 0,19 –33,3% –11,3%
Grupo 2 2.1. 380 109 0,0% 2.409 2,21 15,2% –5,6%(4 < P ≤ 60 bares) 2.2. 1.166 2.487 0,9% 8.633 0,35 7,5% 5,7%
2.3. 1.116 14.306 5,0% 30.419 0,21 4,7% 3,8%2.4. 566 33.774 11,7% 60.599 0,18 1,4% 5,6%2.5. 276 57.762 20,1% 95.683 0,17 3,0% –1,1%2.6. 30 33.019 11,5% 48.992 0,15 15,4% –7,5%
Grupo 1 1.1. 13 1.151 0,4% 1.715 0,15 0,0% –2,8%(P > 60 bares) 1.2. 30 17.276 6,0% 21.266 0,12 25,0% –9,8%
1.3. 33 100.856 35,0% 124.056 0,12 73,7% 76,8%TOTAL 1.768.782 287.970 100,0% 773.007 0,27 40,7% 20,3%
161
Gas
Grupo 141,4%
Grupo 259,4%
Grupo 2 (art.9)3,1%
Grupo 35,2%
Grupo 132,3%
Grupo 36,9%
Grupo 2 (art.9)2,6%
Año 2005
Grupo 249,1%
Año 2004
Gráfico 2.7.22. Distribución del consumo por grupos tarifarios en mercado liberalizado. Años 2004 y 2005.
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
cent
€/k
Wh
3,31
2,47
1,681,82
0,340,21 0,18 0,19
2,21
0,35
0,21 0,18 0,17 0,15 0,15 0,12 0,12
0,91
Grupo 2 (Art. 9OrdenITC/103/2005)
2,32,1e 2,2e 2,4e 2,5e2,3e
Grupo 3 (P < 4 bares) Grupo 2 (4 < P < 60 bares) Grupo 1 (P < 60 bares)
3,1 3,4 2,1 2,2 2,4 2,5 2,6 1,1 1,2 1,33,2 3,3
Gráfico 2.7.23. Facturación media de los Términos de Conducción (c€/kWh). Año 2005
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
En el gráfico 2.7.23 se muestran los valores de fac-turación media de los términos de conduccióncorrespondientes al año 2005.
Se observa que la facturación media del términode conducción del peaje de transporte y distribu-
ción osciló entre 3,31 c€/kWh del peaje 3.1 (pre-
sión inferior o igual a 4 bares y consumo anual
inferior o igual a 5 GWh) y 0,12 c€/kWh del peaje
1.3 (presión superior a 60 bares y consumo anual
superior a 1.000 GWh).
Comparación internacional de precios de gas
natural
Las dos metodologías habitualmente consideradas
en la comparación internacionales de precios de la
electricidad y de gas natural, son la metodología de
precios medios, utilizada por la Agencia Interna-
cional de la Energía (AIE), y la de los precios de
los consumidores tipo, utilizada por Eurostat, de
los que se resumen sus características en el cuadro
2.7.13.
La metodología de precios medios, permite com-
parar niveles globales de precios medios entre paí-
162
Gas
Precios medios de consumidores tipo
Metodología Fuente Tipología de clientes
Gas natural
Precios medios de Eurostat 5 domésticosconsumidores tipo Directiva 90/377/CE 9 industriales
Ventajas
— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términosde variaciones de precios (aísla el efecto precio).
— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.
— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.
Inconvenientes
— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.
— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan
las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país que agregar).
— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.
Facturación media de clientes
Metodología Fuente Tipología de clientes
Facturación media Agencia Internacional Total domésticosde clientes de la Energía (OCDE) Total industria
Ventajas
— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.
Inconvenientes
— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupos
tarifarios.
— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales en cada país.
— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto de la
variación en los consumos.
Cuadro 2.7.13. Descripción de metodologías de precios internacionales de gas natural
ses, obviando los problemas de las diferentes
estructuras tarifarias existentes en cada país.
No obstante, la utilización de estadísticas basadas en
dicha metodología presenta determinadas cautelas
en su uso. Por una parte, es necesario conocer la dis-
tribución de los consumos por grupos tarifarios, lo
que implica un retardo en la publicación de la infor-
mación. Por otra parte, es necesario tener en cuenta,
que la comparación de precios medios en distintos
años, según esta metodología, no aísla el efecto de la
variación de precios, sino que también incluye el
efecto de la composición de los consumos.
La metodología de precios de consumidores tipo,
permite realizar comparaciones internacionales de
precios de los consumidores tipo seleccionados,
aislando variaciones en los precios y permitiendo
una actualización de la información con un retardo
de sólo 6 meses. Además, tienen la consideración
de estadísticas oficiales europeas, según la
Directiva 90/377/CE.
Sin embargo, las características de estadísticas
basadas en la metodología de precios de consumi-
dores tipo limitan la comparación internacional de
precios energéticos. En primer lugar, se desconoce
la representatividad entre países de cada uno de los
consumidores tipo definidos. En segundo lugar, al
no disponerse de la ponderación de cada uno de los
consumidores tipo, esta metodología no es adecua-
da para comparar niveles de precios globales de
consumidores domésticos e industriales. Por últi-
mo, se desconoce la representatividad de la infor-
mación de precios de los clientes que acuden al
mercado liberalizado. En muchos casos no se dis-
pone de dicha información por motivos de confi-
dencialidad en los datos de clientes.
Comparación de precios medios de gas natural
según la AIE
La Agencia Internacional de la Energía (OCDE),
publica los precios medios de gas natural de con-
sumidores domésticos e industriales, para países
pertenecientes a la OCDE, entre los que se encuen-
tra España. La información más reciente de pre-
cios internacionales de gas natural de la Agencia
Internacional de la Energía corresponde a 2005.
El ámbito de comparación corresponde a los pre-
cios del gas natural en España y en los países del
entorno europeo, en particular, de la UE-252 más
Noruega.
En el cuadro 2.7.14 se muestran los precios paga-
dos por los consumidores domésticos de gas natu-
ral en los países de la UE-25 y Noruega, según la
información proporcionada por la Agencia Inter-
nacional de la Energía correspondiente al año
2005, así como la tasa de variación, en términos
nominales, de los precios medios de gas natural de
los consumidores domésticos en la UE y Noruega
en 2005 respecto a 2004.
En 2005, al igual que en 2004, España se situó,
junto con Portugal, en el área de países con niveles
de precios medios de gas natural para consumido-
res domésticos, excluyendo impuestos, más eleva-
dos del entorno europeo. El nivel medio de precios
de los consumidores domésticos en España fue
superior en un 33,5% a la media aritmética de pre-
cios europeos en 2005.
163
Gas
2 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayo de2004.
Sin embargo, Finlandia y Hungría fueron los paí-
ses europeos con menores precios de gas natural
para los consumidores domésticos en 2005 y 2004.
Asimismo, se observa un aumento de los precios
medios del gas natural de los consumidores domés-
ticos en todos los países del entorno europeo en
2005 respecto al año anterior. En concreto, las meno-
res subidas de los precios medios del gas natural fue-
ron en Portugal y España, con un aumento de un
6,0% y 6,4%, respectivamente. Por el contrario,
Dinamarca fue el país que más aumentó el precio
medio de los consumidores domésticos en el año
2005, con un incremento del 34,2% respecto a 2004.
En el cuadro 2.7.15 se muestran los precios paga-
dos por los consumidores industriales de gas natu-
ral en los países de la UE- 25 y Noruega, según la
información proporcionada por la Agencia
Internacional de la Energía correspondiente al año
2005, así como la tasa de variación, en términos
nominales, de los precios medios de gas natural de
los consumidores industriales en la UE y Noruega
en 2005 respecto a 2004. No obstante, cabe seña-
lar que en 2005 sólo se dispone de información del
precio de los consumidores industriales de gas
natural de 9 países del entorno europeo.
En el caso de consumidores industriales, España
fue el cuarto país con los menores precios de gas
natural para consumidores industriales, excluyen-
do impuestos, de 9 países analizados en 2005,
registrando un nivel de precios un 2,5% inferior a
la media de países europeos. Portugal fue el segun-
do país con el precio medio de gas natural más ele-
vado del entorno europeo.
164
Gas
Cuadro 2.7.14. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europea y Noruega
(cent €/kWh). Se excluyen impuestos
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
CONSUMIDORES DOMÉSTICOS
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 2,67 cent €/kWh = 3,12 cent €/kWh % variación 2005-2004
2004 2005
Finlandia 1,23 Finlandia 1,38 Portugal 6,0%Hungría 1,67 Hungría 1,87 España 6,4%Polonia 1,75 Eslovaquia 2,19 Austria 7,4%Eslovaquia 1,84 Rep. Checa 2,25 Francia 8,3%Rep. Checa 1,84 Polonia 2,29 Finlandia 11,8%Luxemburgo 2,09 Reino Unido 2,67 Hungría 12,2%Reino Unido 2,34 Francia 2,93 Reino Unido 13,9%Holanda 2,52 Holanda 3,04 Irlanda 15,4%Grecia 2,59 Austria 3,44 Eslovaquia 19,2%Francia 2,70 Irlanda 3,79 Holanda 20,6%Dinamarca 2,97 Dinamarca 3,98 Rep. Checa 22,5%Austria 3,20 España 4,16 Polonia 30,9%Irlanda 3,28 Portugal 6,55 Dinamarca 34,2%España 3,91 Grecia … Grecia …Portugal 6,18 Luxemburgo … Luxemburgo …
Cabe señalar que Finlandia registró los precios más
bajos de los 9 países con información disponible en
2005, mientras que Irlanda fue el país de mayor pre-
cio medio de gas natural del entorno europeo.
Asimismo, se observa un aumento de los precios
medios del gas natural de los consumidores indus-
triales en todos los países del entorno europeo en
2005 respecto al año anterior. En concreto, las
menores subidas de los precios medios del gas
natural fueron en Finlandia (país con menores pre-
cios de gas natural para consumidores industriales
en 2004 y 2005) y España, con un aumento de un
13,7% y 17,9%, respectivamente. Por el contrario,
Hungría fue el país que más aumentó el precio
medio de los consumidores industriales en 2005,
con un incremento del 36,6% respecto a 2004.
Si la comparación internacional de precios medios
del gas natural se realiza en términos de Paridad de
Poder Adquisitivo (PPS), en lugar de en términos
de la unidad monetaria común, España ocupó el
segundo puesto (en 2004 y 2005, de 15 y 13 paí-
ses, respectivamente) de precios más elevados en
el ranking europeo de precios de consumidores
domésticos, sin embargo, fue el segundo país (de
9) en 2005 y el cuarto país (de 11) en 2004 en el
ranking de precios de consumidores industriales
(véase cuadro 2.7.16).
En relación con los precios de Finlandia, país pivo-
te por registrar los precios de electricidad más
bajos de los disponibles del entorno europeo en
2005, los precios de los consumidores domésticos
en España en términos de PPS fueron 3,40 veces
los registrados en Finlandia y para los consumido-
res industriales fueron 1,94 veces.
En los gráficos 2.7.24 y 2.7.25 se muestra la dife-
rente imposición aplicada al consumo de gas natu-
ral entre los países del entorno europeo. Según la
información de la Agencia Internacional de la
165
Gas
Cuadro 2.7.15. Precios medios del gas natural de consumidores industriales en la Unión Europea y Noruega
(cent €/kWh). Excluye impuestos
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
CONSUMIDORES INDUSTRIALES
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 1,45 cent €/kWh = 1,84 cent €/kWh % variación 2005-2004
2004 2005
Finlandia 1,23 Finlandia 1,04 Finlandia 13,7%Reino Unido 1,11 Polonia 1,42 España 17,9%Polonia 1,13 Eslovaquia 1,79 Eslovaquia 18,3%Rep. Checa 1,36 España 1,79 Portugal 19,1%Hungría 1,44 Rep. Checa 1,83 Polonia 25,2%Francia 1,44 Francia 1,84 Francia 27,4%Eslovaquia 1,51 Hungría 1,97 Irlanda 28,2%España 1,52 Portugal 2,43 Rep. Checa 34,5%Grecia 1,53 Irlanda 2,45 Hungría 36,6%Irlanda 1,91 Grecia … Grecia …Portugal 2,04 Reino Unido … Reino Unido …
Energía, la fiscalidad del gas natural en el caso
español para consumidores domésticos (impuesto
de la electricidad e IVA) supuso un 13,8% del pre-
cio total del gas natural en el año 2005, ocupando
la fiscalidad española una posición intermedia-alta
(novena posición de 13 países analizados) en el
entorno europeo para dicho año.
Asimismo, al realizar la comparación de precios de
gas natural de consumidores domésticos incluyendo
impuestos para 2005, España mejoró un puesto en
el ranking de precios más bajos del entorno euro-
peo, respecto a si se excluyeran los impuestos.
Por otra parte, la fiscalidad del gas natural para los
consumidores industriales3 fue, como porcentaje
del precio final y en términos generales, menor
que la aplicada a los consumidores domésticos en
todos los países considerados, si bien cabe señalar
que se dispone de información de 9 países del
entorno europeo en 2005.
Respecto a la fiscalidad aplicada a consumidores
industriales en España, cabe señalar que no se
aplica ningún impuesto indirecto al consumo de
gas natural de clientes industriales. De los 9 paí-
ses analizados, únicamente Finlandia y Hungría
gravaron con impuestos especiales el consumo
de gas natural para consumidores industriales en
2005. En consecuencia, España ocupó la misma
posición (cuarto país) en el ranking de los 12
países del entorno europeo analizados en 2005,
tanto si se excluyen como si se incluyen impues-
tos en el precio comparado (véase gráfico
2.7.25).
166
Gas
Cuadro 2.7.16. Ranking de facturación media de gas natural en países europeos en términos de paridad de
poder adquisitivo. Se excluyen impuestos
Nota: Resto UE datos no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Nota: Resto UE datos no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
2 Excluyendo el IVA de la comparación de precios industrialesdebido a que es un impuesto que es repercutido al consumidorfinal.
Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)
Finlandia 100Luxemburgo 180Dinamarca 202Reino Unido 212Holanda 233Irlanda 243Francia 250Austria 267Grecia 274Hungría 274Rep. Checa 317Eslovaquia 323Polonia 329España 357Portugal 596
Industrial PPS(Finlandia = 100)
Finlandia 100Reino Unido 136Francia 180España 187Irlanda 191Grecia 219Portugal 266Polonia 287Rep. Checa 316Hungría 320Eslovaquia 359
2004
Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)
Finlandia 100Reino Unido 218Francia 244Dinamarca 246Irlanda 253Holanda 254Austria 256Hungría 273Rep. Checa 330Polonia 331Eslovaquia 334España 340Portugal 573
Industrial PPS(Finlandia = 100)
Finlandia 100España 194Francia 204Irlanda 217Polonia 271Portugal 282Rep. Checa 356Eslovaquia 361Hungría 382
2005
167
Gas
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
49,8
%
34,7
%
28,5
%
26,3
%
18,0
%
16,0
%
13,0
%
4,8%
16,0
%
14,8
%
13,8
%
4,8%
11,9
%
Sin impuesto% impuesto
Dina
mar
ca(7
,94)
Hola
nda
(4,6
6)Au
stria
(4,8
)Fi
nlan
dia
(1,8
7)Po
loni
a(2
,8)
Rep.
Che
ca(2
,68)
Fran
cia
(3,4
3)Es
paña
(4,8
3)
Eslo
vaqu
ia(2
,6)
Rein
o Un
ido
(2,8
)
Irla
nda
(4,3
)
Hung
ría(2
,15)
Portu
gal
(6,8
8)
Gráfico 2.7.24. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores domésticos enpaíses europeos. Año 2005
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Grecia, Italia, Letonia, Lituania,Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
Sin impuesto% impuesto
13,0%
0,0% 0,0% 0,0%3,4% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Finl
andi
a(1
,19)
Polo
nia
(1,4
2)
Rep.
Che
ca(1
,83)
Fran
cia
(1,8
4)
Espa
ña(1
,79)
Eslo
vaqu
ia(1
,79)
Irla
nda
(2,4
5)
Hung
ría(2
,04)
Portu
gal
(2,4
3)
Fuente: Agencia Internacional de la Energía
No se dispone de información de Alemania, Austria, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Grecia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega, Reino Unido y Suecia.
Gráfico 2.7.25. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores industriales (seexcluye IVA) en UE-25 y Noruega. Año 2005
Comparación de precios de gas natural de
consumidores tipo según Eurostat
En el caso de los consumidores domésticos,
Eurostat publica precios europeos de gas natural
de 5 consumidores tipo (denominados D1, D2, D3,
D3-b y D4), caracterizados según su consumo
anual. De ellos se presentan a continuación los
precios de los consumidores tipo domésticos D1
(8,37 GJ/año), D2 (16,74 GJ/año) y D3 (83,7
GJ/año).
Según la información de Eurostat, en 2005 España
ocupó una posición intermedia para los consumi-
dores tipo D1 (undécima posición de 20 países) y
D2 (decimocuarto puesto de 20 países) y registró
precios de los más elevados del entorno europeo
para el consumidor doméstico tipo D3 (decimo-
séptima posición de 20 países), siendo los precios
de los consumidores domésticos tipo D1, D2 y D3
en España superiores en un 8,9%, 18,2% y 26,4%,
respectivamente, a la media aritmética de los paí-
ses analizados (véase gráfico 2.7.26).
En contraste, Portugal se situó en una banda supe-
rior de precios en el caso de los tres consumidores
domésticos analizados (en los consumidores D2 y
D3 registró los precios más elevados del entorno),
siendo un 31%, un 35% y un 22% superiores, res-
pectivamente, que los de España.
En el gráfico 2.7.27 se muestran las tasas de
variación de los precios del gas natural en Europa
en julio de 2005 respecto a julio de 2004, para los
consumidores domésticos analizados. Se obser-
van aumentos anuales en los precios del gas natu-
ral para consumidores domésticos D1, D2 y D3,
en términos nominales, en todos los países del
168
Gas
D1: 8,37 GJ
Precio medio Europa = 4,91cent€/kWh
D3: 83,7 GJ
Precio medio Europa = 2,97
D2: 16,74 GJ
Precio medio Europa = 4,02 cent€/kWh cent€/kWh
1,912,232,452,662,85
3,223,42
3,794,64
5,145,345,365,535,725,86
6,866,99
7,548,00
8,60
LetoniaLituaniaEstoniaHungríaPolonia
Reino UnidoRep. ChecaEslovaquia
SueciaEslovenia
EspañaLuxemburgo
AustriaFranciaBélgica
AlemaniaPortugalIrlanda
DinamarcaHolanda
1,401,411,50
2,162,202,332,35
2,562,983,173,253,263,36
3,513,613,743,75
3,904,33
4,57
LetoniaEstonia
LituaniaHungría
EslovaquiaRep. Checa
PoloniaReino UnidoLuxemburgo
IrlandaEslovenia
AustriaFrancia
HolandaBélgica
AlemaniaEspañaSuecia
DinamarcaPortugal
Reino Unido
1,691,83
2,102,38
2,732,85
3,033,45
3,794,13
4,334,37
4,754,75
4,995,23
5,545,77
6,266,41
LetoniaEstonia
LituaniaHungríaPolonia
Rep. ChecaEslovenia
EslovaquiaSuecia
DinamarcaAustria
LuxemburgoEspañaFranciaBélgica
AlemaniaHolandaIrlanda
Portugal
Fuente: Eurostat (datos extraídos 16 mayo 2006)
Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia, Italia, y Reino Unido.
Gráfico 2.7.26. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-domésticos
(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005
entorno europeo, salvo en Suecia, Lituania,
Letonia y Eslovaquia, que registraron disminu-
ciones en julio de 2005 respecto al mismo perio-
do del año anterior.
Según información de Eurostat, en España los pre-
cios del gas natural de los consumidores domésti-
cos analizados D1, D2 y D3 aumentaron, en tér-
minos nominales, un 4,5%, un 5,1% y un 6,7% en
julio de 2005 respecto al mismo periodo del año
anterior, respectivamente, siendo uno de los países
europeos con menores aumentos registrados en
dichos precios.
Por otra parte, Eurostat publica precios de gas
natural de 7 consumidores tipo industriales (I1, I2,
I3-1, I3-2, I4-1, I4-2 e I5), caracterizados por su
consumo anual y la modulación de la carga. De
ellos, se muestran los resultados de los precios de
los consumidores tipo industriales I1 (consumo
anual 0,4186 TJ, no modulación), I3-2 (consumo
anual 41,86 TJ y modulación de 250 días 4.000
horas) e I4-2 (consumo anual 418,6 TJ y modula-
ción de 330 días 8.000 horas), siendo representati-
vos de bajo, medio y gran consumo de gas natural,
respectivamente.
En 2005, España registró el decimotercer lugar de
18, en el ranking de precios de gas natural más
bajos del entorno europeo para el consumidor tipo
de menor tamaño I1. Por el contrario, registró el
cuarto puesto de 16 países y el quinto de 14 países
en el ranking de precios más reducidos del entor-
no europeo para los consumidores tipo de tamaño
intermedio I3-2 y de gran tamaño I4-2, respectiva-
mente (véase gráfico 2.7.28).
169
Gas
D1: 8,37 GJ D3: 83,7 GJ
EslovaquiaHolanda
EsloveniaReino UnidoLuxemburgo
HungríaRep Checa
IrlandaDinamarca
PoloniaPortugalEspañaSueciaAustriaBélgicaEstonia
AlemaniaLituaniaLetonia
D2: 16,74 GJ
11,7%
12,7%13,5%
17,2%31,1%
35,3%
11,1%
HolandaReino Unido
EsloveniaEslovaquia
HungríaLuxemburgo
IrlandaDinamarcaRep Checa
PoloniaPortugalEspañaBélgicaAustriaEstonia
AlemaniaSuecia
LituaniaLetonia
11,1%11,6%11,7%13,5%14,3%
38,2%
10,9%
10,2%9,7%
8,2%7,3%
4,5%4,4%
19,1%20,4%21,9%
9,0%8,4%
9,3%
10,2%11,0%11,7%
12,9%13,8%
15,1%17,6%
LuxemburgoEsloveniaHolandaBélgica
Rep ChecaSuecia
Reino UnidoHungríaIrlanda
DinamarcaLetoniaPolonia
PortugalFranciaEspañaAustriaEstonia
AlemaniaLituania
Eslovaquia
2,3%0,0%0,0%-2,2%-5,9%
-21,7%
10,9%10,2%
8,2%7,1%
5,1%
3,7%2,4%
1,0%0,0%0,0%-11,3%-30,4%
7,9%6,7%
1,8%0,0%0,0%-4,4%-4,4%
Fuente: Eurostat (datos extraídos 16 mayo 2006)
Precios considerados: Duseldorf en Alemania, Nacional en Francia y Nacional en Reino Unido.
Gráfico 2.7.27. Tasas de variación de precios del gas natural en Europa para los consumidores tipo-
domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004
170
Gas
I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)
Precio medio Europa = 2,07
1,201,25
1,661,691,811,871,871,952,03
2,182,332,372,432,59
2,902,98
Holanda
Lituania
España
Rep. Checa
Eslovenia
Polonia
Letonia
Reino Unido
Hungría
Finlandia
FranciaAustria
PortugalLuxemburgo
AlemaniaSuecia
I4-2 (418,6 TJ, modulación 330días 8.000 horas)
Precio medio Europa = 1,69
Portugal
LituaniaLetonia
PoloniaHolanda
Eslovenia
España
Luxemburgo
Reino Unido
Rep. Checa
Finlandia
Hungría
FranciaAlemania
1,051,19
1,441,561,591,621,651,661,741,791,851,88
2,002,56
I1 (0,4186 TJ, no modulación)
Precio medio Europa = 2,69 cent€/kWh
1,301,361,38
1,962,042,122,29
2,742,792,882,892,922,97
3,233,47
3,703,98
4,34
LetoniaEstonia
LituaniaEslovaquiaRep. Checa
HungríaPoloniaAustria
HolandaReino Unido
FranciaLuxemburgo
EspañaIrlanda
AlemaniaPortugal
SueciaDinamarca
cent€/kWhcent€/kWh
Fuente: Eurostat (datos extraídos 16 mayo 2006)
Precios considerados: Nacional en Francia y Reino Unido.
Gráfico 2.7.28. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-industriales(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005
I4-2 (418,6 TJ , modulación 330días 8.000 horas)
I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)
I1 (0,4186 TJ, no modulación)
Reino Unido
Luxemburgo
España
Holanda
Portugal
Polonia
EstoniaEslovaquia
Lituania
Austria
Letonia
Dinamarca
Hungría
Irlanda
Rep Checa
Suecia
22,5%
28,6%
5,0%
-8,2%
-9,3%
-3,9%
-2,5%
48,9%
2,0%
2,1%
8,8%
Reino Unido
Luxemburgo
EspañaHungría
HolandaPolonia
LetoniaLituania
Austria
Portugal
Suecia
Rep Checa
26,1%
34,3%
-10,3%
41,0%
21,4%
Reino Unido
Portugal
España
Holanda
Polonia
Finlandia
Hungría
Luxemburgo
Rep Checa
Eslovenia33,3%
37,2%
-0,9%
41,2%
22,0%
Eslovenia
Finlandia
Letonia
Lituania
17,5%
16,0%11,7%
10,4%
9,1%
20,9%19,7%
17,2%
16,0%
11,9%
9,1%
9,0%
7,9%
2,1%
20,4%
17,2%
13,7%
9,9%
9,5%
7,6%
-16,7%
Fuente: Eurostat (datos extraídos 16 mayo 2006)
Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.
Gráfico 2.7.29. Tasas de variación de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-
industriales. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004
Portugal se situó en la banda superior de precios en
el caso de los consumidores industriales analiza-
dos, I1, I3-2 y I4-2, siendo un 25%, 43% y 4%
superiores, respectivamente, a los aplicados en
España.
Respecto a la media aritmética de precios de los
países analizados, el precio del consumidor indus-
trial de menor tamaño, en España fue superior en
un 10,4%, mientras que los precios de los consu-
midores industriales de tamaño intermedio y gran-
de fueron inferiores en un 18,1% y 5,5%, respecti-
vamente.
Se observan aumentos, en términos nominales, de
los precios del gas natural, en julio de 2005 res-
pecto al mismo periodo del año anterior, en la
mayoría de los países del entorno europeo para los
tres consumidores tipo industriales elegidos, I1,
I3-2 e I4-2.
Cabe señalar, por una parte, los incrementos nomi-
nales del precio del gas natural en Reino Unido para
los tres consumidores industriales tipo selecciona-
dos, y en Eslovenia para los consumidores I3-2 e I4-
2, en julio de 2005 respecto al año anterior.
En España aumentaron, en términos nominales, el
precio del gas natural un 8,8%, 16,0% y 17,2%, en
julio de 2005 respecto al mismo periodo del año
anterior, para los consumidores tipo industriales
I1, I3-2 e I4-2, respectivamente.
171
Gas
Petróleo
1.1. La Exploración y Producción en el mundo
1.1.1. Tendencias en el sector de la exploración
y producción en el mundo en el año 2005
Desde finales de los años ochenta los aciertos en
exploración y la eficiencia en las operaciones así
como las grandes fusiones y adquisiciones, han
marcado tradicionalmente el éxito de las compa-
ñías del sector de la exploración y producción de
hidrocarburos y la forma de reemplazar sus reser-
vas. Pero actualmente la situación ha pasado a ser
diferente. Los altos precios del crudo actuales han
hecho que las compañías petroleras occidentales
se encuentren en una situación que les reporta
beneficios superiores a los obtenidos anterior-
mente. Existen en el mercado expectativas de man-
tenimiento de precios altos por lo que en principio
las compañías van a tener recursos disponibles
para nuevas inversiones. Pero a pesar de esta, en
principio buena situación, estas compañías se
encuentran, con que tienen dificultades para susti-
tuir las reservas que darán lugar a la futura pro-
ducción de crudo convencional. La exploración
tradicional no está posibilitando ella sola a las
empresas la recuperación de las reservas de crudo
producidas en los últimos años y las técnicas de
recuperación secundaria y terciaria (Enhanced Oil
Recovery) tienen un límite, por el momento, en el
aumento del factor de recuperación de campos tra-
dicionales. Así, la sustitución real de reservas de
hidrocarburos de las compañías esta viniendo en la
actualidad por tres diferentes vías: adquisiciones
de otras compañías, grandes proyectos integrados
de gas natural licuado (LNG) y proyectos de fuen-
tes no convencionales. Dentro de estos últimos se
encuentran fundamentalmente los de crudos pesa-
dos y los del denominado “tight gas” (yacimientos
de gas no convencionales caracterizados por su
muy baja permeabilidad). Ejemplos que ilustran
estas tendencias en el primer caso podrían ser las
adquisiciones de Burlington por parte de Conoco,
Unocal por Chevron o Novatek por Total. En el
segundo se encontrarían los proyectos de LNG de
Shell en Irán y en Nigeria y de Exxon en Qatar. Y
cabría citar dentro del tercer apartado los proyec-
tos de “tar-sands” de Shell en Canadá o crudos
pesados de Chevron en Venezuela, y los de “tight
gas” de Exxon en los Estados Unidos.
Otra tendencia que merece la pena reseñar, es la
entrada de nuevos competidores en el escenario
mundial: las compañías nacionales. Por una parte se
pueden citar las compañías nacionales de países que
están compitiendo en la compra de activos para ase-
gurar el abastecimiento futuro de sus economías
emergentes. Un ejemplo de ello esta en las chinas
CNOOC, SINOPEC, CNPC y la hindú ONGC.
Por otra parte también compiten las compañías
nacionales de países productores como la rusa
Gazprom, la malaya Petronas, la argelina Sona-
trach, la brasileña Petrobrás o la venezolana
PDVSA. Algunos gobiernos quieren aumentar su
control en el sector y lo hacen en parte a través de
sus compañías nacionales. En algunos casos estas
compañías nacionales pasan directa o indirecta-
mente a controlar la adjudicación de licencias a las
demás compañías internacionales. La novedad
además reside en que no solo tienden a asegurar
fuertemente su supremacía en sus respectivos paí-
ses de origen, sino que están saliendo al exterior a
competir.
Ante la ya indicada falta de oportunidades para
sustituir reservas y la llegada de nuevos competi-
1. El mercado internacional del petróleo en 2004
175
Petr
óle
o
dores, se esta viendo que algunas de las grandes
compañías y de las independientes, están dispues-
tas a entrar o mantenerse en determinadas cuencas
o países haciendo ofertas muy agresivas. Este es el
caso de la compra de los últimos activos que han
salido al mercado. Sirvan como ejemplo los casos
de Statoil y Norsk Hydro que se hicieron con los
activos del Golfo de Méjico de Encana y Spinna-
ker respectivamente o el de Talisman con los de
Paladin en el Mar del Norte británico. Por lo que
se refiere a la adquisición de dominio minero, se
observa la misma agresividad. Las últimas rondas
de licitación en Libia, Nigeria, Argelia o Mar del
Norte han tenido un éxito considerable con muy
buenas ofertas.
Cabría también citar otra corriente para la sustitu-
ción de reservas dentro de las compañías que se
centra en la exploración y producción de recursos
no convencionales. Este sería el caso de la nueva
estrategia de Anadarko o de Encana con el tight
gas estadounidense.
Por lo que se refiere al desarrollo de grandes pro-
yectos todo hace prever que la inversión va a con-
tinuar muy focalizada en aguas profundas y zonas
árticas situándose en países como Angola (Chevron
y BP), Nigeria (Shell), Trinidad (BP), Guinea
Ecuatorial (Marathon), Rusia (Exxon y Shell en
Sakhalin y Total en Shtokman), los estados ex
–Soviéticos como Kazakhstán (Eni en el Caspio) o
el Golfo de Méjico (Chevron, Total, BP).
1.1.2. Tendencias generales del sector del
petróleo en el mundo
A lo largo de este capítulo se analizará la evolu-
ción de las principales variables del sector petro-
lero internacional a lo largo de 2005, año marcado
una vez más por unos altos precios del crudo, que
se han visto afectados tanto por acontecimientos
geopolíticos como por factores meteorológicos, en
un entorno de menor crecimiento de la demanda
de crudo.
Tradicionalmente, una de las variables objeto de
seguimiento por los analistas internacionales del
sector que en estos últimos años está adquiriendo
un mayor protagonismo es la evolución de la capa-
cidad máxima de producción mundial de crudo en
relación con la oferta real, esto es, la capacidad
excedentaria disponible. En lo que se refiere al
grupo de países pertenecientes a la OPEP (Organi-
zación de Países Exportadores de Petróleo), en los
últimos 20 años su capacidad excedentaria ha dis-
minuido de forma acusada, evolucionando desde
un máximo de 10 MBbl/día registrados en 1995
hasta cerca de 3 MBbl/día en 2005, lo que viene
incidiendo de forma significativa en el incremento
de las tensiones de precio en los mercados interna-
cionales de crudo.
Sin embargo, diversos analistas del sector apuntan
hacia una incremento de la capacidad de produc-
ción mundial de crudo en casi 5 MBbl/día a partir
de 2006, derivada de la puesta en marcha de casi
40 nuevos proyectos, tanto en el área de la OPEP
como, muy especialmente, en el grupo de países
productores no pertenecientes al cártel, que apor-
tarían aproximadamente el 70% de este incre-
mento.
Concretamente, en lo que se refiere al área no
OPEP, a lo largo del próximo año se espera la
puesta en marcha de 27 proyectos que, una vez
alcanzado el pico de producción, se espera aporten
176
Petr
óle
o
al mercado aproximadamente 3,5 MBbl/día. Africa
y la Antigua Unión Soviética serán las áreas de
mayor crecimiento de la zona.
Por otro lado, la mayoría de los proyectos previs-
tos en la OPEP se desarrollarán en el Golfo Pér-
sico (principalmente en Arabia Saudí y Emiratos
Árabes Unidos) y Nigeria, y su puesta en marcha
conllevará una mayor oferta de crudos ligeros en
el mercado. Concretamente, en Arabia Saudí está
prevista la puesta en marcha de la tercera fase del
proyecto Haradh III, que alcanzará su pico de
producción (300.000 Bbl/d) a mediados de 2006.
En Nigeria es destacable el proyecto Bonga, que
aportará al mercado 225.000 Bbls. En conjunto,
se espera que los 10 proyectos previstos aporten
al mercado 1,4 MBbl/día adicionales de crudo.
1.2. Oferta y demanda mundial de crudo
Crecimiento moderado de la demanda mundial
de crudo en 2005
La demanda mundial de crudo aumentó un 1,4%
en 2005 al alcanzar los 83,3 millones de Bbl/día,
frente a 82,2 millones de Bbl/día de 2004. Este
incremento anual de 1.100000 Bbl/día es inferior
al registrado en años precedentes (3.000.000
Bbl/día entre 2003 y 2004 y 1.500.000 Bbl/día
entre 2002 y 2003).
Como se observa en el gráfico 1.2.1., al igual que
en los años precedentes hay que destacar el gran
incremento experimentado por la demanda de
crudo en países no pertenecientes a la OCDE. Así,
mientras que la demanda de crudo de la OCDE
177
Petr
óle
o
OCDE No OCDE
1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 19920
10
20
30
40
50
60
70
80
41,5 41,9 42,8 43,2 44,3 44,8 45,9 46,7 46,9 47,8 47,9 48,0 48,0 48,6
24,9 25,0 24,6 24,4 24,1 25,1 25,9 26,9 27,3 28,0 28,6 29,1 29,7 30,6
49,6
2004 2005
49,5
32,7 33,6
Gráfico 1.2.1. Evolución anual de la demanda mundial de crudo 1990-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía y Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
aumentó un 0,2% (100.000 Bbl/día) entre 2004 y
2005, el grupo de países no pertenecientes a la
OCDE incrementó sus necesidades en 900.000
Bbl/día, +2,7% respecto a 2004, de los que
200.000 Bbl/día fueron aportados por la República
Popular China y 300.000 Bbl/día por el conjunto
de países de Oriente Medio.
Asimismo se observa que la aportación de la
OCDE a la demanda mundial de crudo es cada vez
178
Petr
óle
o
1T 2T 3T 4T
85
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83
82
81
80
79
78
77
76
2003 2004 2005
Gráfico 1.2.2. Evolución trimestral de la demanda mundial de crudo 2003-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992
85
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75
70
65
60
55
Oferta mundial de crudo Promedio de la oferta en 1995-2005
2004 2005
Gráfico 1.2.3. Evolución anual de la oferta mundial de crudo 1990-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Incluye crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y CNE.
menor, pasando del 62,2% en 2001 al 59,5% en
2005, de modo que, de los 83,3 millones de
Bbl/día que se registraron como promedio de
demanda en 2005, 49,6 millones de Bbl/día corres-
pondieron a la OCDE.
El gráfico 1.2.2. representa la demanda mundial de
crudo por trimestres en los últimos tres años, obser-
vándose que, debido a su estacionalidad, la
demanda se comporta de la misma forma cada año:
desciende en el segundo trimestre y se va recupe-
rando a partir de entonces hasta final de año.
Como se observa en el gráfico 1.2.2., en la primera
mitad del año la demanda mundial de crudo se
redujo, situándose en 82,0 MBbl/día en el segundo
trimestre de 2005. Durante la segunda mitad del
año la demanda se recuperó estacionalmente hasta
alcanzar 83,9 millones de Bbl/día en el cuarto tri-
mestre.
Crecimiento de la oferta mundial de crudo en
2005
En 2005 la oferta mundial de crudo aumentó en pro-
medio en 1.000.000 Bbl/día respecto a 2004, que
correspondieron íntegramente a una mayor produc-
ción por parte de la OPEC. La producción media de
crudo en el mundo en 2005 se situó en 84,1 millo-
nes de Bbl/día, valor máximo alcanzado en los últi-
mos años y un 1,2% superior al año anterior.
En el gráfico 1.2.4. se muestra la producción trimes-
tral de crudo en los últimos tres años, cuya evolución
ha sido ligeramente alcista, hasta alcanzar 84,2
millones de Bbl/día en el cuarto trimestre de 2005.
179
Petr
óle
o
Mill
ones
de
Bbl/
día
Oferta mundial de crudo Precio Dated Brent
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US$/Bbl
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151T05 2T05 3T05 4T051T03 2T03 3T03 4T03 1T04 2T04 3T04 4T04
Gráfico 1.2.4. Evolución trimestral de la oferta mundial de crudo 2003-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día y US$/Bbl
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006, Platt’s y CNE.
Producción mundial de crudo superior a la
demanda en 2005
En promedio, durante 2005 la oferta superó a la
demanda mundial de crudo en 800.000 bbl/día,
con una demanda media de 83,3 millones de
Bbl/día, frente a una producción media de 84,1
millones de Bbl/día. El gráfico 1.2.5., muestra la
evolución del diferencial producción-demanda en
los últimos 3 años.
Mayor peso de la OPEC en 2005
En 1998 se inició una tendencia decreciente del
porcentaje de aportación del cártel a la oferta mun-
dial de crudo, dado el mayor protagonismo adqui-
rido por otros países productores no miembros de
la organización, principalmente Rusia. Sin
embargo, en 2003 se produjo un cambio de ten-
dencia que se ha confirmado en 2005. En prome-
dio, la OPEC produjo en 2005 el 40,42% de la
oferta mundial de crudo, frente al 39,71% del año
anterior, como se observa en el gráfico 1.2.6.
Incremento de la cuota oficial de la OPEC
en 2005
En su primera reunión del año, celebrada el 30 de
enero en Viena, la OPEC decidió mantener la
cuota oficial en 27,0 MBbl/d. Sin embargo, dada la
escalada en los precios del crudo, en las dos
siguientes reuniones del año, celebradas el 16 de
marzo y 16 de junio, la Organización acordó sen-
dos incrementos de 0,5 MBbl/d, aplicables a partir
del 1 de abril y 1 de julio respectivamente, para
situar su cuota oficial en 28,0 MBbl/d.
Únicamente en su reunión del 19 de septiembre la
Organización acordó suspender temporalmente
(entre el 1 de octubre de 2005 y 1 de enero de
2006) el cumplimiento del sistema de cuotas, a la
vista de la situación del mercado tras el paso del
180
Petr
óle
o
87
85
83
81
79
77
75
73
Mill
ones
Bbl
/día
1,04
1,02
1,00
0,98
0,96
Rati
o
Ratio producción/demanda Demanda Producción
1T03 2T03 3T03 4T03 1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05
Gráfico 1.2.5. Producción vs. demanda mundial de crudo 2003-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día, excepto ratio
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y CNE.
huracán Katrina. El 12 de diciembre el cártel deci-
dió que reanudaría su cuota de 28,0 MBbl/d en
enero de 2006, tal como había previsto.
En el cuadro 1.2.1. se detallan las reuniones man-
tenidas por la organización durante 2005 junto con
las decisiones adoptadas en cuanto a producción.
Gran incremento del precio de la cesta OPEC
En 2005, como es habitual, el precio de la cesta
OPEC se comportó en línea con los mercados de
crudo, situándose en media en 50,71 US$/Bbl, lo
que representa un incremento del 41,0% respecto
al año anterior. Hay que destacar que desde fina-
181
Petr
óle
o
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Mill
ones
Bbl
/día
42
40
38
36
34
32
30
% c
uota
OPE
P
Cuota de la OPEPNo OPEP OPEP
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 1.2.6. Evolución de la cuota de mercado de la OPEP 1990-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día, excepto cuota en %
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y CNE.
Cuota oficial OPEP 10Fecha reunión Actuación Inicio actuación (millones Bbl/día)
10-dic-04 Mantenimiento cuota — 27
30-ene-05 Mantenimiento cuota — 27
16-mar-05 Incremento 0,5 MBbl/d 01-abr-05 27,5
16-jun-05 Incremento 0,5 MBbl/d 01-jul-05 28
12-dic-05 Mantenimiento cuota — 28
Fuente: CNE.
Cuadro 1.2.1. Decisiones de la OPEP en 2005
les de 2003 el precio de la cesta OPEC se ha
mantenido de forma continuada por encima de
los 28 US$/Bbl, límite superior de la banda de
fluctuación de precios fijada por la Organización
(22-28 US$/Bbl) en su reunión del 9 de marzo de
2000, en un intento de moderar el imparable
aumento del precio del crudo de aquellos días.
La OPEC ha mantenido la mencionada banda
objetivo de precios durante casi cinco años, que-
dando la misma oficialmente suspendida tras la
reunión del cártel del 30 de enero de 2006 en
Viena.
En la reunión del cártel del 15 de junio en Viena se
aprobó un nuevo mecanismo de cálculo de la cesta
que consiste en una media ponderada, en base a
volumen de exportaciones, de 11 tipos de crudo
representativos de todos los países de la OPEC y
que resulta en una referencia de crudo más pesado
y con mayor contenido de azufre que la utilizada
anteriormente.
Incumplimiento de la cuota oficial de la OPEC
Durante la mayor parte del año, como se observa en
el gráfico 1.2.8., la OPEC (excluido Irak) sobrepasó
ligeramente sus cuotas oficiales de producción. Tal
como se explicará en el siguiente apartado, el cártel
ha visto reducida su capacidad excedentaria en 2005
por segundo año consecutivo.
Continúa la disminución de la capacidad
excedentaria de la OPEP en 2005
Durante 2005 la capacidad excedentaria de los paí-
ses miembros de la OPEP se redujo en más de un
15% respecto al año anterior, alcanzando 2,7
millones de Bbl/día, frente a 3,2 millones de
Bbl/día del año anterior y 7,3 MBbl/día en 2003.
Del cuadro 1.2.2. se deduce que los países con
mayor capacidad de producción excedentaria en el
seno de la OPEC, durante los últimos años, han
182
Petr
óle
o
65
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45
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25
20Ene-05 Dic-05Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05
Gráfico 1.2.7. Precio diario de la cesta de la OPEP 2005
Datos en US$/Bbl
Fuente: Platt’s y CNE.
183
Petr
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o
29
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Ene-
01
Mar
-01
May
-01
Jul-
01
Sep-
01
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01
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02
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-02
May
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Jul-
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02
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03
Mar
-03
May
-03
Jul-
03
Sep-
03
Nov-
03
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Mar
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May
-04
Jul-
04
Sep-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep-
05
Nov-
05
Producción Cuota oficial
Gráfico 1.2.8. Cumplimiento de las cuotas de la OPEP 10 entre 2001 y 2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) No se considera a Irak, sujeto hasta mayo de 2003 al programa “Oil for Food”, ni la zona neutra. Se excluye GNL y crudoprocedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y Lehman Brothers.
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Arabia Saudí 1,9 1,6 1,6 2,7 2,2 2,5 3,1 1,5 1,3
Irán 0,0 0,1 0,0 0,2 0,1 0,1 0,5 0,1 0,2
Irak 1,4 0,9 0,1 0,2 0,3 0,6 0,8 0,7 0,7
EAU 0,1 0,1 0,2 0,4 0,2 0,3 0,5 0,1 0,1
Kuwait 0,2 0,2 0,2 0,5 0,3 0,7 0,9 0,3 0,4
Qatar 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0
Nigeria 0,1 0,0 0,2 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1
Libia 0,0 0,0 –0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,0 0,0
Argelia 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0
Venezuela 0,0 0,0 0,5 0,7 0,1 0,2 0,6 0,2 0,0
Indonesia 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,0
Total OPEP 3,8 2,9 2,8 5,5 4,0 5,1 7,3 3,2 2,7
(1) No se considera la zona neutra.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006, Deutsche Bank, Lehman Brothers
y CNE.
Cuadro 1.2.2. Capacidad excedentaria de la OPEP 1997-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día
sido Arabia Saudí e Irak, mientras que otros, como
Libia, Qatar, Argelia e Indonesia producen tradi-
cionalmente casi a máxima capacidad.
Este hecho es ilustrativo de los distintos intereses
internos que tienen los países pertenecientes a la
organización. Es evidente que el poder de negocia-
ción de Arabia Saudí, líder en volumen de produc-
ción y capacidad excedentaria, es el mayor en el
seno de la OPEC. No obstante, hay que destacar
que en los últimos años la capacidad excedentaria
de este país se ha reducido significativamente,
ascendiendo en 2005 a tan solo a 1,3 MBbl/día,
mínimo de los últimos 10 años.
La producción de Venezuela aumenta
ligeramente en 2005
Hasta los primeros meses de 2003 Venezuela era el
miembro de la OPEC que más había respetado sus
cuotas oficiales de producción, como se observa
en el gráfico 1.2.9.
Sin embargo, hay que destacar que en los dos últi-
mos años la producción media del país ha quedado
significativamente por debajo de su cuota asig-
nada: en 2004 la producción media anual ascendió
a 2,59 M Bbl/d frente a una cuota media de 2,89
MBbl/d y en 2005 la oferta del país se situó en
2,71 MBbl/d frente a una cuota oficial media de
3,18 MBbl/d.
Papel creciente de los países productores
independientes
Un aspecto destacable en los últimos años es la
importancia creciente que han adquirido en la
oferta mundial de crudo los denominados “países
productores independientes” (no miembros de
OPEC). El gráfico 1.2.10. ilustra este hecho: de
184
Petr
óle
o
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Ene-
02
Mar
-02
May
-02
Jul-
02
Sep-
02
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02
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03
Mar
-03
May
-03
Jul-
03
Sep-
03
Nov-
03
Ene-
04
Mar
-04
May
-04
Jul-
04
Sep-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep-
05
Nov-
05
Producción Cuota oficial
Gráfico 1.2.9. Producción de crudo en Venezuela 2002-2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006.
185
Petr
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o
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
No miembros de la OPEP Miembros de la OPEP
Rusi
a
A. S
audí
EE.U
U.
Irán
Chin
a
Méx
ico
Vene
zuel
a
Noru
ega
EAU
Nige
ria
Kuw
ait
Irak
Cana
dá
Libi
a
Bras
il
Gráfico 1.2.10. Ranking mayores productores mundiales de crudo 2005 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluyen GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y CNE.
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8
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6
5
Ene-
99
Abr-
99
Jul-
99
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99
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
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01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
Jul-
05
Oct-
05
Arabia SaudíRusia
Gráfico 1.2.11. Producción de crudo Rusia vs. Arabia Saudí desde 1999 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006.
los 10 primeros productores mundiales de crudo, 5
son independientes.
Dentro del grupo de los 10 primeros productores
mundiales de crudo, hay que destacar el caso de
Rusia, que desde mediados del 2003 ha desbancado
a Arabia Saudí como primer productor mundial de
crudo. En promedio en 2005 Rusia produjo 100.000
Bbl/día más que Arabia Saudí. El gráfico 1.2.11.
muestra la evolución de la producción rusa frente a
la de Arabia Saudí en los últimos seis años.
1.3. Demanda mundial de productospetrolíferos
Aumenta ligeramente la demanda OCDE de
productos petrolíferos
En este apartado se analizan los datos correspon-
dientes a los países de la OCDE, cuya importancia
en cuanto a consumo es representativa de la ten-
dencia mundial.
El aumento del 0,28% en la demanda de crudo de
la OCDE entre 2004 y 2005 se tradujo en un
aumento porcentual idéntico en la demanda de
productos petrolíferos, que en 2005 ascendió en
promedio a 49,63 millones de Bbl/día, frente a
49,49 millones de Bbl/día de 2004. En el gráfico
1.3.1. se detalla la evolución de la demanda de pro-
ductos petrolíferos desglosada por áreas geográfi-
cas de la OCDE en los últimos diez años.
Este ligero aumento de la demanda OCDE de pro-
ductos petrolíferos durante 2005 (14.000 Bbl/día)
fue debida al incremento registrado en el área OCDE
Pacífico (10.000 Bbl/día), seguido del área OCDE
América del Norte (9.000 Bbl/día). Sin embargo, el
consumo medio de productos petrolíferos en el área
OCDE Europa disminuyó en 4.000 Bbl/día.
186
Petr
óle
o
60
50
40
30
20
10
0
OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico
20041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005
22,2
14,9
8,7
22,7
15,1
8,9
23,1
15,4
8,4
23,8
15,3
8,7
24,1
15,2
8,7
24,0
15,3
8,6
24,1
15,3
8,6
24,5
15,4
8,7
25,3
15,6
8,5
25,4
15,6
8,6
Gráfico 1.3.1. Evolución anual demanda productos OCDE 1996-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
De las tres áreas en las que se desglosa la OCDE,
hay que destacar que, como viene siendo habitual,
en 2005 a América del Norte le correspondió la
mayor demanda, más del 51% del total, seguida de
Europa (32%) y la zona del Pacífico (17%).
Gasolinas y gasóleos, productos más
demandados
En cuanto a la evolución de la demanda OCDE por
tipos de producto, cabe resaltar que en 2005 los
productos más consumidos fueron las gasolinas
(14,87 millones de Bbl/día) y los gasóleos (13,03
millones de Bbl/día), seguidos del GLP (4,96
millones de Bbl/día) y del fuelóleo (4,69 millones
de Bbl/día). En el gráfico 1.3.2. se representa el
peso específico de los distintos productos petrolí-
feros en el total de la demanda OCDE en 2005.
El gráfico 1.3.3. muestra la demanda de los princi-
pales productos por áreas geográficas durante
2005. Mientras que América del Norte es líder en
consumo de gasolinas, GLP y jet, Europa es el
mayor consumidor de gasóleos y fuelóleos.
Del gráfico 1.3.4., que muestra la evolución de la
demanda anual OCDE de los distintos tipos de
productos petrolíferos en los últimos diez años, se
obtienen las siguientes conclusiones:
• En 2005 continúa la tendencia creciente del con-
sumo de gasóleo derivada de la “dieselización”
del parque automovilístico europeo.
• Ralentización en el consumo de gasolinas.
• Recuperación del consumo de jet los dos últimos
años, tras la disminución experimentada tras los
acontecimientos del 11 de septiembre de 2001.
Marcada estacionalidad en el consumo de
productos petrolíferos
Analizando la demanda trimestral de cada uno de
los distintos productos en los países de la OCDE se
observa una marcada estacionalidad en los patro-
nes de consumo, hecho que refleja el comporta-
miento cíclico que los mercados de derivados
muestran para todas sus variables. A continuación
se analiza la estacionalidad de los principales pro-
ductos petrolíferos en los últimos tres años.
187
Petr
óle
o
Fuelóleo9,2%
Otros productos10,1%
Gasóleo26,3%
GLP9,5%
Nafta6,5%
Gasolina30,0%
Jet/Queroseno8,5%
Gráfico 1.3.2. Demanda de la OCDE de productos petrolíferos en 2005. Datos en %
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
188
Petr
óle
o
Gasolina
OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico
Gasóleo Jet/Queroseno Fuelóleo GLP
38,9%45,7%
34,6%
59,5%
17,8%
46,7% 29,4%42,6%
21,3%
10,8% 14,4%24,9% 22,9%
19,2%
71,4%
Gráfico 1.3.3. Desglose de la demanda de productos de la OCDE en 2005 por zonas
Datos en % sobre el total
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
60
50
40
30
20
10
0
Gasóleo JetGasolina Fuelóleo GLP Otros productos
20041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003
Gráfico 1.3.4. Evolución anual de la demanda de la OCDE por productos 1996-2005
Datos en millones de Bbl/día
Nota: Otros productos incluye nafta y otros productos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
Gasolinas
El consumo de gasolinas sigue siempre el mismo
comportamiento a lo largo del año, tal como se mues-
tra en el gráfico 1.3.5.: tras registrarse el mínimo
anual en el primer trimestre, durante el segundo y ter-
cero el consumo crece hasta alcanzar el máximo
anual, para posteriormente descender durante el
cuarto trimestre. Este patrón de comportamiento res-
ponde a que, en el grueso de países desarrollados, el
pico de demanda de gasolina se produce en el
periodo vacacional, que coincide con el verano.
Gasóleos
El gráfico 1.3.6. muestra el comportamiento esta-
cional del consumo de gasóleo, registrándose los
máximos en el invierno (primer y último trimestre)
189
Petr
óle
o
15,5
15,2
14,9
14,6
14,3
14,01T 2T 3T 4T
2003 2004 2005
Gráfico 1.3.5. Evolución trimestral demanda OCDE de gasolina 2003-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
13,6
13,2
12,8
12,4
12,0
11,61T 2T 3T 4T
2003 2004 2005
Gráfico 1.3.6. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de gasóleo 2003-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
y los mínimos durante el verano. Esta evolución se
debe a que el gasóleo es uno de los principales
combustibles de calefacción en el hemisferio
norte, cuya demanda se concentra en los meses
con menores temperaturas.
Jet
El gráfico 1.3.7. muestra que el consumo de jet
sigue el mismo esquema que en años anteriores,
registrándose el máximo en el primer trimestre,
valores mínimos en el segundo y tercer trimestre y
recuperación a finales de año.
GLP
El consumo de GLP muestra la tendencia estacio-
nal que se ilustra en el gráfico 1.3.8.: máximo
anual en el primer trimestre, descenso progresivo
en el segundo, mantenimiento de los volúmenes de
consumo en el tercero y crecimiento en el cuarto.
Esta evolución responde a las mismas razones que
el consumo de gasóleo, que también registra los
picos de consumo en invierno.
Importancia creciente de la demanda de
productos petrolíferos NO OCDE
Como se ha comentado anteriormente, la aporta-
ción del grupo de países pertenecientes a la OCDE
a la demanda mundial de crudo y productos petro-
líferos es cada vez menor, dado el gran incremento
que está experimentando el consumo en los países
no pertenecientes a la OCDE, especialmente en
China y La India. Así, la demanda NO OCDE
aumentó su peso respecto al total mundial desde el
36% registrado en 1996 hasta casi el 40% de 2005,
alcanzando 33,6 millones de Bbl/día.
En el gráfico 1.3.9. se muestra la evolución de la
demanda de productos petrolíferos NO OCDE en
los últimos diez años, desglosando los tres mayo-
res países consumidores del área: China, Antigua
Unión Soviética y La India.
190
Petr
óle
o
4,7
4,5
4,3
4,1
3,9
3,7
3,51T 2T 3T 4T
2003 2004 2005
Gráfico 1.3.7. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de jet 2003-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
Hay que destacar el gran incremento experimentado
por la demanda china en los últimos años, alcan-
zando los 6,6 millones de Bbl/día en 2005. El
segundo consumidor por orden de importancia es la
Antigua Unión Soviética, cuya demanda en 2005 se
situó en 3,8 millones de Bbl/día. Por último hay que
destacar el caso de La India, cuya demanda en 2005
ascendió a 2,6 millones de Bbl/día.
191
Petr
óle
o
5,6
5,4
5,2
5,0
4,8
4,6
4,4
4,21T 2T 3T 4T
2003 2004 2005
Gráfico 1.3.8. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de GLP 2003-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
30
20
10
020041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005
FSUChina OtrosIndia
3,6
4,0
1,8
16,6
3,9
3,8
1,9
17,2
4,1
3,7
2,0
17,5
4,3
3,6
2,5
17,9
4,6
3,7
2,3
18,0
4,7
3,7
2,3
18,5
5,0
3,5
2,4
18,8
5,6
3,6
2,5
18,9
6,4
3,8
2,6
19,9
6,6
3,8
2,6
20,6
Gráfico 1.3.9. Evolución anual de la demanda de productos NO OCDE 1996-2005
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
1.4. Stocks mundiales de crudo y productospetrolíferos
Stocks totales de crudo en la OCDE superiores
a los del año anterior
El nivel de stocks viene determinado habitualmente
por dos factores, la evolución del precio del crudo y
la de su demanda. Así, una demanda débil suele ir
asociada a un aumento de inventarios, mientras que
los periodos de bajos precios del crudo suelen
incentivar la acumulación de stocks y viceversa.
El gráfico 1.4.1. muestra la evolución de los stocks
de crudo (industriales y estratégicos) en la OCDE
durante los últimos cinco años. En 2005 la tenden-
cia general ha sido creciente, alcanzándose a finales
de año niveles cercanos a 2.170 millones de Bbl.
Hay que señalar la gran importancia relativa que
tiene el volumen de stocks de crudo de Estados
Unidos al representar aproximadamente el 45%
del total de la OCDE, tal como se desprende del
gráfico 1.4.2.
En el gráfico 1.4.3. se detalla la evolución mensual
del volumen de reservas de crudo de Estados Uni-
dos en los dos últimos años.
La tendencia general de los stocks de crudo en
EE.UU. a lo largo de 2005 fue creciente. El año
cerró con unos inventarios totales de 1.006 millo-
nes de Bbl frente a los 962 registrados al cierre del
ejercicio anterior, lo que representa un incremento
del 4,6%.
192
Petr
óle
o
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
Mill
ones
de
Bbl
60
50
40
30
20
10
US$
/Bbl
1T01
2T01
3T01
4T01
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
Stocks de crudo en la OCDE Dated Brent
Gráfico 1.4.1. Stocks de crudo en la OCDE 2000-2004 vs. Brent (1)
Datos en millones de Bbl y US$/Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006 y Platt´s.
193
Petr
óle
o
2.400
2.100
1.800
1.500
1.200
900
600
300
EE.UU. OCDE
1T01
2T01
3T01
4T01
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
Gráfico 1.4.2. Stocks de crudo en OCDE y EE.UU. 2001-2005 (1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006 y Energy Information AdministrationEE.UU.
1.040
1.020
1.000
980
960
940
920
900Febrero
2004 2005
Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Gráfico 1.4.3. Stocks de crudo en Estados Unidos 2004-2005 (1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
Petr
óle
o
194
Aumentan los stocks de productos petrolíferos
en la OCDE
Los stocks de productos petrolíferos siguen el
mismo patrón de comportamiento que los stocks
de crudo, pero con cierto decalaje. En el gráfico
1.4.4. se muestra la evolución de los stocks de pro-
ductos de la OCDE desde 2001.
Durante la mayor parte del año los stocks de pro-
ductos petrolíferos de la OCDE se mantuvieron en
niveles superiores a los registrados el año anterior,
exceptuando el último trimestre del año. 2005
cerró con unos inventarios de 1.626 MBbl, lo que
representa un incremento del 1,7% respecto a
diciembre de 2004.
Una vez más merece la pena considerar a Estados
Unidos por separado, dada la gran importancia
relativa que tiene el volumen de sus stocks de pro-
ductos, que representan en media el 45% del total
de la OCDE. Este hecho queda reflejado en el grá-
fico 1.4.5.
En el gráfico 1.4.6. se detalla la evolución mensual
del volumen de inventarios de productos de Esta-
dos Unidos en los dos últimos años, donde se
observa que en 2005 estos se han situado por
encima de los valores de 2004 durante la mayor
parte del ejercicio.
Se mantiene el volumen de stocks en términos
de días de demanda
Un segundo enfoque para el análisis de la evolución
de los niveles de stocks es determinar su equivalen-
cia en días de demanda, tal como se muestra en el
gráfico 1.4.7. Para la realización de este análisis se
ha tomado como base la relación entre el volumen de
stocks totales de la OCDE al cierre de cada trimes-
tre, considerando crudo más productos, con el pro-
medio de la demanda diaria del trimestre siguiente.
1.750
1.700
1.650
1.600
1.550
1.500
1.450
1T01
2T01
3T01
4T01
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
Gráfico 1.4.4. Stocks de productos OCDE 2001-2005 (1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.
195
Petr
óle
o
Febrero
2004 2005
Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
760
740
720
700
680
660
640
620
600
580
Gráfico 1.4.6. Stocks de productos en Estados Unidos 2004-2005 (1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos
Fuente: Energy Information Administration EE.UU.
1.800
1.500
1.200
900
600
300
1T01
2T01
3T01
4T01
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
0T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
OCDE EE.UU.
Gráfico 1.4.5. Stocks de productos en OCDE y EE.UU. 2001-2005 (1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006, y Energy Information
Administration de Estados Unidos.
Durante 2005 los stocks de la OCDE fueron capa-
ces de cubrir aproximadamente 82 días de
demanda, 2 días más que en 2004. El año se cerró
con unos stocks equivalentes a 80 días de
demanda.
1.5. Principales variables de los mercadosenergéticos internacionales
Tendencia alcista de precios del crudo en 2005
En 2005 la cotización promedio del crudo se situó
en 54,50 US$/Bbl, un 42,6% superior a la regis-
trada el año anterior y por encima de la media de
los últimos 5 años.
Durante la mayor parte del año el precio del crudo
mantuvo una tendencia alcista. En la primera
mitad de 2005 ésta vino motivada por las dudas del
mercado sobre las decisiones de la OPEC en lo
referente sus cuotas oficiales y sobre su capacidad
para satisfacer la fuerte demanda esperada de
crudo. A ello se unió la situación de incertidumbre
en el panorama político internacional sobre la
nueva política energética iraní tras las elecciones
celebradas en este país.
Durante la mayor parte del tercer trimestre el
crudo mantuvo esta tendencia alcista, acentuada en
los últimos días de agosto y primeros de septiem-
bre tras el paso de los huracanes Katrina y Rita por
el Golfo de México y Sur de Estados Unidos, lle-
gando incluso a paralizarse la producción de crudo
y operaciones de refino y logística de toda la zona
afectada.
Únicamente en el último trimestre del año se pro-
dujo una moderación de los precios del crudo,
impulsada por noticias que apuntaban a una ralen-
tización en la tasa de crecimiento de la demanda.
196
Petr
óle
o
85
84
83
82
81
80
79
78
77
76
1T01
2T01
3T01
4T01
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
Gráfico 1.4.7. Stocks totales (crudo + productos) de la OCDE en días de demanda (1)
Datos en días de demanda
(1) Se considera GNL, stocks de refinería, aditivos/oxigenados y otros hidrocarburos, así como stocks industriales y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006 y CNE.
En el gráfico 1.5.2. se muestra la evolución del
precio del Brent en media mensual a lo largo de los
dos últimos años.
Mercados de futuros de Brent en “contango”
A diferencia de lo ocurrido los dos años anteriores,
en 2005 el mercado se mantuvo en situación de
“contango” (futuro superior al spot), situándose el
diferencial medio IPE-Dated Brent en 0,69
US$/Bbl, frente a -0,23 US$/Bbl en 2004.
Se reduce el diferencial medio WTI - Brent
En 2005 el diferencial medio WTI-Brent se situó
en 2,07 US$/Bbl, lo que significa una disminución
del 35,36% respecto al año anterior.
Entre enero y agosto de 2005 el diferencial WTI-
Brent mantuvo en general la tendencia bajista ini-
ciada el año anterior, especialmente durante primer
trimestre del año, en el que la fuerte bajada de tem-
peraturas en Europa provocó que la cotización del
Brent (crudo de referencia en Europa) aumentara
en mayor proporción que la del WTI (crudo de
referencia en Estados Unidos), provocando la
correspondiente caída del diferencial.
Sin embargo, entre septiembre y noviembre el
diferencial mantuvo una tendencia fuertemente
alcista, impulsado tras los efectos de los huracanes
Katrina y Rita en las zonas productoras de crudo
del Golfo de Méjico.
En diciembre el diferencial de referencia se redujo
en más de un 20% respecto al mes anterior, situán-
dose la media en 2,45 US$/Bbl.
197
Petr
óle
o
686562595653504744413835322926
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Gráfico 1.5.1. Precio spot Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Cotizaciones diarias medias
Fuente: Platt’s.
198
Petr
óle
o
62
58
54
50
46
42
38
34
30
26
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.2. Media mensual precio spot Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias medias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, mismacotización del día anterior).
Fuente: CNE.
63
60
57
54
51
48
45
42Feb-05Ene-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
IPE Brent 1 mes Brent Dated
Gráfico 1.5.3. Evolución del futuro Brent IPE un mes y Brent Dated. 2005 (1) (2)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).
(2) Cotizaciones diarias medias para el Brent Dated y cotizaciones diarias al cierre para el IPE-Brent un mes.
Fuente: CNE.
El diferencial crudos ligeros – pesados
aumenta respecto a 2004
El gráfico 1.5.5. muestra la evolución del diferencial
entre el crudo Brent (38,5 ºAPI) y el crudo Dubai
(30,7 ºAPI), cuyo diferencial medio en 2005 se situó
en 5,08 US$/Bbl, frente a 4,57 US$/Bbl en 2004.
Precios de los productos petrolíferos en
Europa al alza
En 2005 el comportamiento de los precios de refe-
rencia de los productos petrolíferos europeos fue
similar al del Brent, tal como se observa en el grá-
fico 1.5.6. En la primera mitad del año, además de
las causas que motivaron el aumento de la cotiza-
ción del crudo, en el caso de la gasolina y del gasó-
leo se sumaron los efectos derivados del cambio de
especificaciones producido en la UE desde el 1 de
enero, habiéndose reducido el contenido permitido
de azufre a 50 ppm. Además, una intensa ola de
frío en el hemisferio norte impulsó al alza el pre-
cio del gasóleo.
En el tercer trimestre de 2005 todas las cotizacio-
nes de los productos prosiguieron con su tenden-
cia alcista. Especialmente destacable es el caso de
la gasolina sin plomo, cuya cotización se vio
impulsada por la incertidumbre sobre el abasteci-
miento de este producto al mercado norteameri-
cano tras el paso del huracán Katrina. Esta ten-
dencia alcista se rompió en los últimos meses del
año. Las cotizaciones de todos los productos de
referencia experimentaron descensos en el último
trimestre del año.
En 2005 las cotizaciones de los productos de refe-
rencia europeos se mantuvieron en media por
encima de los valores registrados el año anterior.
Las cotizaciones medias se situaron en 527,02
199
Petr
óle
o
6
5
4
3
2
1
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.4. Media mensual del diferencial WTI-Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).
Fuente: CNE.
200
Petr
óle
o
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
Ene-
03
Feb-
03
Mar
-03
Abr-
03
May
-03
Jun-
03
Jul-
03
Ago-
03
Sep-
03
Oct-
03
Nov-
03
Dic-
03
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Gráfico 1.5.5. Diferencial medio mensual del Brent Dated-Dubai. 2003-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de diferenciales diarios según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización deldía anterior).
Fuente: CNE.
875
775
675
575
475
375
275
175
75
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Brent Dated Premium Unleaded EN590 Fuel 1 %S
120,00
110,00
100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
Gráfico 1.5.6. Cotizaciones diarias de referencias de los productos petrolíferos en la zona mediterránea.
2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Cotizaciones diarias medias CIF Cargoes para la gasolina sin plomo («Premium Unleaded» en 2004 y «Premium Unleaded 50ppm»en 2005) y el gasóleo de automoción («EN590» en 2004 y «ULSD 50 ppm» en 2005) y FOB Cargoes para el fuelóleo (Fuel 1%S)
Fuente: Platt´s.
US$/Tm, 552,13 US$/Tm y 259,95 US$/Tm para
la gasolina sin plomo, el gasóleo y el fuelóleo res-
pectivamente, lo que representa un aumento del
31,7%, 46,9% y 51,1% respecto al año anterior.
A continuación se muestra la evolución mensual
en 2004 y 2005 de las cotizaciones de referencia
para los principales productos petrolíferos en
Europa, incluyendo gasolina (gráfico 1.5.7.), gasó-
201
Petr
óle
o
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.7. Media mensual referencia gasolina sin plomo zona mediterráneo 2004-2005 (1)
Datos en US$/TM
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias de la Premiun Unleaded CIF Cargoes en 2004 y Premiun Unleaded 50ppm CIF Cargoes en 2005 según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)
Fuente: CNE.
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.8. Media mensual de referencia del gasóleo de automoción en la zona mediterránea.
2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del gasóleo EN590 CIF Cargoes en 2004 y ULSD 50 ppm CIF MED en 2005según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)
Fuente: CNE.
202
Petr
óle
o
350
300
250
200
150
100
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.9. Media mensual referencia fuelóleo zona mediterráneo 2004-2005 (1)
Datos en US$/Tm
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del fuelóleo 1%S (bajo contenido en azufre) FOB Cargoes segúncriterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior).
Fuente: CNE.
600
550
500
450
400
350
300
250
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.10. Media mensual del precio del propano de referencia. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Tm
(1) Se ha tomado como referencia la cotización “Propane FOB Posting Contract BP North Sea Platt´s”
Fuente: CNE.
leo (gráfico 1.5.8.), fuelóleo (gráfico 1.5.9.) y
principales componentes del GLP (gráficos
1.5.10.y 1.5.11.).
Desigual comportamiento de los diferenciales
de precios de productos petrolíferos
vs. Brent
El comportamiento de los diferenciales vs. Brent
de gasolina y gasóleo viene condicionado por la
estacionalidad de la demanda de cada producto.
Así, en verano, época de elevada demanda de
gasolina, el diferencial gasolina-Brent registra
sus máximos anuales. Por el contrario, es en
invierno cuando el diferencial gasóleo-Brent
aumenta. Respecto al fuelóleo 1%S-Brent, el año
suele iniciarse con diferenciales estrechos que se
amplían posteriormente a lo largo de los meses
excepto en la época estival, momento en que
vuelven a acotarse.
Durante 2005 el diferencial medio de la gasolina
sin plomo disminuyó, situándose en 8,61 US$/Bbl
frente a 9,71 US$/Bbl en 2004. Igualmente, el dife-
rencial medio del fuelóleo respecto al Brent dismi-
nuyó un 16,6% respecto a 2004, situándose en -
13,68 US$/Bbl. Sin embargo, el diferencial corres-
pondiente al gasóleo aumentó, situándose la media
en 19,51 US$/Bbl, lo que representa un incremento
del 60,4% respecto a 2004.
En los gráficos 1.5.12, 1.5.13. y 1.5.14. se muestra
la evolución de los distintos diferenciales de los
precios de los productos petrolíferos de referencia
respecto al Brent en los últimos dos años.
Gran incremento de los márgenes de refino
norteamericanos en 2005
Los márgenes de refino norteamericanos en media
experimentaron un gran incremento en 2005, aun-
203
Petr
óle
o
600
550
500
450
400
350
300
250
200FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.11. Media mensual del precio del butano de referencia. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Tm
(1) Se ha tomado como referencia la cotización “Butane FOB Posting Contract BP North Sea Platt´s”.
Fuente: CNE.
204
Petr
óle
o
28
24
20
16
12
8
4FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.13. Diferencial medio mensual referencia gasóleo de automoción MED-Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio del gasóleo la cotización del gasóleo «EN590 CIF Cargoes» en 2004 y «ULSD 50 ppmCIF Cargoes» en 2005.
Fuente: CNE.
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.12. Diferencial medio mensual referencia gasolina sin plomo MED-Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio de la gasolina sin plomo la cotización de la gasolina «Premium Unleaded CIF Cargoes»en 2004 y «Premium Unleaded 50 ppm CIF Cargoes» en 2005.
Fuente: CNE.
205
Petr
óle
o
0
–2
–4
–6
–8
–10
–12
–14
–16
–18
–20FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 00-04
Gráfico 1.5.14. Diferencial medio mensual referencia fuelóleo MED-Brent Dated. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio del fuelóleo la cotización del “Fuel 1%S FOB Cargoes”, de bajo contenido en azufre.
Fuente: CNE.
que mantuvieron una tendencia mensual general
similar a la del año anterior, tal como se observa en
el gráfico 1.5.15. Las alzas experimentadas por
este indicador (LLS cracking) en finales de agosto
y septiembre tras el paso de sendos huracanes en la
zona del Golfo de México provocaron el aumento
de la media anual, que se situó en 4,55 US$/Bbl
frente a 1,72 US$/Bbl en 2004.
Márgenes de refino en Europa superiores a los
de 2004
Los indicadores de márgenes de refino europeos
experimentaron una tendencia similar a la de los
americanos en 2005. El gráfico 1.5.16. muestra la
evolución del margen de refino NWE Brent Crac-
king, cuya media anual se situó en 4,42 US$/Bbl
frente a 3,77 US$/Bbl en 2004.
Evolución de márgenes comerciales 2005 en la
Unión Europea
Se considera como indicador del margen comercial
la diferencia entre el precio antes de impuestos (PAI)
y la cotización en los mercados internacionales del
producto de referencia (Ci). Los gráficos 1.5.17. y
1.5.18. muestran la evolución del mencionado indi-
cador (PAI-Ci) en la UE para gasolinas y gasóleos.
En 2005 los márgenes comerciales en el conjunto de
países de la Unión Europea disminuyeron ligera-
mente respecto al año anterior. Concretamente, en
promedio anual el indicador PAI-Ci para la gasolina
95 en la Unión Europea se situó en 0,1015
euros/litro en 2005, frente a los 0,1028 euros/litro
registrados en 2004. En el caso del gasóleo de auto-
moción la media 2005 fue de 0,0966 euros/litro
frente a 0,0969 euros/litro del año anterior.
206
Petr
óle
o
10
8
6
4
2
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 01-04
Gráfico 1.5.16. Media mensual márgenes de refino en Europa. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Indicador de márgenes de refino NWE Brent cracking.
Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
–2FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005 Promedio 01-04
Gráfico 1.5.15. Media mensual márgenes de refino en EE.UU. 2004-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Indicador de márgenes de refino LLS cracking.
Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.
207
Petr
óle
o
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,10
0,09
0,08
0,07
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005
Gráfico 1.5.17. Media mensual PAI-Ci gasolina 95 en la UE. 2004-2005 (1)
Datos en euros/lt
(1) Ci: calculada como 50% Premium Unleaded 50 ppm CIF MED y 50% Premium Unleaded CIF NWE en la UE-14.
Fuente: CNE.
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,10
0,09
0,08
0,07FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2004 2005
Gráfico 1.5.18. Media mensual PAI-Ci gasóleo A en la UE. 2004-2005 (1)
Datos en euros/lt
(1) Ci:calculada como 50% ULSD 50 ppm CIF MED y 50% ULSD 50 ppm CiF NWE en UE-14.
Fuente: CNE.
1.6. Empresas petroleras internacionales en
2005
1.6.1. Resultados 2005
Como se observa en el gráfico 1.6.1. en general
las empresas petroleras experimentaron en 2005
un aumento de su resultado neto respecto a 2004.
En la mayoría de los casos este aumento vino
determinado por unos mayores resultados en las
áreas de Refino y Marketing (debido a unos
mayores márgenes de refino) y de Exploración y
Producción (por el aumento de los precios del
crudo).
208
Petr
óle
o
5,8 %
66,4 %
47,7 %
13,0 %
24,5 %
25,6 %
30,8 %
42,6 %
45,5 %
Chevron
Total
ENI
Repsol YPF
BP
Exxon Mobil
Royal Dutch Shell
CEPSA
Conoco Phillips
Gráfico 1.6.1. Variación del resultado neto 2005 vs. 2004 de las principales empresas petroleras
Datos en %
Fuente: Memorias de las compañías.
Repsol YPF CEPSA
2005 % s/total % var. 05/04 2005 % s/total % var. 05/04
Exploración y producción 3.246 53% 6,0% 358 28% 18,6%
Refino y marketing 2.683 44% 69,3% 734 57% 25,5%
Química 308 5% 17,6% 117 9% 27,9%
Gas y electricidad 389 6% 25,5% 78 6% 234,7%
Otros –465 –8% — — — —
Resultado operativo 6.161 100% 18,0% 1.287 100% 0,0%
Resultado neto 3.224 25,6% 1.010 47,7%
Fuente: Memorias de las compañías.
Cuadro 1.6.1. Resultados en 2004 de Repsol YPF y CEPSA
Datos en millones de euros
En todo caso, hubo una gran diversidad de com-
portamientos, oscilando entre el incremento 5,8%
experimentado por Chevron Texaco hasta el
aumento del 66,4% de Conoco Phillips.
En el cuadro 1.6.1 se desglosan los principales
componentes del resultado operativo para las dos
principales empresas petroleras españolas, Repsol
YPF y CEPSA, destacando los siguientes aspectos:
• Incremento del resultado operativo de Explora-
ción y Producción, un 18% en el caso de CEPSA
y un 6% en el de REPSOL YPF, derivado del
aumento de los precios del crudo en 2005.
• Los altos márgenes de refino determinaron el
incremento de resultados de Refino y Marke-
ting, que ascendió al 69,3% en el caso de Repsol
YPF y al 25,5% en el de CEPSA.
• Ambas compañías reflejaron un buen comporta-
miento del negocio químico, registrando Repsol
YPF un incremento del 17,6% y CEPSA del
27,9%.
• Asimismo, los resultados relativos al área de gas
y electricidad aumentaron en ambos casos
(334,7% en el caso de CEPSA y un 25,5% los de
Repsol YPF).
• El resultado operativo de Repsol YPF ascendió
en 2005 a 6.161 millones de euros, lo que
supone un aumento del 18% respecto al año
anterior. En el caso de CEPSA, su resultado ope-
rativo (1.287 millones de euros) fue similar al
registrado el año anterior.
1.6.2. Comportamiento bursátil
Tal como se observa en el gráfico 1.6.2., todas las
petroleras se revalorizaron durante el periodo
enero-diciembre de 2005, oscilando sus ganan-
cias entre el incremento del 34% de Conoco Phi-
llips y el aumento de 8,1% de Chevron Texaco,
debido fundamentalmente a las elevadas cotas
alcanzadas por el precio del crudo a lo largo del
año.
209
Petr
óle
o
Chevron Texaco
Exxon Mobil
Royal Dutch Shell
BP
Repsol YPF
ENI
Cepsa
Total
Conoco Phllips
8,1 %
34,0 %
32,0 %
9,6 %
21,8 %
21,9 %
28,8 %
29,9 %
30,1 %
Grafico 1.6.2. Evolución bursátil de las principales empresas petroleras en 2005
Datos en %
Fuente: CNE.
Petr
óle
o
211
2. Exploración y producción en España
2.1. Exploración y Producción en España
2.1.1. Dominio minero
a) Permisos de Investigación
El cuadro 2.1.1. recoge los permisos de investiga-
ción vigentes en España a 31 de diciembre de 2005.
Dicha tabla indica, además de la cuenca en la que
se sitúan, los titulares de los permisos con su por-
centaje de participación, así como la superficie de
éstos y el periodo de vigencia de los mismos.
En 2005 se solicitó únicamente a la Administración
Central un permiso de investigación en cuencas
marinas, denominado “Siroco D” y situado frente a
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005
EmpresaParticipación
%Permisos
Administración
competentePublicación
Fecha de
Publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
SHESATEREDONUELGASU. FENOSA GAS
2528,428571
1028,571429
CAMEROS-2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE LEY21/74 ZONA A
01/08/199528/11/200227/11/2005
3.539,76 SHESA
Cuenca del Valle del Ebro-Ibérica-MaestrazgoCesión 25/10/2002Primera prórroga (renunciaCameros 3 y 4)Cesión BOE 13/01/04Cesión BOE 09/05/05BOE 13/08/05 RenunciaparcialCameros-2Solicitada 2ª prórroga27/11/2005
ESCAL-UGS 100 CASTOR
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74
ZONA C27/09/1996
04/08/200403/08/2007
6.519,0 ESCAL-UGS
Cuenca del MediterráneoNorteCesión BOE 13/01/04Primera prórroga
RIPSAPETROLEUM
955
TORTUGA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74
ZONA C19/10/1996
05/11/200404/11/2007
21.903,84 RIPSACuenca del MediterráneoNorte-Primera prórrogaCesión BOE 13/01/04
SHESA 100LOQUIZUREDERRA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74ZONA A
28/12/199622/02/0321/02/06
2.032,7216.687,44
SHESA
Cuenca del CantábricoCentroPrimera prórrogaCesión BOE 22/06/2005
PETROLEUM 100 EL JUNCAL
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
28/03/199829/03/199828/03/2004
13.604,0 PETROLEUM
Cuenca del Valle delGuadalquivir-Cambio a Ley34/98- Modificación programatrabajos
RIPSARWE
7525
CALYPSOESTECALYPSOOESTE
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
18/01/200219/1/200218/1/2008
75.812,082,704,0
RIPSACuenca del Golfo de CádizPresentada solicitud derenuncia 08/06/2005
RIPSAWOODSIDERWE
503020
CANARIAS-1CANARIAS-2CANARIAS-3CANARIAS-4CANARIAS-5CANARIAS-6CANARIAS-7CANARIAS-8CANARIAS-9
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
23/01/200224/1/200223/1/2008
45.204,075.340,037.670,045.204,052.738,090.408,090.408,089.544,089,544,0
RIPSA
Cuenca de Islas CanariasSentencia del TribunalSupremo sobre anulaciónparcial del Real Decreto deotorgamiento de lospermisos
NORTHERN 100 HUÉRMECES C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008
12.078,0 NORTHERNCuenca del CantábricoBurgalés
212
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005 (Continuación)
EmpresaParticipación
%Permisos
Administración
competentePublicación
Fecha de
Publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
NORTHERN 100VALDERRE-DIBLE
C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008
24.065,0 NORTHERNCuenca del CantábricoBurgalés
ENAGAS 100SANTABÁRBARA
C.A. CASTILLALA MANCHA
DOCM 28/01/200229/01/200228/01/2008
39.114,0 ENAGAS
Solicitada la Concesión deExplotación Yela alMinisterio de Industria 01-06-2005/Cuenca deMadrid
RIPSA 100LUBINA-1LUBINA-2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
21/02/200222/02/200221/02/2008
65.190,068.449,5
RIPSACuenca del MediterráneoNorte
BGINTERNATIONALB.V.
100
AGUILAIBISFLAMENCOCORMORANGORRIONHALCONGARCETA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
02/03/200203/03/200202/03/2008
81.487,594.525,578.996,098.073,098.745,097.785,098.073,0
BG
Cuenca del MediterráneoNorteBOE 01/01/2005 modificalos plazos del programa detrabajos e inversionesBOE 25/02/2005corrección de erroresSolicitada a finales dejulio de renuncia total
HERITAGEPETROLEUM PLC
100 MIERESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/04/2002
20/04/200219/04/2008
37.482,0HERITAGE
PETROLEUMPLC
Cuenca Asturiana
HERITAGEPETROLEUM PLC
100 GIJÓNPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 29/11/2002
30/11/200229/11/2008
20.896,0HERITAGE
PETROLEUMPLC
Cuenca Asturiana
RIPSARWE
7525
CIRCE
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 21/06/200313/06/200312/06/2009
82.704,0 RIPSA
Cuenca del Golfo de CádizCesión BOE 13/01/04Presentada solicitudrenuncia 08/06/2005
PETROLEOMRIPSA
6040
MARISMAMARINONORTE
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009
20.406,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz
PETROLEOMRIPSA
6040
MARISMAMARINO SUR
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009
13.784,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz
RIPSA 100 BALLENA 1
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
99.504,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005
RIPSA 100 BALLENA 2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005
RIPSA 100 BALLENA 3
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005
RIPSA 100 BALLENA 4
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005
213
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005 (Continuación)
EmpresaParticipación
%Permisos
Administración
competentePublicación
Fecha de
Publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
RIPSA 100 BALLENA 5
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
99.504,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005
SERICAENERGÍAIBÉRICA S.L.
100 ABIEGO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
37.926,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
SERICAENERGÍAIBÉRICA S.L.
100 PERALTILLA C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
25.484,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
SERICAENERGÍAIBÉRICA S.L.
100 BARBASTRO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
38.126,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
SERICAENERGÍAIBÉRICA S.L.
100 BINÉFAR C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
25.684,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
RIPSA 100SIERRASAGRA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 04/12/200305/12/200304/12/2009
101.570,0 RIPSACuenca BéticaSolicitada renuncia totalen diciembre de 2005
RIPSA 100 MURCIA B C.R. MURCIA BORM 30/12/200331/12/200330/12/2009
40.260,0 RIPSA Cuenca Bética
RIPSA 100 MURCIA A C.R. MURCIA BORM 31/12/200301/01/200431/12/2009
26.840,0 RIPSA Cuenca Bética
RIPSA 100 SIROCO A
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
41.352,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar deAlborán Modificaciones art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005
RIPSA 100 SIROCO B
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
82.704,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar deAlborán Modificaciones art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005
RIPSA 100 SIROCO C
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
82.704,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar deAlborán Modificaciones art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005
PETROLEUM 100NARANJA-LEJO
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
10.203,0 PETROLEUM
Cuenca del Golfo de CádizModificación art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005
HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
100 LAVIANAPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.552,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
100 LIERESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.510,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
las costas de la provincia de Málaga. La compañía
solicitante fue Repsol Investigaciones Petrolíferas,
S.A. Por lo que se refiere a permisos en cuencas
terrestres se solicitaron tres. El permiso “Ebro A”
situado entre las Comunidades Autónomas de La
Rioja y País Vasco fue solicitado por la Sociedad de
Hidrocarburos de Euskadi S.A., Unión Fenosa Gas,
Teredo Oils Limited y Nueva Electricidad del
214
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005 (Continuación)
EmpresaParticipación
%Permisos
Administración
competentePublicación
Fecha de
Publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
100 CAMPOMANESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.563,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
100 MONSACROPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.539,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
NORTHERN 100BASCON-CILLOS H
C.A. CASTILLA YLEÓN
BOCYL 08/06/200409/06/200408/06/2010
19.442,82 NORTHERNCuenca del CantábricoBurgalés
HUNTOILCOMPANY
100 CACHALOTE 1
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011
76.437,5HUNT OILCOMPANY
Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores
HUNTOILCOMPANY
100 CACHALOTE 2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011
79.495,0HUNT OILCOMPANY
Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores
HUNTOILCOMPANY
100 CACHALOTE 3
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011
98.256,0HUNT OILCOMPANY
Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores
HUNTOILCOMPANY
100 CACHALOTE 4
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011
95.198,5HUNT OILCOMPANY
Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores
HUNTOILCOMPANY
100 CACHALOTE 5
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011
74.368,0HUNT OILCOMPANY
Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores
ENA GAS 100 REUSGENERALIDAD DE
CATALUÑADOGC 28/10/2005
29/10/200528/10/2011
25.684,0 ENA GAS Cuenca Costero Catalana
CEPSA 100VALLFOGONAESTE
GENERALIDAD DECATALUÑA
DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011
88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental
CEPSA 100VALLFOGONAOESTE
GENERALIDAD DECATALUÑA
DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011
88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental
Fuente: CNE.
Gas, S.A. El permiso Angosto 1, situado entre el
norte de la provincia de Burgos y la Comunidad
Autónoma de Cantabria lo fue por la Sociedad de
Hidrocarburos de Euskadi S.A., Cambria Europe
Inc. sucursal en España y Heyco Energy Holdings
Ltd. Por último el permiso Enara, situado entre las
Comunidades Autónomas de Castilla y León y País
Vasco, tuvo como único solicitante a la Sociedad de
Hidrocarburos de Euskadi S.A.
A raíz de la entrada en vigor del nuevo marco
competencial que estableció la Ley 34/98, de 7 de
octubre, del Sector de Hidrocarburos, las Comu-
nidades Autónomas también son competentes en
el otorgamiento de permisos de investigación.
Mientras que en 2004 se solicitaron cuatro permi-
sos de investigación autonómicos, tres de ellos en
la Comunidad Autónoma de Cataluña y uno en la
de Andalucía aún pendiente de otorgamiento
denominado “Marismas D” y solicitado por Petro-
leum Oil and Gas España, S.A., en 2005 no se ha
solicitado ninguno. Quedan sin embargo por otor-
gar cuatro permisos cuyos anuncios aparecieron
publicados en 2003 en el Boletín de la Comunidad
Autónoma de Andalucía. Se trata de los permisos
denominados Juncal Este, Sevilla Sur, Romeral
Este y Romeral Sur, solicitados por Petroleum Oil
and Gas España, S.A.
Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han
otorgado un total de 61 permisos de investigación.
De ellos cuarenta y dos fueron otorgados por la
Administración Central habiendo habido compe-
tencia en doce permisos, siete de ellos en 2002,
cinco en 2003 y ninguno en 2004 y 2005.
En 2005 la Administración Central otorgó cinco
permisos todos ellos marinos. Los cinco lo fueron
a Hunt Spain Exploration Company, S.L., titular
única y por lo tanto operadora de los permisos de
investigación en el Golfo de Vizcaya denominados
Cachalote 1, 2, 3, 4 y 5. Estos permisos tienen el
límite norte en la línea divisoria con aguas france-
sas teniendo la titular asimismo permisos de inves-
tigación en aguas francesas al otro lado de dicha
línea de demarcación.
Cataluña fue la única Comunidad Autónoma que
otorgó permisos de investigación en 2005. Fueron
en total tres. El primero de ellos es el denominado
Reus que se le adjudicó a la compañía Enagás y los
otros dos llamados Vallfogona Este y Oeste a la
compañía Cepsa.
En tierra las zonas de investigación de mayor inte-
rés se siguen centrando en la Cuenca Cantábrica y
en el Valle del Guadalquivir, si bien los permisos
Vallfogona Este y Oeste situados en la cuenca del
Pirineo Oriental y los de la cuenca del Pirineo
Occidental en Aragón que fueron otorgados en
2003, así como los Laviana, Lieres, Campomanes
y Monsacro en Asturias otorgados en 2004, abren
nuevas expectativas. En el ámbito marino, las
zonas de investigación de mayor interés se centran
en el Cantábrico Asturiano, el Golfo de Cádiz, Mar
de Alborán, offshore profundo de Canarias y la tra-
dicional del Mediterráneo Norte, abriéndose nue-
vas posibilidades con los permisos Cachalote en el
Golfo de Vizcaya.
b) Concesiones de explotación
Las concesiones de explotación vigentes en tierra
y en mar en 2005 son las que figuran en los cua-
dros 2.1.2. y 2.1.3.
215
Petr
óle
o
216
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.2. Concesiones de Explotación vigentes 2005. Tierra
EmpresasParticipación
%Concesiones
BOE deOtorgamiento
PeríodoVigencia
Superficie(Ha)
Operador Observaciones
NORTHERNPETROLEUMTEREDO 2
452530
LORA31/01/1967LEY 21/74ZONA A
31/01/196730/01/2017
10.619,29 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés
RIPSA 100 SERRABLO23/11/1982LEY 21/74ZONA A
24/11/198223/11/2012
11.124,96 RIPSA Cuenca del Pirineo Occidental
PETROLEUM 100 MARISMAS B114/09/1988LEY 34/98ZONA A
15/09/198814/09/2018
6.257,84 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
PETROLEUM 100 MARISMAS C114/09/1988LEY 34/98ZONA A
15/09/198814/09/2018
8.434,50 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
PETROLEUMNUELGASEASTERN
75,015,010,0
MARISMAS C214/07/1988LEY 34/98ZONA A
15/07/198914/08/2018
3.128,92 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
NUELGAS 100 LAS BARRERAS23/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
13.604,00 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
PETROLEUM 100 REBUJENA23/09/1993LEY 34/98ZONA A
24/09/199323/09/2023
3.264,96 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
NUELGAS 100 EL RUEDO-123/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
14.877,0 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
NUELGAS 100 EL RUEDO-223/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
14.050,50 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
NUELGAS 100 EL RUEDO-323/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
13.224,0 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
PETROLEUMNUELGASEASTERN
79120
EL ROMERAL-128/07/1994LEY 21/74ZONA A
29/07/199428/07/2024
8.162,40 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005
PETROLEUMNUELGASEASTERN
79120
EL ROMERAL-228/07/1994LEY 21/74ZONA A
29/07/199428/07/2024
14.964,0 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005
PETROLEUMNUELGASEASTERN
79120
EL ROMERAL-328/07/1994LEY 21/74ZONA A
29/07/199428/07/2024
7.890,32 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005
PETROLEUM 100 MARISMAS A30/05/1995LEY 34/98ZONA A
31/05/199530/05/2025
8.842,60 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCambio a Ley 34/98 en 2004
Fuente: CNE
Las concesiones de explotación de hidrocarburos
en tierra se sitúan geográficamente en la Cuenca
Cantábrica y en el Valle del Guadalquivir. Lora
produce crudo desde 1966, actualmente en muy
pequeña cantidad. Este crudo se ha venido utili-
zando como combustible en industrias de la zona.
Las concesiones El Romeral, El Ruedo y Las
Barreras, situadas en el Valle del Guadalquivir,
producen gas que se utiliza para producción de
energía eléctrica. Las concesiones Marismas están
conectadas directamente a la red de gas natural.
La concesión de explotación denominada Serra-
blo, situada al norte de la provincia de Huesca
sigue siendo utilizada en la actualidad como alma-
cenamiento de gas natural.
Las concesiones de explotación de crudo en mar se
sitúan geográficamente en la Cuenca Mediterránea
Norte frente a las costas de la provincia de Tarra-
gona. Las concesiones Poseidón, en el Golfo de
Cádiz, son productoras de gas. Dentro de la
Cuenca del Golfo de Vizcaya, la concesión Alba-
217
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.3. Concesiones de explotación vigentes 2005. Mar
EmpresasParticipación
%Concesiones
BOE deOtorgamiento
PeríodoVigencia
Superficie(Ha)
Operador Observaciones
RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA
67,35297,500017,64717,5000
CASABLANCA27/12/1978LEY 21/74
ZONA C
28/12/197827/12/2008
7.036,00 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: 4.786Ha. a Unitización con MONTANAZO D y266,76 Ha. a Unitilización conANGULA Cesión del 24/02/2004
PETROLEUMRIPSACEPSACNWL
17,062572,438
73,50
MONTANAZO D04/01/1980LEY 21/74
ZONA C
05/01/198004/01/2010
3.259,50 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 1.110Ha. a Unitización con CASABLANCACesión del 24/02/2004
RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA
68,6700489,460312514,4721407,39750
UNITIZACIÓNCASABLANCA-MONTANAZO D
25/96/1980LEY 21/74
ZONA C
25/06/198027/12/2008
5.896,00 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 1.110 Ha. a MON-TANAZO D y 4.786 Ha. a CASABLANCACesión del 24/02/2004
RIPSAMURPHY
8218
GAVIOTA IGAVIOTA II
14/07/1983LEY 21/74
ZONA C
15/07/198314/07/2013
7.970,003.234,00
RIPSA Cuenca del Golfo de Vizcaya
RIPSACNWL
53,8546,15
ANGULA03/12/1985LEY 21/74
ZONA C
04/12/198503/12/2015
3.129,00 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 177,84 Ha. a Unitización con CASABLANCA
RIPSAMURPHY
8218
ALBATROS23/09/1993LEY 21/74
ZONA C
24/09/199314/07/2013
3.233,88 RIPSACuenca del Golfo de VizcayaRenuncia parcial 30/01/2003Cesión participación 30/01/2003
RIPSA 100 POSEIDÓN NORTE07/12/1995LEY 21/74
ZONA C
08/12/199507/12/2025
10.751,52 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/05
RIPSA 100 POSEIDÓN SUR07/12/1995LEY 21/74
ZONA C
08/12/199507/12/2025
3.583,84 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/05
RIPSACNWLCEPSAPETROLEUM
65,419515,580515,00004,000
RODABALLO19/09/1996LEY 21/74
ZONA C
20/09/199603/12/2015
4.954,44 RIPSA Cuenca del Mediterráneo Norte
RIPSACNWLPETROLEUMCEPSA
61,9517429,04826
4,504,50
UNITIZACIÓNANGULA-CASABLANCA(BOQUERÓN)
R.DGE03/02/1997LEY 21/74
ZONA C
03/02/199727/12/2008
444,50 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 266,76 Ha. aCASABLANCA y 266,76 Ha. a ANGULACesión del 24/02/2004
Fuente: CNE
tros está inactiva desde 1997. Las concesiones
Gaviota I y II están dedicadas al almacenamiento
de gas. En el apartado dedicado a actividades de
producción y almacenamiento se desarrollan con
más detalle estos términos.
c) Variaciones de Dominio Minero
En relación con la evolución del dominio minero
en permisos de investigación en el 2005 conviene
destacar que:
– Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han
otorgado 61 permisos de investigación. Todos
los permisos otorgados hasta el año 1998 inclu-
sive y en vigor a 31 de diciembre 2005, se
siguen rigiendo por la Ley 21/74 ya que para
ninguno se tiene constancia de que se haya soli-
citado la aplicación de la Disposición Transito-
ria Primera de la Ley 34/98, de 7 de octubre, del
Sector de Hidrocarburos a esa fecha, con la
excepción del permiso Juncal desde el 18 de
marzo de 2004. A partir de entonces los nuevos
permisos otorgados se rigen por la nueva Ley
34/98 citada.
– La extinción de los permisos terrestres de Mon-
tija, Maltranilla, Respaldiza, Lezama, Losa, San
Millán y Frías de YCI, Cambria y Shesa, situa-
dos en la cuenca del Cantábrico Centro-Norte
burgalés.
– La extinción del permiso terrestre de Bricia de
YCI, Cambria, Shesa, Nuelgas y Petroleum
situado en la cuenca del Cantábrico burgalés.
– La renuncia total del permiso terrestre de Arcera
de Shesa, Nuelgas y Petroleum situado en la
cuenca del Cantábrico burgalés.
– La renuncia total del permiso terrestre de Came-
ros-1 de Shesa, Teredo, Unión Fenosa Gas y
Nuelgas situado en la cuenca del Valle del Ebro-
Ibérica-Maestrazgo.
– La renuncia parcial de superficie en el permiso
terrestre de Cameros-2 de Shesa, Teredo, Unión
Fenosa Gas y Nuelgas situado en la cuenca del
Valle del Ebro-Ibérica-Maestrazgo.
– La cesión en los permisos Cameros 1 y 2 de la
participación de Petroleum Oil and Gas (15%) y
Hope (15%) a Unión Fenosa Gas y Teredo.
– La cesión en los permisos Loquiz y Urederra de
Petroleum Oil and Gas a Shesa del 65% de la
participación.
– En marzo de 2004 el Tribunal Supremo anuló
parcialmente el Real Decreto 1462/2001 de 21
de diciembre, en relación con el otorgamiento
de los permisos de investigación de hidrocarbu-
ros Canarias 1 a 9 otorgados a RIPSA (Repsol
Investigaciones Petrolíferas S.A.), frente a las
costas de Lanzarote y Fuerteventura. El Tribunal
fundamentó su decisión en que en el citado Real
Decreto no se mencionan las medidas de protec-
ción medioambientales ni el plan de restaura-
ción adecuado al plan de labores propuesto. El
Tribunal anuló el Real Decreto en lo que se
refiere a las labores proyectadas en el año ter-
cero a sexto. En el Consejo de Ministros del 11
de febrero de 2005, el Gobierno estudió el
asunto y aplazó su decisión sobre la continua-
ción de dicho plan de labores para que RIPSA
junto con sus socios puedan continuar con las
actuaciones previstas en Canarias, por lo que los
permisos siguen suspendidos en su vigencia a
finales de 2005.
– Desistimiento del permiso de investigación
Angosto en junio 2005 y nueva solicitud por
parte de las mismas compañías Shesa, Cambria
y Heyco del Angosto-1.
218
Petr
óle
o
En relación con la evolución del dominio minero
en concesiones en el 2005 conviene destacar que:
– Todas las concesiones en vigor se siguen
rigiendo por la Ley 21/74 con la excepción de
las Marismas A, B1, C1, C2 y Rebujena para las
que el operador solicitó en 2004 la aplicación de
la Disposición Transitoria Primera de la Ley
34/98, de 7 de Octubre, del Sector de Hidrocar-
buros por la que se rigen actualmente.
– En el transcurso de 2005 no ha existido ningún
otorgamiento de nuevas concesiones de explota-
ción ni almacenamiento. Es interesante reseñar
que al no haberse producido un otorgamiento de
concesión de explotación de hidrocarburos o de
almacenamiento subterráneo desde 1996 que se
otorgó la concesión Rodaballo, no ha habido
todavía ninguna concesión otorgada en el marco
de la Ley 34/98, de 7 de octubre, del Sector de
Hidrocarburos.
– En 2005 se produjo la cesión de un 24% de la
participación de Nuelgas a Petroleum Oil and
Gas en las concesiones de explotación terrestres
de El Romeral 1, 2 y 3.
– También se produjo la renuncia parcial de
superficie en las concesiones marinas Poseidón
Norte y Sur de RIPSA (Repsol Investigaciones
Petrolíferas S.A.) situadas en la cuenca del
Golfo de Cádiz. La primera pasó de tener
34.460 hectáreas a 10.751,52 y la segunda de
34.460 a 3.583,84.
2.1.2. Actividades
a) Geofísica
Se ha apreciado un aumento de la actividad geofí-
sica marina 3D en 2005 respecto a 2004. Se efec-
tuaron campañas sísmicas marinas en el permiso
Castor de ESCAL-UGS, S.L. cuya compañía con-
tratista fue CGG y en los siguientes permisos de
Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A.: Lubina 1
y 2 en la cuenca del Mediterráneo Norte, Ballena
1 a 5 en la cuenca Astur Santanderina y Siroco A,
B y C en la cuenca Bética-Mar de Alborán. En
todas estas campañas la compañía contratista fue
PGS.
En 2005 no se han efectuado trabajos de sísmica
especulativa en áreas libres ni campañas terrestres.
b) Sondeos
Se finalizaron en España tres sondeos en el año
2005.
En lo que se refiere a sondeos marinos, ESCAL-
UGS, S.L. comenzó en diciembre de 2004, frente
a la costa de Castellón el sondeo marino Castor-1
en el permiso del mismo nombre. La unidad utili-
zada fue la plataforma semisumergible Bredford
Dolphin y finalizó en enero de 2005. La finalidad
del mismo fue evaluar una estructura para almace-
namiento subterráneo. El sondeo Fornax-1 se
comenzó en enero y finalizó en marzo. Fue perfo-
rado por British Gas Internacional, B.V. en el per-
miso Águila por la misma unidad de perforación y
tuvo un resultado negativo.
En cuanto a sondeos en tierra, Repsol Investiga-
ciones Petrolíferas S.A terminó el sondeo Murcia
B-1 en el mes de octubre, con resultado negativo,
en el permiso autonómico Murcia B.
219
Petr
óle
o
2.1.3. Producción en España
Crudo
El siguiente gráfico indica la evolución de la pro-
ducción mensual de crudo en 2005. La producción
de crudo en España en el año 2005 continuó la ten-
dencia decreciente de los últimos años con excep-
ción de 2003 en el que destacó el buen comporta-
miento de Casablanca. Así, la producción de crudo
en el año 2005 fue de 1,2 millones de barriles, lo
que supone un descenso del 34% respecto a la pro-
ducción del año 2004, que fue de 1,9 millones de
barriles.
En todas las concesiones la producción de crudo
ha seguido la tendencia decreciente de 2004. Los
reducidos niveles de inversión en periodos anterio-
res han afectado considerablemente al ritmo explo-
ratorio y de descubrimientos, llegando a alcanzar
únicamente un grado de autoabastecimiento de
alrededor de 0,2% de crudo en 2005, cifra inferior
al 0,4% del año 2004 y al 0,6% del año 2003.
Gas
En relación con la producción de gas natural de
origen nacional, se produjeron en el año 2005, 171
millones de metros cúbicos, lo que supone un des-
censo del 53% frente al año 2004, que tuvo una
producción de gas de 365 millones de metros cúbi-
cos. El descenso ha sido generalizado en todas la
concesiones y en Poseidón, que supone un 82% del
total del gas natural que se extrae en España, la
producción descendió más del 55% frente al año
2004.
220
Petr
óle
o
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
Bbl
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
Gráfico 2.1.1. Producción mensual de crudo en 2005
Fuente: CNE.
221
Petr
óle
o
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
0
m3
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
Marismas El RuedoPoseidón Las Barreras El Romeral
Gráfico 2.1.2. Producción mensual de gas en 2005
Fuente: CNE.
3.000,0
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
0,0
ktep
Crudo Gas
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Gráfico 2.1.3.: Producción anual de gas y crudo
Fuente: CNE.
Evolución histórica
El gráfico 2.1.3. indica la evolución de la produc-
ción anual de gas y crudo desde la fecha del primer
descubrimiento de gas en las antiguas concesiones
de gas Castillo y de crudo en Lora, que todavía
permanece en activo. Hasta 2000 la cifra más alta
de producción de crudo correspondió a 1983,
alcanzando 2.977 millones de toneladas. En ese
momento se encontraban en activo las concesiones
de explotación Casablanca, Tarraco, Dorada, Lora
y San Carlos I y II (Amposta).
2.1.4. Almacenamiento
Los almacenamientos subterráneos de hidrocarbu-
ros se regularon hasta la aparición de la Ley 34/98,
tanto por la 21/74 sobre Régimen Jurídico de la
Investigación y Explotación de Hidrocarburos de
1974, como por la por la Ley 22/73 de 21 de Julio
de Minas. Dentro del primer caso se consideraron
los almacenamientos subterráneos provenientes de
antiguos yacimientos de hidrocarburos. En el
segundo caso se incluían las estructuras subterrá-
neas como un recurso de la sección B), referente a
minerales, de dicha ley.
222
Petr
óle
o
Cuadro 2.1.4.: Almacenamiento subterráneo en Gaviota en 2005
Fuente: CNE
GAVIOTANm3
INYECCIÓN EMISIÓN
ACUMULADO
MES INYECCIÓN EMISIÓN
a 31/12/2004 3.925.182.536 2.651.123.267
ENERO 0 118.446.351 3.925.182.536 2.769.569.618
FEBRERO 0 153.446.314 3.925.182.536 2.923.015.932
MARZO 29.171.311 98.194.782 3.954.353.847 3.021.210.714
ABRIL 82.398.620 0 4.036.752.467 3.021.210.714
MAYO 119.083.866 0 4.155.836.333 3.021.210.714
JUNIO 88.535.962 0 4.244.372.295 3.0221.210.714
JULIO 109.296.725 0 4.353.669.020 3.021.210.714
AGOSTO 135.563.081 0 4.489.232.101 3.021.210.714
SEPTIEMBRE 120.784.693 0 4.610.016.794 3.021.210.714
OCTUBRE 132.291.980 0 4.742.308.774 3.021.210.714
NOVIEMBRE 23.845.491 40.648.669 4.766.154.265 3.061.859.383
DICIEMBRE 0 89.927.222 4.766.154.265 3.151.786.605
TOTAL 840.971.729 500.663.338 4.766.154.265 3.151.786.605
La indefinición y planteamientos de aquella doble
legislación, hicieron necesaria una revisión de la
misma para los nuevos almacenamientos. Así en la
Ley 34/98 se considera conjuntamente la explota-
ción de los yacimientos y la utilización de éstos y
otras estructuras subterráneas, como almacena-
mientos de cualquier tipo de hidrocarburos dado
que las técnicas de investigación y desarrollo utili-
zadas en los dos casos son idénticas y las proble-
máticas similares.
En España existen dos almacenamientos subterrá-
neos de gas natural, Serrablo y Gaviota. La conce-
sión Serrablo está situada en la provincia de
Huesca y las Gaviota I y II frente a las costas de
Bermeo en Vizcaya. En los dos almacenamientos
se aprecia una actividad de inyección en los meses
de bajo consumo y de emisión a la red cuando las
condiciones son de fuerte demanda y que coincide
principalmente con los meses de invierno.
Los datos sobre inyección y emisión de gas natural
en Gaviota en 2005 fueron los expuestos en el cua-
dro 2.1.4, en página anterior.
2.1.5. Inversiones
Los resultados del último año de referencia, 2004,
reflejan que las inversiones en investigación en los
permisos otorgados por la Administración Central.
Tras un mínimo histórico de 6 millones de euros
en 1996, evolucionaron al alza después de una ten-
dencia constantemente decreciente casi desde
1986. En el periodo entre 1999 y 2003 se mantuvo
el ritmo de inversión en este tipo de permisos,
situándose tras un máximo de 93 millones de euros
en 2001, en niveles de entorno a los 50 millones.
En 2004 la inversión ha descendido hasta 18 millo-
nes de euros por el bajo nivel de actividad regis-
trado. Esta tendencia no debería en principio con-
tinuar en 2005 debido a los compromisos adquiri-
dos en los nuevos permisos otorgados por la
Administración Central y las solicitudes pendien-
tes. En cualquier caso las inversiones totales en
exploración en 2004, han de ser superiores al no
estar contabilizadas en dichas cifras las efectuadas
en los permisos otorgados por las Comunidades
Autónomas.
Las inversiones en explotación han descendido
considerablemente desde 2002. De los 40 millones
de euros de 2001 se ha pasado a 6,5 en 2004 al
haberse finalizado la campaña de desarrollos offs-
hore del Mediterráneo y no haberse producido des-
cubrimientos significativos a desarrollar en los
últimos años. Las inversiones en explotación que
proporciona la Administración Central son sin
embargo las totales efectuadas en el país, dado que
las concesiones de explotación son de competencia
exclusiva de esa administración.
223
Petr
óle
o
3.1. La actividad de refino en España
En España existen diez refinerías pertenecientes a
tres grupos: REPSOL YPF, CEPSA y BP OIL
ESPAÑA. Todas las refinerías españolas, excepto
la de Puertollano, se encuentran situadas en el lito-
ral; las refinerías peninsulares están conectadas a
la red de oleoductos de productos.
La capacidad de refino total instalada en España a
finales de 2005 alcanzó los 65,6 millones de tonela-
das/año (MTm/año), incluida ASESA, dedicada
exclusivamente a la producción de asfaltos. Por su
parte, la capacidad anual de conversión por unida-
des ha aumentado en 2005 gracias al incremento de
capacidad del hydrocracker de la refinería de Tarra-
gona (hasta los 2,45 MTm/año) y a la puesta en
marcha de la unidad de Mild-Hydrocracker de la
refinería de La Coruña (1,4 MTm/año). Incluyendo
todas estas mejoras el FCC equivalente alcanza en
2005 los 23,08 MTm/año (+5,16% vs 2004).
Las inversiones en desulfuración continuaron cre-
ciendo, para cumplir las nuevas especificaciones
exigibles a los productos petrolíferos. Se concentra-
ron sobre todo en la desulfuración de naftas,
pasando de 9,5 MTm/año a 10,9 MTm/año
(+14,7%). También han crecido (+5,8%) las inver-
siones en desulfuración de destilados medios, alcan-
zando una capacidad final de 27,5 MTm/año. Con
estas inversiones, la capacidad de desulfuración
representa ya un 58,5% de la capacidad de refino.
El total de materia prima procesada en las refinerías
españolas en el año 2005 aumentó hasta los 60,9
millones de toneladas (MTm), 0,844 MTm más que
en el año 2004. Como se observa en el gráfico 3.1.2,
la media mensual de materia prima procesada ha
3. Refino
225
Petr
óle
o
Gráfico 3.1.1. Situación geográfica y capacidades de las refinerías en España
TENERIFE
LA CORUÑA
HUELVA
PUERTOLLANO
BILBAO
TARRAGONA
CASTELLÓN
CARTAGENA
SAN ROQUE
Refinería Capacidad MTm/a FCC EQ. MTm/a
Cartagena 5,0 —
La Coruña 6,0 4,4
Puertollano 7,0 5,1
Tarragona 8,0 3,7
Bilbao 11,0 4,0
Tenerife 4,5 0,7
Algeciras 12 2,7
Huelva 5 1,1
Asesa 1,1 —
Castellón 6,0 1,5
Fuente: CNE.
aumentado un 1,4% respecto a 2004 (pasando de
5,005 MTm en 2004 a 5,075 MTm en 2005). A su
vez, en 2005 la utilización de la capacidad de refino
ha sido 2,9 puntos porcentuales superior a la del año
anterior (89,6% en 2004 y 92,5% en 2005).
Del total del crudo procesado, únicamente 166
miles de toneladas provienen de producción inte-
rior (-34,9% vs 2004); el resto del crudo procesado
procede de importaciones con origen en África
(36,3%), Oriente Medio (24,9%), Federación Rusa
y Ex Republicas Soviéticas (16,8%), Europa
(14,8%) y América (7,2%).
En 2005 continúan aumentando los márgenes
medios para una refinería europea de tipo Crac-
king (50% MED Ural /50% NWE Brent) situán-
dose en 5,58 US$/Bbl. Por el contrario, para la
configuración Hydroskimming los márgenes se
mantienen en valores negativos (-0,52 US$/Bbl).
En España, siguiendo la tendencia de los márgenes
europeos en la configuración Cracking, el margen
medio se incrementó en 2005 hasta situarse en
4,62 US$/Bbl.
3.2. Las compañías que refinan en España
El grupo REPSOL YPF dispone de una capacidad de
refino en España de aproximadamente 37 millones
de toneladas/año (MTm/año), incluyendo la refine-
ría de PETRONOR. Por su parte, el grupo CEPSA
es titular de tres refinerías con una capacidad total de
aproximadamente 21,5 MTm/año. Por último, BP
OIL ESPAÑA dispone de una capacidad en territo-
226
Petr
óle
o
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2004 2005 Media 2004 Media 2005
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
6,0
Gráfico 3.1.2. Materia prima procesada en refinerías españolas 2004-2005Datos en millones de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
227
Petr
óle
o
6,0
50
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
–1,0
UE Crack UE Hydros España (1)
2001 2002 2003 2005 (2)2004 (2)
Gráfico 3.1.3. Márgenes de refino España y Unión Europea 2001-2005 (1)
Datos en US$/Bbl
(1) Desde 2004 se aplica la nueva metodología de la AIE.(2) 30% NWE Brent + 70% MED Ural y 20% Hydroskimming + 80% Craking.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
BP Oil España9%
Repsol YPF58%
Cepsa33%
Gráfico 3.2.1. Cuota de mercado capacidad de refino en España 2005
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
rio español de 6 MTm/año. Además, ASESA, parti-
cipada al 50% por REPSOL YPF y CEPSA, cuenta
con una capacidad de 1,1 MTm/año.
REPSOL YPF
El grupo REPSOL YPF ostenta una participación
mayoritaria en dos sociedades dedicadas al refino
en España: REPSOL PETRÓLEO (99,97%) y
PETRÓLEOS DEL NORTE (PETRONOR), socie-
dad en la que participa con un 85,98%. La primera
es titular de cuatro refinerías en Cartagena (Mur-
cia), La Coruña, Puertollano (Ciudad Real) y Tarra-
gona, mientras que la segunda es titular de una refi-
nería en Muskiz (Vizcaya). Además, REPSOL YPF
tiene una participación del 50% en la compañía
ASESA, dedicada a la producción de asfaltos.
Refinería de Cartagena: Dispone de un terminal
marítimo con ocho frentes de atraque y un parque
de almacenamiento. Se trata de una refinería con
esquema Hydroskimming, con una capacidad de
refino de 5 millones de toneladas/año (MTm/año).
Posee una planta de lubricantes con una capacidad
de 135.000 Tm/año y una planta de producción de
asfaltos con capacidad de 300.000 Tm/año. Dis-
pone de una capacidad de almacenamiento de
materias primas de 1.927 miles de toneladas y de
1.205 miles de m3 de productos.
Refinería de La Coruña: Se trata de una refine-
ría de conversión profunda (Reformado, FCC,
Coker) y capacidad de destilación atmosférica de 6
millones de toneladas/año (MTm/año). Es la única
refinería en España con proceso de calcinación de
coque que permite obtener carbón de petróleo de
alta calidad. Asimismo, dispone de una planta de
producción de asfaltos con una capacidad de
100.000 Tm/año. Esta refinería abastece la zona
norte de España y exporta productos al mercado
americano y al norte de Europa. Cuenta con una
capacidad de almacenamiento de materias primas
de 819 miles de toneladas y 650 miles de m3 de
productos.
Refinería de Puertollano: Es la única refinería
ubicada en el interior peninsular. Se trata de una
refinería de conversión profunda (Reformado,
Mild-hydrocracker, FCC y Coker), con capacidad
de destilación de 7 millones de toneladas/año
(MTm/año). Además, cuenta con una planta de
lubricantes con capacidad de 110.000 Tm/año y una
planta de producción de asfaltos (300.000 Tm/año).
Durante el primer semestre del año 2004 se puso en
marcha una unidad de Mild-hydrocracker con una
capacidad de 1.800 miles de toneladas anuales. Dis-
pone, además, de una capacidad de almacenamiento
de materias primas de 1.090 miles de toneladas y de
821 miles de m3 de productos.
Refinería de Tarragona: Tiene su área de influen-
cia en el noreste español así como en la cuenca
mediterránea europea. Las instalaciones con que
cuenta en su terminal marítimo son un pantalán
con 5 frentes de atraque y una monoboya. Se trata
de una refinería con esquema de conversión que
incluye Reformado, Viscorreducción e Hydrocrac-
ker y cuenta con una capacidad de refino de 8
millones de toneladas/año (MTm/año). Dispone de
una capacidad de almacenamiento de materias pri-
mas de 1.239 miles de toneladas y de 1.137 miles
de m3 de productos.
Refinería de Muskiz: Está conectada por oleo-
ducto a los atraques portuarios de uno de los puer-
tos de mayor calado de Europa. Se trata de una
228
Petr
óle
o
refinería con un esquema de conversión (Refor-
mado, FCC, Viscorreducción y Mild-hydrocrac-
ker) y una capacidad de destilación de 11 millones
de toneladas al año (MTm/año). Dispone de una
planta de producción de asfalto de capacidad de
260.000 Tm/año. Su capacidad de almacenamiento
es de 1.091 miles de toneladas para materias pri-
mas y 1.025 miles de m3 de productos.
CEPSA
El Grupo CEPSA es titular de tres refinerías: Tene-
rife, Gibraltar y La Rábida. Asimismo participa en
un 50% en ASESA.
Refinería de Tenerife: Situada en Santa Cruz de
Tenerife, es la refinería más antigua de España.
Dispone de una serie de terminales marítimos que
posibilitan tanto la descarga de crudo como la
salida de productos terminados. Se trata de una
refinería Hydroskimming con una capacidad de
destilación de 4,5 millones de toneladas/año
(MTm/año), disponiendo además de una unidad de
viscorreducción y de una planta de asfaltos de
342.000 Tm/año de capacidad nominal. Adicional-
mente, cuenta con una capacidad de almacena-
miento de materias primas de 408 miles de tonela-
das y de 802 miles de m3 de productos.
Refinería de Gibraltar: Situada en Algeciras
(Cádiz), incorpora un terminal marítimo con un
pantalán con 6 atraques. Tiene una capacidad de
refino de 12 millones de toneladas/año (MTm/año)
con un esquema de conversión que incluye Refor-
mado, FCC y Viscorreducción. Se encuentra inte-
grada dentro de un polo petroquímico y dispone de
una planta de producción de lubricantes (propiedad
de LUBRISUR, sociedad participada en un 65%
por CEPSA) con una capacidad de 220.000 Tm/año.
Dispone de una capacidad de almacenamiento de
796 miles de toneladas de materias primas y de
1.058 miles de m3 de productos.
Refinería de La Rábida: Situada en Palos de la
Frontera (Huelva), cuenta con un terminal marí-
timo con una monoboya para la descarga de crudo
y dos muelles de salida de productos. Su capacidad
de destilación es de 5 millones de toneladas/año
(MTm/año) y dispone de esquema de conversión
(Reformado, FCC y Viscorreducción); cuenta,
además, con una planta petroquímica para la pro-
ducción de benceno y ciclohexano de 185.000
Tm/año de capacidad y una planta para la fabrica-
ción de aceites lubricantes y asfaltos con una capa-
cidad de producción anual de más de 192.000
Tm/año y 372.000 Tm/año, respectivamente. Su
capacidad de almacenamiento de materias primas
es de 1.180 miles de toneladas y de 731 miles de
m3 de productos.
BP OIL ESPAÑA
El Grupo BP OIL ESPAÑA es titular del 100% de
la refinería de Castellón de la Plana.
Refinería de Castellón: Dispone de una extensión
de 200 hectáreas y un terminal marítimo con un
campo de boyas y un atraque. Tiene un esquema de
conversión que incluye Reformado y FCC y una
capacidad de destilación de 6 millones de tonela-
das/año (MTm/año). Cuenta con una planta de
producción de asfaltos con una capacidad de
250.000 Tm/año. Además, dispone de una capaci-
dad de almacenamiento de 626 miles de m3 de
crudo y de 771 miles de m3 de productos.
229
Petr
óle
o
Refinería de La Coruña
En agosto de 2005 comenzó la puesta en marcha
de la unidad de hidrotratamiento de carga al FCC
(HDT) con una capacidad de 1,4 MTm/año.
Refinería de Tarragona
Con el objetivo de cumplir las especificaciones de
las gasolinas en 2005, en lo referido a contenidos
aromáticos (máx. 35%), se inició la puesta en mar-
cha de la unidad de isomerización. También se
consolidó el incremento de capacidad en el hydro-
cracker de hasta 1,6 MTm/año, totalizando con el
hydrocracker más antiguo, una capacidad de 2,45
MTm/año.
Refinería de Muskiz
En 2005, comenzó la puesta en marcha de la planta
de desulfuración de Naftas de FCC con capacidad
de 850 miles de Tm/año.
CEPSA
La compañía ha realizado diferentes inversiones
de mejora en sus tres refinerías, por un monto total
de 114 millones de euros (M€), de los cuales el
59,8% fueron destinados a la refinería de Gibral-
tar, el 25,6% a la refinería de Tenerife y el restante
14,6% a la refinería de La Rábida. La mayoría de
estas inversiones fueron destinadas para la mejora
de las actividades de refino.
BP OIL ESPAÑA
BP OIL ESPAÑA, durante el año 2005 no ha rea-
lizado inversiones en más plantas de proceso en la
refinería de Castellón.
ASESA
Sociedad participada al 50% por REPSOL
PETRÓLEO y CEPSA. Esta refinería, situada en
Tarragona, está construida para el tratamiento de
crudos pesados para la producción de asfaltos.
Tiene una capacidad nominal de 1,1 MTm/año.
230
Petr
óle
o
Cuadro 3.2.1. Capacidad de almacenamiento de lasrefinerías españolas a 31-12-2005
Materias Productos (*)primas (Tm) (m3)
Cartagena 1.927.023 1.204.600
La Coruña 818.509 649.800
Puertollano 1.090.380 820.500
Tarragona 1.238.600 1.136.800
Bilbao 1.091.417 1.024.900
Repsol YPF 6.165.929 4.836.600
Tenerife 407.990 801.730
Algeciras 796.340 1.058.070
Huelva 1.179.674 730.702
Cepsa 2.384.004 2.590.502
Castellón 626.000 771.200
BP 626.000 771.200
(*) Incluye GLP.
Fuente: Refinerías.
3.3. Inversiones en la actividad de refino enEspaña
REPSOL YPF
El Grupo REPSOL YPF ha realizado inversiones
relevantes en sus refinerías de La Coruña, Tarra-
gona y Muskiz.
4.1. Marco Sectorial
El Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, intro-
dujo importantes novedades en el marco regulador
de la obligación de mantenimiento de existencias
mínimas de seguridad a fin de adaptarlo a la Ley
34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocar-
buros. Estas novedades afectan, en el ámbito de los
productos derivados del petróleo, al periodo de
cómputo de la obligación de mantenimiento de
existencias mínimas, a la ampliación de las posibi-
lidades de conversión de crudos y semirrefinados
en productos para el cómputo de dichas existen-
cias, a la posibilidad de mantenimiento tanto en
régimen de propiedad como a plena disposición
del sujeto obligado en virtud de contratos de arren-
damiento o al desarrollo de las obligaciones de
mantenimiento de existencias mínimas de seguri-
dad de GLP.
Pero quizá el aspecto más importantes de esta
reforma consistió en la ampliación de 30 a 45 días
del volumen de existencias mínimas que tienen la
consideración de reservas estratégicas. A este res-
pecto, el Real Decreto 1716/2004 se remitía a un
posterior desarrollo normativo mediante Orden
Ministerial para la determinación del calendario de
ampliación de reservas estratégicas a cargo de
CORES. Dicha Orden fue finalmente aprobada en
marzo de 2005 (Orden ITC/543/2005, de 3 de
marzo, sobre cuyo borrador se emitió el informe
CNE 5/2005, Ref. web:6/2005), la cual prevé que
este proceso de adaptación del volumen de reser-
vas estratégicas deberá estar culminado antes del
31 de diciembre de 2007.
Por su parte, el 25 de octubre de 2005 se publicó
en el BOE la Orden ITC/3283/2005, de 11 de octu-
bre (sobre cuyo borrador se emitió igualmente el
correspondiente informe CNE, Ref. web:
27/2005), que viene a desarrollar las previsiones
que se establecen en el RD 1716/2004, respecto a
la información que deben remitir los sujetos obli-
gados al mantenimiento de existencias mínimas de
seguridad de productos petrolíferos y gas natural y
a la diversificación del suministro de gas natural,
así como a las funciones inspectoras a desempeñar
por CORES en esta materia, sustituyendo la ante-
rior regulación contenida en la Orden de 20 de
diciembre de 1995, que queda derogada.
Finalmente, también es importante destacar que, a
petición de la Agencia Internacional de Energía,
para responder al desabastecimiento temporal de
los mercados petrolíferos producidos como conse-
cuencia de los daños causados por el huracán
Katrina, España, mediante Acuerdo del Consejo de
Ministros de 8 de septiembre de 2005, se adhirió a
un mecanismo de respuesta conjunta, rebajando
con carácter transitorio, en una cuantía equivalente
a 70.000 barriles/día, la obligación de manteni-
miento de existencias mínimas de seguridad de
gasolinas y destilados medios de los sujetos obli-
gados.
Fuera ya del marco regulatorio cabe reseñar la
puesta en marcha durante el ejercicio 2005 de dos
nuevos parques de almacenamiento ubicados en
Motril (Granada) y Cartagena (Murcia), titularidad
del Grupo FELGUERA, con una capacidad total
de almacenamiento de 175.000 m3.
4. Logística de productos petrolíferos en España
231
Petr
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o
4.2. La actividad logística en España
Actividad de CLH
El sistema logístico de la COMPAÑÍA LOGÍS-
TICA DE HIDROCARBUROS CLH, S.A. conti-
núa siendo el más relevante en España. Contaba a
31 de diciembre de 2005 con 3.475 km de oleo-
ductos de productos, 38 instalaciones de almace-
namiento y 30 instalaciones aeroportuarias, así
como con dos buques-tanque ajenos para transpor-
tes insulares (fletados actualmente en régimen de
“time charter”) y con gabarras destinadas al servi-
cio de bunkering.
La red de oleoductos constituye el principal medio
de transporte de CLH conectando las 8 refinerías
peninsulares y los principales puertos con los cen-
tros de almacenamiento ubicado cerca de los pun-
tos de consumo. Dispone de un sistema de control
232
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o
LA CORUÑAGIJÓN
SANTANDER BILBAO
GERONA
LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA
ZARAGOZALÉRIDA
BARCELONA
TARRAGONA
MAHÓN
PALMA
CASTELLÓN
ALBUIXECH
ALICANTE
CARTAGENA
IBIZA
BURGOS
MONZALBARBA
VALLADOLID
VIGO
SALAMANCA TORREJÓN
BARAJAS
VILLAVERDEALCÁZAR
PUERTOLLANO
MÉRIDA
CÓRDOBA
GRANADA
ALMERÍAMOTRIL
MÁLAGA
ALGECIRAS
SEVILLAHUELVA
ROTA
POLIDUCTO (3.475 km)ALMACENAMIENTO (38)AEROPUERTO (30)
Gráfico 4.2.1. Logística de CLH
Fuente: CLH.
basado en comunicaciones vía satélite, centrali-
zándose, desde un dispatching o centro de control,
los diferentes equipos y parámetros que configu-
ran la red. Su actividad permite el abastecimiento
de la zona centro de la península desde las zonas
sur y nordeste, con algunos tramos reversibles que
dotan al sistema de mayor versatilidad.
En el ejercicio 2005, las salidas totales de produc-
tos del sistema de CLH ascendieron a 40,1 millo-
nes de toneladas, un 1,36% por encima de las
registradas en 2004. Esta variación se explica,
principalmente, por un incremento de las salidas
de gasóleos (+3,8%) y querosenos de aviación
(+8,53%) y a pesar del descenso de la actividad en
otros productos, como las gasolinas (-6,31%) y
fuelóleos (-17,67%).
Respecto a la actividad de los medios de trans-
porte, el transporte por oleoductos, el medio más
representativo, aumentó su actividad un 7,6%,
mientras que los otros medios experimentaron un
descenso del 33,6% en el caso de los buques-tan-
que y del 47,3% en el de los camiones-cisterna.
En cuanto al reparto de los stocks de la compañía,
las existencias de CORES representaban a
31/12/2005 el 45,6% de las existencias almacena-
das, las existencias operativas el 27%, las existen-
cias mínimas de seguridad el 22,4% y las existen-
cias de la compañía el restante 5%. Las existencias
totales almacenadas a 31 de diciembre de 2005
eran un 34,2% superiores a las almacenadas en la
misma fecha de 2004.
233
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o
LA CORUÑA GIJÓNSANTANDER
BILBAO
GERONA
LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA
ZARAGOZALÉRIDA
BARCELONA
TARRAGONA
MAHÓN
PALMA
CASTELLÓN
ALBUIXECH
ALICANTE
CARTAGENA
IBIZA
BURGOSMONZALBARBA
VALLADOLID
VIGO
SALAMANCA TORREJÓN
BARAJAS
VILLAVERDEALCÁZAR
PUERTOLLANO
MERIDA
CÓRDOBA
GRANADA
ALMERÍAMOTRIL
MÁLAGA
ALGECIRAS
SEVILLAHUELVA
ROTA
OLEODUCTO CLH (3.475 km)
CEUTA MELILLA
REFINERÍA
OLEODUCTO REPSOL YPF (358 km)
TENERIFE
Gráfico 4.2.2. Logística básica en España a 31/12/2005
Compañía Inst. km3
CLH* 68 5.949DECAL 2 695MEROIL 1 386TEPSA 3 368EUROENERGO 1 333FORESTALAT 1 260DISA 7 208TERQUIMSA 2 204DUCAR 2 194PETROCAN 2 193T. CANARIOS 4 176G. FELGUERA 2 175ESERGUI 1 150PTROVAL 1 139SARAS 1 103ATLAS 2 71FORESA 1 68SHELL 1 62AGIP 1 56TEXACO 1 55CMD 4 45TERQUISA 1 30CEPSA AVIAC 3 423 COMPAÑIAS 112 9.924 Fuente: CNE.
*No incluida la instalación de Valencia Puerto (162 Km3) por cese de actividad el 31/12/2005
Las inversiones efectuadas por CLH durante el
ejercicio 2005, 96.457 miles de euros (k€), fueron
un 11,1% superiores a las del año anterior. Este
aumento se debe esencialmente a las inversiones
en instalaciones de almacenamiento, que significa-
ron un 61% del total; el resto de inversiones se dis-
tribuyeron entre medios de transporte (35%) y
otras inversiones (4%). Los principales proyectos
de inversión acometidos en dicho ejercicio fueron
la sustitución de tuberías enterradas en las instala-
ciones de almacenamiento de San Roque (Cádiz),
Navarra y Torrejón (Madrid), la construcción de
una planta piloto para mezcla de gasolina y etanol
en la instalación de almacenamiento de Villaverde
(Madrid), la adecuación de tanques de almacena-
miento de Gasolina 97 I.O. en 15 instalaciones
para almacenar gasóleo A-10 y otros productos
(otras 2 serán adaptadas en 2006), la remodelación
de las tuberías de descarga de buques-tanque en la
instalación de almacenamiento de Huelva y, en
relación con los planes de interconexión con otras
logísticas, la finalización del proyecto de estación
de bombeo para TERQUIMSA en Tarragona y del
tramo de tuberías del enlace entre las instalaciones
de almacenamiento en Huelva de CLH y DECAL.
Logística alternativa a CLH
La capacidad total de almacenamiento a 31 de
diciembre de 2005 de las compañías que prestan
servicio de almacenamiento alternativo a CLH era
de 2,965 millones de m3 (Mm3) en Península y
Baleares y de 1,008 Mm3 en Canarias, Ceuta y
Melilla. Alguna de las instalaciones de almacena-
miento situadas en Península y Baleares están
conectadas con la red de oleoductos de CLH.
DECAL ESPAÑA, S.A. cuenta con dos instalacio-
nes de almacenamiento para gasolinas y gasóleos
situadas en Huelva y Barcelona, pudiendo esta
última almacenar también fuelóleos. La instala-
ción de Barcelona está formada por 25 tanques con
capacidades comprendidas entre los 1.000 y
35.000 m3, siendo su capacidad nominal total de
445.000 m3. A fecha 31 de diciembre de 2005 se
almacenaban 45.437 m3 de gasolinas, 263.899 m3
de gasóleos y 15.772 toneladas de fuelóleos. La
instalación de Huelva dispone de una capacidad
total de 250.000 m3, dividida en 18 tanques de
capacidades comprendidas entre los 2.500 y
40.000 m3. El volumen almacenado a 31 de
diciembre de 2005 era de 20.299 m3 de gasolinas y
188.499 m3 de gasóleos.
TERMINALES PORTUARIAS S.L. posee instala-
ciones de almacenamiento de productos petrolífe-
ros en los puertos de Barcelona, Bilbao y Valencia.
En el puerto de Barcelona su capacidad nominal
de almacenamiento de productos petrolíferos
asciende a 172.399 m3, con un volumen almace-
nado a 31 de diciembre de 2005 de 1.566 m3 de
gasolinas, 18.262 m3 de querosenos, 74.115 m3 de
gasóleos, 3.204 Tm de fuelóleos y 9.623 m3 de
biocarburantes (éster metílico). En el puerto de
Bilbao (Zierbena) la compañía dispone de una
capacidad de almacenamiento de productos petro-
líferos de 184.700 m3, con un volumen de produc-
tos almacenados, a 31 de diciembre, de 735 m3 de
gasolinas, 83.657 m3 de gasóleos y 2.574 m3 de
biocarburantes. Por último, en el puerto de Valen-
cia la capacidad nominal de almacenamiento
asciende a 10.600 m3; almacenando a 31 de
diciembre de 2005 1.015 m3 de gasóleos y 4.013
Tm de fuelóleos.
TERMINALES QUIMICOS, S.A. posee dos ins-
talaciones de almacenamiento, en Tarragona y
Barcelona. La instalación de Tarragona cuenta con
234
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o
una capacidad de almacenamiento de productos de
194.761 m3. A 31 de diciembre de 2005 almace-
naba 10.615 m3 de gasolinas, 51.451 m3 de gasó-
leos, 987 m3 de biocarburantes (éster metílico) y
45.436 m3 de querosenos. La instalación de Barce-
lona cuenta con una capacidad total de almacena-
miento de fuelóleos de 9.190 Tm, almacenando, a
31 de diciembre de 2005, 2.054 Tm.
TERMINALES QUÍMICOS DE SANTANDER,
S.A., cuenta con una planta de almacenamiento en
el puerto de Santander, cuya capacidad de almace-
namiento de productos petrolíferos es de 30.000
m3. A 31 de diciembre de 2005 almacenaba 4.213
m3 de gasolinas y 14.638 m3 de gasóleos.
PETROLÍFERA DUCAR, S.A. cuenta con dos
instalaciones de almacenamiento, dos en Ceuta y
una en Las Palmas de Gran Canaria. Las instala-
ciones de almacenamiento (“Ducar I” y “Ducar
II”) situadas en la Ciudad Autónoma de Ceuta dis-
ponen de una capacidad nominal de almacena-
miento de 84.400 y 36.000 m3, respectivamente. A
31 de diciembre de 2005, en “Ducar I” se almace-
naban 430 m3 de gasóleos y 34.107 Tm de fueló-
leo, mientras que en “Ducar II”, se almacenaban
12.604 Tm de fuelóleos. Por su parte, la instala-
ción localizada en Las Palmas de Gran Canaria
tiene una capacidad de almacenamiento de 73.500
m3 contando, a 31 de diciembre, con 21.131 m3 de
gasóleos y 12.609 Tm de fuelóleos.
FORESTAL DEL ATLANTICO, S.A. es propieta-
ria de una planta de almacenamiento en Mugardos
(La Coruña), con una capacidad nominal de
259.800 m3. El volumen de productos petrolíferos
almacenados a 31 de diciembre de 2005 estaba
constituido por 155.071 m3 de gasóleos y 32.592
Tm de fuelóleos.
TERMINALES CANARIOS, S.L. cuenta con dos
instalaciones de almacenamiento en Tenerife y
otras dos en Gran Canaria. Las instalaciones sitas
en Tenerife (puerto de Santa Cruz y aeropuerto de
Tenerife-Sur), disponen de una capacidad de
87.814 y 2.150 m3, respectivamente. En cuanto a
las instalaciones situadas en Gran Canaria (puerto
de Las Palmas y aeropuerto de Gran Canaria) pre-
sentan unas capacidades de almacenamiento de
84.064 y 2.350 m3, respectivamente. El volumen
de productos almacenados a 31 de diciembre de
2005 en las instalaciones del puerto de Santa Cruz
de Tenerife se distribuyen en 4.073 m3 de gasoli-
nas, 19.070 m3 de gasóleos y 16.520 m3 de quero-
senos; en la instalación portuaria de Las Palmas, se
almacenaba a 31 de diciembre de 2005, 2.350 m3
de gasolinas, 7.444 m3 de gasóleos, 7.373 m3 de
fuelóleos y 15.704 m3 de querosenos. El volumen
de queroseno almacenado a 31 de diciembre de
2005 en las instalaciones aeroportuarias era de
2.121 m3 en Tenerife-Sur y 1.679 m3 en Gran
Canaria, incluyendo en estos volúmenes el stock
en redes de hidrante de los aeropuertos.
ESERGUI, S.A. es propietaria de una instalación
de almacenamiento situada en Zierbena (Puerto de
Bilbao), que a 31 de diciembre de 2005 almace-
naba 9.960 m3 de gasolinas y 62.648 m3 de gasó-
leos. La instalación cuenta con una capacidad de
150.000 m3 y está formada por 13 tanques de dife-
rentes capacidades para gasóleos y gasolinas.
PETRÓLEOS DE VALENCIA S.A.U. (filial de
GALP ENERGÍA), cuenta con tanques de almace-
namiento localizados en el puerto de Valencia con
una capacidad nominal total de 139.043 m3. A 31
de diciembre de 2005 almacenaba 21.440 m3 de
gasolinas, 26.932 m3 de gasóleos.
235
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DISTRIBUIDORA INDUSTRIAL, S.A. contaba
en diciembre de 2005 con siete instalaciones en las
Islas Canarias: Fuerteventura, Lanzarote, Gran
Canaria, La Gomera, El Hierro, La Palma y Melilla.
La capacidad total de las siete plantas, es de 36.136
m3 de gasolinas, 82.496 m3 de gasóleos, 54.390 m3
de querosenos y 34.709 Tm de fuelóleos. El volu-
men de gasolinas, gasóleos y querosenos almacena-
dos a 31 de diciembre de 2005 ascendía a 20.462,
49.355 y 36.490m3, respectivamente, a los que hay
que sumar 10.632 Tm de fuelóleos. La compañía no
ha realizado inversiones para incrementar la capaci-
dad en 2005. Sin embargo, se pueden resaltar la
modernización y mejora de la instalación de Saline-
tas (Gran Canaria), así como otras obras de mejora
en la instalación en Fuerteventura.
SARAS ENERGÍA, S.A. tiene una instalación de
almacenamiento situada en Cartagena, la cual dis-
pone de una capacidad de 102.943 m3, dividida en
6 tanques de gasóleos y 4 tanques de gasolinas. El
volumen de productos petrolíferos almacenados a
31 de diciembre de 2005 ascendía a 3.095 m3 de
gasolinas y 45.293 m3 de gasóleos.
CEPSA participa mayoritariamente en cuatro com-
pañías que desarrollan su actividad en las Islas
Canarias y en las Ciudades Autónomas de Ceuta y
Melilla. ATLAS S.A., tiene una instalación de
almacenamiento situada en Ceuta, cuya capacidad
total de almacenamiento de productos petrolíferos
es de 70.100 m3, almacenando a 31 de diciembre
de 2005, 2.203 m3 de gasolinas, 11.030 m3 de
gasóleos y 7.723 Tm de fuelóleos. PETRÓLEOS
DE CANARIAS, S.A. dispone de una capacidad
de almacenamiento de 192.789 m3, dividida en sus
instalaciones de Las Palmas de Gran Canaria
(82.844 m3) y de Santa Cruz de Tenerife (109.945
m3); a 31 de diciembre de 2005 almacenaba en Las
Palmas 27.700 m3 de gasóleos y 18.488 Tm de fue-
lóleos y en Santa Cruz de Tenerife 53.316 m3 de
gasóleos y 25.265 Tm de fuelóleos. La actividad
de almacenamiento de CMD AEROPUERTOS
CANARIOS, S.L. se centra en los aeropuertos de
Gran Canaria, Tenerife-Sur, Lanzarote y Fuerte-
ventura, sumando una capacidad de almacena-
miento de 45.141 m3; su volumen de productos
almacenados a 31 de diciembre de 2005 era de
23.263 m3. Por último, CEPSA AVIACIÓN, S.A.
dispone de instalaciones de almacenamiento en los
aeropuertos de Tenerife-Norte, La Palma y Melilla,
ascendiendo su capacidad de almacenamiento a
4.265 m3; a 31 de diciembre de 2005 almacenaba
2.662 m3 de productos petrolíferos.
FORESA cuenta con una planta de almacena-
miento situada en Villagarcía de Arosa (Ponteve-
dra), cuya capacidad es de 67.600 m3. A 31 de
diciembre de 2005 el volumen de producto alma-
cenado ascendía a 3.679 m3 de gasolinas, 4.214 de
gasóleos y 14.883 Tm de fuelóleos.
SHELL ESPAÑA, S.A. a diciembre de 2005
cuenta con una instalación de almacenamiento de
productos petrolíferos, en Las Palmas de Gran
Canaria, con una capacidad de almacenamiento de
productos petrolíferos de 61.780 m3. El volumen
de productos almacenados a 31 de diciembre del
ejercicio 2005 era 24.106 m3 de gasóleos y 2.638
m3 de fuelóleos.
TEXACO, S.A. cuenta con una instalación de
almacenamiento en Las Palmas de Gran Canaria.
La capacidad total del parque asciende a 31.000
m3 para fuelóleos y 24.000 m3 para gasóleos. A 31
de diciembre de 2005 el volumen de producto
almacenado ascendía a 12.000 m3 de gasóleos y
9.000 Tm fuelóleos.
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o
EUROENERGO ESPAÑA, S.L. dispone de una
instalación de almacenamiento de gasolinas y gasó-
leos en Tarragona cuya capacidad asciende a
333.176 m3; a 31 de diciembre de 2005 almacenaba
47.853 m3 de gasolinas y 236.340 m3 de gasóleos.
AGIP ESPAÑA, S.A. cuenta con una instalación
de almacenamiento de gasolinas y gasóleos en
Gijón con una capacidad total de 56.000 m3 . A 31
de diciembre de 2005 almacenaba 14.267 m3 de
gasolinas y 16.282 m3 de gasóleos.
MEROIL, S.A. tiene una instalación de almacena-
miento de productos petrolíferos sita en Barcelona,
con una capacidad disponible de 385.590 m3 . A 31
de diciembre de 2005 almacenaba 21.871 m3 de
gasolinas y 309.373 m3 de gasóleos.
El Grupo FELGUERA cuenta con dos instalacio-
nes de almacenamiento puestas en funcionamiento
durante el ejercicio 2005, una situada en Carta-
gena, con una capacidad de 110.181 m3 y la otra en
Motril con una capacidad de 64.359 m3. A 31 de
diciembre la planta de Cartagena almacenaba
109.127 m3 de gasóleos, mientras que en Motril, se
tenía almacenado a esa fecha 13.760 m3 de gasoli-
nas y 18.335 m3 de gasóleos.
4.3 Productos almacenados
La Corporación de Reservas Estratégicas de Pro-
ductos Petrolíferos (CORES), fue constituida en el
año 1995 al amparo de lo dispuesto en la Ley
34/1992, de Ordenación del Sector Petrolero y en
el Real Decreto 2111/1994, por el que se regula la
obligación de mantenimiento de existencias míni-
mas de seguridad de productos petrolíferos, actual-
mente derogado por el Real Decreto 1716/2004
antes mencionado. La actual ley sectorial (Ley
34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocar-
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Productos Unidad 31-dic-04 Entradas Salidas Traspasos 31-dic-05 % variación
Gasolinas 95 s/p (N.E.) m3 632.545 1.368 –1.368 51.337 683.882 8%
Gasolina 97 I.O. s/p m3 51.337 0 –51.337 0 –100%
TOTAL GASOLINAS m3 683.883 1.368 –1.368 0 683.882 0%
Gasóleo A (N.E.) m3 1.419.562 493.831 –1.656 0 1.911.737 35%
Gasóleo B m3 190.674 91.864 –222 0 282.316 48%
Gasóleo C m3 295.810 296 –296 0 295.810 0%
Queroseno Jet A1 m3 246.784 50.513 –513 0 296.784 20%
TOTAL GASÓLEOS+ QUEROSENOS
m3 2.152.830 636.504 –2.687 0 2.786.647 29%
Fuelóleo BIA Tm 184.000 258 258 0 184.000 0%
Fuelóleo UNELCO Tm 73.812 0 0 0 73.812 0%
TOTAL FUELÓLEOS Tm 257.812 258 258 0 257.812 0%
Petróleo crudo m3 2.266.919 3.372 –3.400 0 2.266.920 0%
TOTAL m3/Tm 5.361.444 641.502 –7.197 0 5.995.261 12%
Fuente: CORES.
Cuadro 4.3.1. Evolución de las reservas estratégicas de CORES
buros) señala que CORES tendrá por objeto la
constitución, mantenimiento y gestión de las reser-
vas estratégicas y el control de las existencias
mínimas de seguridad.
Según se observa en el anterior cuadro, a finales
de 2005 las existencias estratégicas almacenadas
ascendían a 683.882 m3 de gasolinas (11,4% del
total almacenado), 2.786.647 m3 de gasóleos y
querosenos (46,5% del total), 257.812 toneladas
de fuelóleos (4,3%) y 2.266.920 m3 de crudo
(37,8%).
Por productos se registra, en relación con el ejerci-
cio anterior, un aumento de reservas sólo en el
grupo de gasóleos y querosenos (+29%). Los cru-
dos y los restantes productos se mantienen prácti-
camente invariables.
Por otra parte, en diciembre de 2005 los stocks de
productos petrolíferos (excepto GLP) y materias
primas almacenados por los sujetos obligados al
mantenimiento de existencias mínimas de seguri-
dad ascendieron a 7,06 millones de m3 y 4,72
millones de toneladas métricas, respectivamente,
tanto en territorio nacional como en aquellos paí-
ses con los que existen acuerdos bilaterales.
En cuanto al reparto de stocks almacenados de los
productos petrolíferos el 60% correspondió a los
gasóleos (58% en 2004), el 19% a las gasolinas
(21% en 2004), el 11% a los fuelóleos (12% en
2004) y el restante 9% a los querosenos (igual que en
2004). En el caso de las materias primas, el 68,8%
de los stocks almacenados corresponde a crudos, el
30,9% a productos semirrefinados y únicamente un
0,3% a otras materias auxiliares, aditivos, compues-
tos oxigenados y aceites para biodiésel.
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9.000.000
8.000.000
7.000.000
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
m3
Ene.
Total grupo fuelóleos
Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Productos petrolíferos
Total grupo querosenos Total grupo gasolinas
Total grupo gasóleos
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
Tm
Ene.
Aceites biodiésel
Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Materias primas
Productos semirrefinados
CrudosAditivos/compuestos oxigenados
Gráfico 4.3.1. Evolución stocks de sujetos obligados. Año 2005
Datos en toneladas y en metros cúbicos
Fuente: CNE y CORES
En el ejercicio 2005 se han producido importantes
novedades en el marco normativo de la comercia-
lización de productos petrolíferos, derivadas en su
mayor parte de los mandatos adoptados el 25 de
febrero de 2005 mediante Acuerdo del Consejo de
Ministros para poner en marcha medidas de
impulso a la productividad.
Así, el 14 de marzo se publicaba en el BOE el Real
Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas
urgentes para el impulso a la productividad y para la
mejora de la contratación pública. Esta norma, por
un lado, modifica la configuración del registro de
instalaciones de distribución al por menor creado
por el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, a fin
de convertirlo en un registro telemático compartido
con las Comunidades Autónomas, conformado por
los datos autonómicos sobre inscripciones o modi-
ficaciones de instalaciones y por la información
sobre precios de venta de los carburantes recibida
por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
Por otro, el Real Decreto-Ley explicita la responsa-
bilidad de la CNE en la incoación y tramitación de
expedientes sancionadores en el supuesto de incum-
plimiento de la obligación de remisión de informa-
ción sobre puntos de venta prevista en el artículo 4
del Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio.
Posteriormente, se aprobó el Real Decreto
942/2005, de 29 de julio, por el que se modifican
determinadas disposiciones en materia de hidro-
carburos (sobre cuyo proyecto la CNE emitió su
preceptivo informe 6/2005, Ref. web: 23/2005),
que viene a prohibir la comercialización en todo el
territorio nacional de las gasolinas de sustitución a
partir del 1 de enero de 2009.
Más adelante, el 25 de noviembre, se publicó en el
BOE la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de
reformas para el impulso a la productividad, que
habilita a las cooperativas agrarias para distribuir
cualquier tipo de carburante sin necesidad de cons-
tituir una entidad diferenciada sujeta al régimen
fiscal general (requisito que se mantiene para el
resto de cooperativas), siempre y cuando sus insta-
laciones cumplan los mismos requisitos exigibles
al resto de instalaciones de distribución al por
menor.
Finalmente, la Orden ITC/1201/2006, de 19 de
abril, por la que se determina la forma de remisión
de información al Ministerio de Industria, Turismo
y Comercio sobre las actividades de suministro de
productos petrolíferos, vino a dar cumplimiento al
mandato vigésimo séptimo del mencionado
Acuerdo del Consejo de Ministros, que ordenaba
el perfeccionamiento del anterior sistema de remi-
sión de información de precios de carburantes
aplicados en instalaciones de suministro a vehícu-
los, introduciendo a tal efecto importantes modifi-
caciones respecto a la regulación que de esta obli-
gación de información realizaba la Orden de 3 de
agosto de 2000, que ahora se deroga. Sobre el
borrador de esta Orden, la CNE emitió, con fecha
1 de diciembre de 2005, su informe 22/2005 (Ref.
web: 41/2005).
En cuanto a las operaciones corporativas, durante
el primer trimestre de 2005 se completó el pro-
ceso de toma de control por parte del Grupo DISA
de la mayor parte de las actividades comerciales
del Grupo SHELL en España, con la formaliza-
ción de la adquisición de SHELL ATLÁNTICA,
que concentraba los activos situados en Canarias,
Ceuta y Melilla. Tras esta operación, el Grupo
DISA dispone de una red de distribución com-
puesta por más de 480 instalaciones de suministro
a vehículos.
5. Comercialización
239
Petr
óle
o
El ejercicio 2005 también viene marcado por la
entrada en vigor en toda la Unión Europea de la
obligación de comercialización de carburantes de
automoción con muy bajo contenido en azufre,
debiéndose garantizar por parte de los Estados
miembros la disponibilidad de cantidades sufi-
cientes de gasolina y gasóleo con un contenido
máximo de azufre de 10 ppm atendiendo a una
distribución geográfica adecuadamente equili-
brada.
A fin de dar cumplimiento a esta previsión, en
España se ha optado por la comercialización de la
gasolina 98 I.O. con un contenido máximo de azu-
fre de 10 ppm y la introducción de un nuevo grado
de gasóleo A de 10 ppm que convivirá (hasta el
año 2009) con el de 50 ppm. A este respecto, se
puede observar una creciente presencia en los pun-
tos de venta de tanques y surtidores dedicados al
suministro de gasóleo A de 10 ppm en detrimento
de la gasolina de sustitución.
5.1. Consumo de productos
El consumo total de productos derivados del petró-
leo en España en el año 2005 se situó en 74,1
millones de toneladas, lo que representa un
aumento del 0,5% respecto al registrado en el ejer-
cicio 2004.
Dentro de los destilados ligeros, el consumo de
GLP desciende un 2,0% en relación a 2004, año en
240
Petr
óle
o
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Querosenos 2005 Otros productos 2005
GLP 2005 Gasóleos 2005Gasolinas 2005 Fuelóleos 2005
Total 2004
Gráfico 5.1.1. Consumo productos petrolíferos 2004-2005
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
el que había registrado un ascenso interanual del
2,3%. Por su parte, la demanda de gasolinas conti-
núa con la tendencia decreciente de ejercicios
anteriores (-1,3% en 2003 y -4,2% en 2004), dis-
minuyendo un 5,6% en 2005.
En cuanto a los destilados medios, los gasóleos
mantienen la tendencia ascendente de años ante-
riores sumando al incremento interanual del 6,6%
en 2004 un aumento del 3,4% en 2005. Igual-
mente, el consumo de querosenos consolida en
2005 la senda alcista iniciada en el ejercicio 2003,
tras la crisis internacional experimentada por el
sector de la aviación en 2002, registrando un incre-
mento del 6,5%.
Finalmente, la demanda de la parte más pesada del
barril registra descensos en 2005. Por un lado, el
consumo de fuelóleos se reduce, por tercer año
consecutivo, en un 0,1%. Por otro, el consumo del
genérico “otros productos” (entre los que se inclu-
yen los aceites y bases lubricantes, productos
asfálticos y coque de petróleo), experimenta un
descenso del 4,8%, tras haber ascendido un 0,1%
en el año anterior.
Gasolinas
La demanda de gasolinas (excluidas las de avia-
ción y el genérico “otras gasolinas”) mantiene en
2005 la senda descendente de años anteriores,
241
Petr
óle
o
700
600
500
400
300
200
100
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Sin plomo 98 I.O. 2004 Sin plomo 97 I.O. 2004
Sin plomo 95 I.O. 2005 Sin plomo 97 I.O. 2005 Sin plomo 95 I.O. 2004Sin plomo 98 I.O. 2005
Gráfico 5.1.2. Evolución consumo gasolinas 2004-2005
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
situándose en 7,29 millones de toneladas (MTm)
desde los 7,72 MTm de 2004. El descenso intera-
nual registrado (-5,6%) se explica por la caída de
la demanda de la gasolina 98 I.O. y, principal-
mente, de gasolina 97 I.O., que no se ve compen-
sado por el mayor consumo de gasolina 95 I.O. La
demanda total de gasolinas se mantiene durante
todos los meses del ejercicio 2005 por debajo de la
de 2004.
El consumo de gasolina 95 I.O. registra en 2005 un
aumento interanual mayor que el ejercicio prece-
dente, al pasar de un incremento del 0,5% en 2004
al 1,4%. Por su parte, la participación de la gaso-
lina 95 I.O. en la estructura de consumo total de
gasolinas continúa aumentando: 73% en 2003,
77% en 2004 y 82% en 2005.
En relación a la gasolina 97 I.O., su consumo des-
ciende en el año 2005 un 54,0%, descenso que se
acumula al 28,9% de 2004 y al 21,2% de 2003.
Consecuentemente, la participación media de este
carburante en el total de gasolinas desciende de
nuevo en 2005 hasta el 6% (16% en 2003 y 12%
en 2004).
Por último, la demanda de gasolina 98 I.O. registra
en 2005, tras los ascensos de años anteriores, un
descenso interanual del 1,3%, alcanzando los
871,41 miles de toneladas, cifra que representa un
12% sobre el consumo total de gasolinas (11% en
2003 y 2004).
Del total de gasolinas auto, en 2005, se han comer-
cializado 620 miles de toneladas de gasolinas con
un contenido de azufre inferior a 10 ppm.
Gasóleos y Querosenos
La demanda total de gasóleos (excluido el gené-
rico “otros gasóleos”) continúa en 2005 con la ten-
dencia ascendente de años anteriores, alcanzando
los 32,1 millones de toneladas (MTm) y consoli-
dándose así como la categoría de productos de
mayor consumo en España.
Por clases, el consumo de gasóleo de automoción
presenta un incremento interanual del 4,9% en
relación al ejercicio 2004, situándose en 23,3
MTm. La demanda de este gasóleo en 2005 fue
superior a la del año precedente durante todos los
meses del año, excepto en julio. Por su parte, su
participación en el consumo total de gasóleos pasa
del 71% en 2004 al 73% en 2005.
Del total de gasóleos de automoción, en 2005, se
han comercializado 438 miles de toneladas de gasó-
leos con un contenido en azufre inferior a 10 ppm.
Durante el año 2005, continúa el proceso de diese-
lización del parque automovilístico español. Según
los últimos datos proporcionados por ANFAC
(Asociación Española de Fabricantes de Automó-
viles y Camiones), el porcentaje de vehículos dié-
sel sobre el total de matriculados alcanzó en 2005
el 67,8%.
En relación al gasóleo clase B, su consumo regis-
tra en 2005 un incremento interanual del 0,5%,
alcanzando un máximo histórico de 5,94 millones
de toneladas. Por último, la demanda de gasóleo
clase C desciende en 2005, por segundo año con-
secutivo, en un 8,1%.
Respecto a los querosenos, durante el año 2005
aumenta su demanda, situándose en 5,19 millones
242
Petr
óle
o
243
Petr
óle
o2.500
2.000
1.500
1.000
500
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Gasóleo B 2004Gasóleo A 2005 Gasóleo C 2005 Gasóleo A 2004Gasóleo B 2005 Gasóleo C 2004
Gráfico 5.1.4. Evolución consumo gasóleos 2004-2005
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
01991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
GASOLINAS
GASÓLEOS
Gráfico 5.1.3. Evolución matriculaciones 1991-2005
Datos en porcentaje
Fuente: ANFAC.
de toneladas (MTm), frente a las 4,87 MTm de
2004.
Reparto geográfico del consumo
En cuanto al reparto geográfico del consumo de
carburantes de automoción (gasolinas auto y gasó-
leo A) destaca la Comunidad Autónoma de Cata-
luña que representa el 15,9% del consumo total,
seguida de las Comunidades de Andalucía y Valen-
ciana, que suponen un 15,7% y 10,7%, respectiva-
mente. Estas Comunidades, junto con la de
Madrid, concentran el 52% del consumo total de
carburantes.
En relación al consumo anual de carburantes por
habitante, la Comunidad Foral de Navarra presenta
el consumo más alto con 1,16 toneladas por habi-
tante (Tm/hab), seguida de Castilla-La Mancha
con 1,02 Tm/hab y Castilla y León con 0,96
Tm/hab.
Por último, en lo referente a la demanda de quero-
senos, el importante tráfico del aeropuerto de
Madrid-Barajas, explica que la Comunidad de
Madrid represente en 2005 el 30% del consumo
nacional de querosenos. Entre la Comunidad de
Madrid y la de Andalucía, se concentra el 49% del
total del consumo. También presentan consumos
relevantes las Comunidades de Canarias, Cataluña
y Baleares (18%, 13% y 9%, respectivamente).
Consumo por canal
Mientras el suministro de la práctica totalidad de
las gasolinas se realizó, como es habitual, a través
244
Petr
óle
o
Tm/h
abit
ante
GO A 2005 GNA 2005 Tm/habitante
Tone
lada
s
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
Cata
luña
Anda
lucí
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Com
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La R
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illa
1,40
1,20
1,00
0,80
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0,40
0,20
0,00
Gráfico 5.1.5. Consumo de carburantes por Comunidad Autónoma. Año 2005
Datos en toneladas y toneladas/habitante
Fuente: CNE.
del canal de estaciones de servicio (96%), el
reparto de las ventas de gasóleos es más equili-
brado: 54% a través de instalaciones de suministro
a vehículos y 46% a granel (consumidor final y
distribuidores). Por clases, mientras el gasóleo A
se distribuye mayoritariamente a través de estacio-
nes de servicio (73,2%), los gasóleos B y C se
comercializan casi en su totalidad a través del
canal de ventas directas (94,2% y 99,6%, respecti-
vamente).
5.2. Precios y fiscalidad
Como se ha visto en el Capítulo 1.5. («Principales
variables de los mercados energéticos internacio-
nales»), en 2005 tanto el precio medio del crudo
como los promedios anuales de las cotizaciones
internacionales de referencia de la gasolina sin
plomo y del gasóleo de automoción superaron
ampliamente los registrados el año anterior.
Precio Antes de Impuestos (PAI)
El PAI medio anual de la gasolina 95 I.O. corres-
pondiente al año 2005 se sitúa en 42,637 c€/lt en
España, 42,385 c€/lt en la UE-14 y en 41,940
c€/lt en la UE-6. En relación a los PAI correspon-
dientes al ejercicio precedente, España presenta un
aumento menor que las medias UE-14 y UE-6
(+7,254, +7,591 y +7,778 c€/lt, respectivamente).
El PAI medio anual del gasóleo A en el año 2005 ha
sido, tanto en España como en las medias europeas,
superior al registrado en el año 2004. Al contrario
245
Petr
óle
o
EE.SS. Granel
Gna 98
Go C
209
34
18
Go B
Go A
Gna 95
Gna 97
13
0 3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000
Toneladas
5.593
2.841
344
17.067 6.252
5.786
411
837
Gráfico 5.1.6. Consumo por canal. Año 2005
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
246
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0,25
0,20
PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
Gráfico 5.2.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2002-2005
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
Ene-
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0,45
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0,25
PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
Gráfico 5.2.2. Gasóleo A: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2002-2005
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
247
Petr
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PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
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0,50
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0,20
Gráfico 5.2.3. Gasóleo C: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2002-2005
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
Gráfico 5.2.4. Fuelóleo: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2002-2005
Datos en €/Tm
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
de lo que ocurre con la gasolina 95, España pre-
senta un mayor aumento interanual que las medias
UE-14 y UE-6 (+11,833, +11,692 y +11,524 c€/lt,
respectivamente), situándose el PAI medio del
gasóleo A en 47,444 c€/lt en España, 46,827 c€/lt
en la UE-14 y 46,420 c€/lt en la UE-6.
Como en años anteriores, el PAI medio anual de
2005 del gasóleo C en España (39,26 c€/lt) ha
sido inferior al de las medias UE-14 (43,52 c€/lt)
y UE-6 (42,89 c€/lt). El incremento registrado en
relación al PAI de 2004 es de +10,45 c€/lt en
España, +11,39 c€/lt en la UE-14 y +11,61 c€/lt
en la UE-6.
Al igual que ocurre con el resto de productos, el
PAI del fuelóleo BIA aumenta tanto en España
como en las medias UE-14 y UE-6 respecto al
ejercicio 2004, +80,00 +64,7 y +69,7 €/Tm, res-
pectivamente. En concreto, el PAI anual medio
alcanza los 286,3 €/Tm en España, 252,7 €/Tm
en la UE-14 y 241,7 €/Tm en la UE-6.
El Precio de Venta al Público (PVP)
El PVP medio anual de la gasolina 95 I.O. en 2005
ha sido de 0,9618 €/lt en España y 1,1558 €/lt en
la UE-14. En relación al año 2004, el PVP
aumenta tanto en España como en la media UE-14,
+8,66 y 9,76 c€/lt, respectivamente. Este menor
aumento del PVP en España permite que se amplíe
el diferencial respecto a la media europea hasta
alcanzar los -19,40 c€/lt.
248
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PVP en la UE-14PVP en España
1,35
1,30
1,25
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
Gráfico 5.2.5. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2002-2005
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
En comparación con el resto de países de la UE-
15, el PVP de la gasolina sin plomo 95 I.O., como
en años anteriores, sigue ubicado en la banda baja
de precios. Sólo Grecia presenta un PVP anual
medio más bajo que España. En este sentido, el
PVP en España se sitúa 39,00 c€/lt por debajo
del PVP más alto, correspondiente a Holanda, y
7,17 c€/lt por encima del más bajo, registrado en
Grecia.
El PVP anual del gasóleo A ha sido de 0,8985 €/lt
en España y de 1,0173 €/lt en la UE-14. El
aumento registrado en relación al PVP de 2005 ha
sido mayor en la UE-14 (+14,61 c€/lt) que en
España (+13,98 c€/lt), abriéndose el diferencial
hasta los -11,88 c€/lt.
Impuestos
En relación con la fiscalidad aplicada a los pro-
ductos derivados del petróleo, los impuestos sobre
la gasolina 95 I.O. han supuesto de media un
54,9% del PVP en España en el ejercicio 2005,
cifra inferior a la registrada en el año precedente
(59,0%). Por su parte, en la UE-14 la participación
de los impuestos en el PVP final se situó en el
63,3% (67,1% en 2004).
España es el segundo país de la UE-15 con
impuestos más bajos sobre este carburante, por
detrás de Grecia, situándose en 2005 el diferencial
medio respecto a la media de la UE-14 en 19,65
c€/lt.
249
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Ene-
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b-02
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Jul-
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c-05
PVP UE-14PVP en España
1,15
1,10
1,05
1,00
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0,90
0,85
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0,75
0,70
0,65
Gráfico 5.2.6. Gasóleo A: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2002-2005
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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UE-
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1,40
PAI 2005 IIEE 2005* IVA 2005 PAI 2004 IIEE 2004* IVA 2004
Gráfico 5.2.7. Gasolina sin plomo 95 I.O.: precios medios de venta al público en la UE en 2004-2005
Datos en €/litro
* En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
BÉLG
ICA
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ESPA
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UE-
14
0,00
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1,40
PAI 2005 IIEE 2005* IVA 2005 PAI 2004 IIEE 2004* IVA 2004
Gráfico 5.2.8. Gasóleo A: precios medios de venta al público en la UE en 2004-2005
Datos en €/litro
* En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
Por su parte, en lo que respecta al gasóleo A, en el
ejercicio 2005 los impuestos en España represen-
taron, de media, el 46,5% del PVP (52,5% en
2004) y el 54,0% en la UE-14 (59,7% en 2004).
Así, España fue en 2005 el tercer país con carga
impositiva más baja sobre el gasóleo A, por detrás
de Grecia y Luxemburgo, situándose el diferencial
respecto a la UE-14 en 12,50 c€/lt.
En base a lo establecido en la Ley 24/2001, de 27
de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrati-
vas y del Orden Social, el 1 de enero de 2002 entró
en vigor el Impuesto sobre Ventas Minoristas de
Determinados Hidrocarburos. Este impuesto se
divide en dos tramos, estatal (24 euros por 1.000
litros, tanto para las gasolinas como para los gasó-
leos de uso general) y autonómico. Este último se
comenzó a aplicar en la Comunidad de Madrid en
agosto de 2002, a comienzos de 2004 en las
Comunidades Autónomas de Galicia y Asturias y
posteriormente, en agosto del mismo año, en Cata-
luña. Los importes exigibles a 31 de diciembre de
2005 son los siguientes:
Madrid:
a) Gasolinas: 17 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleos de uso general: 17 euros por 1.000
litros.
Galicia:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleo de uso general: 12 euros por 1.000
litros.
Asturias:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleo de uso general: 20 euros por 1.000
litros.
251
Petr
óle
o
(1) Están exentas (operaciones asimiladas a exportaciones) las entregas a buques y aeronaves afectas al tráfico internacional (Ley 37/1992, delImpuesto Sobre el Valor Añadido).
(2) Tramo estatal del Impuesto sobre Venta Minorista de Determinados Hidrocarburos. Aplicado a partir del 1/1/2002 (Ley 24/2001). No incluye tramoautonómico.
(3) Están exentas la fabricación o importación de combustibles para navegación aérea y marítima (exceptuando la privada de recreo), así como eldestinado a la producción de electricidad o calor en centrales eléctricas.
(4) La Ley 53/2002, de medidas fiscales, administrativas y del orden social, modifica el ámbito objetivo del Impuesto sobre las Ventas Minoristasde Determinados Hidrocarburos excluyendo al queroseno destinado a usos distintos de los de carburante.
Fuente: CNE.
Cuadro 5.2.1. Impuestos en Península y Baleares
Impuesto Tipo impositivoespecial (3) IVMDH (2) Total IVA
€/l €/l €/l %
Gasolinas 97 y 98 0,40292 0,024 0,42692 16
Gasolina 95 0,37169 0,024 0,39569 16
Gasóleo A 0,26986 0,024 0,29386 16
Gasóleos B y C 0,07871 0,006 0,08471 16 (1)
Queroseno (uso general) 0,29179 0,024 0,31579 16 (1)
Queroseno (para usos distintos de los de carburante) (4) 0,07871 0,000 0,07871 16
€/Tm €/Tm €/Tm %
Fuelóleos 13,43 1 14,43 16 (1)
Cataluña:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros
b) Gasóleos de uso general: 24 euros por 1.000
litros
Desde el 1 de enero de 2006 el tramo autonómico
del Impuesto sobre Ventas Minoristas de Determi-
nados Hidrocarburos también se aplica en la
Comunidad Valenciana y en Castilla-La Mancha.
252
Petr
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o
Canarias Ceuta Melilla
Impuesto Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivoespecial IGIC (1) complementario IPSI complementario IPSI
Producto €/l % €/l % €/l %
Gasolina 98 0,23224 — 0,13823 0,5 0,10000 7
Gasolina 97 0,23224 — 0,13823 0,5 0,12000 7
Gasolina 95 0,21782 — 0,10217 0,5 0,10000 7
Gasóleos 0,10266 — 0,04808 0,5 0,03000 7
Querosenos — — 0,00601 0,5 — —
€/Tm % €/Tm % €/Tm %
Fuelóleos 0,50000 — 6,01000 0,5 — 7
(1) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 1/1/2002, la exención de IGIC (anteriormente, 2%) a las entregas o importaciones deproductos derivados del petróleo.
Fuente: CNE.
Cuadro 5.2.2. Impuestos especiales en Canarias, Ceuta y Melilla
5.3. Márgenes brutos de comercialización
En 2005, el margen bruto medio de comercializa-
ción de la gasolina 95 I.O. se sitúa en 10,53 c€/lt
en España y 10,15 c€/lt en la UE-14, cifras en
ambos casos inferiores a las registradas en 2004,
10,90 y 10,28 c€/lt, respectivamente.
Durante todos los meses del año 2005, excepto
abril y octubre, el margen bruto de comercializa-
ción de la gasolina 95 I.O. en España se mantiene
por encima del de la UE-14. El diferencial medio
anual España/UE-14 se reduce desde los +0,62
c€/lt registrados en 2004 hasta los +0,38 c€/lt.
El margen bruto de comercialización máximo de
2005 se registra, tanto en España como en la UE-
14, en el mes de octubre, alcanzando los 13,56 y
14,09 c€/lt, respectivamente.
En lo que respecta al gasóleo A, mientras que en
España se produce un aumento del margen bruto
de comercialización de 0,03 c€/lt en relación al
registrado en 2004, situándose en 10,16 c€/lt, en
la UE-14 se produce un descenso de 0,03 c€/lt,
hasta los 9,66 c€/lt.
Durante todos los meses del año 2005, excepto
octubre y diciembre, el margen bruto de comercia-
253
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0,16
0,14
0,12
0,10
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0,06
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0,00FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005 España PAI-Ci 2004 UE-14 PAI-Ci 2004
Gráfico 5.3.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)
Datos en €/litro
Fuente: CNE.
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005 España PAI-Ci 2004 UE-14 PAI-Ci 2004
Gráfico 5.3.2. Gasóleo A. Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)
Datos en €/litro
Fuente: CNE.
lización del gasóleo A de España se mantiene por
encima del de la UE-14. El diferencial medio
anual España/UE-14 se sitúa en 2005 en +0,51
c€/lt, tras haber sido de +0,45 c€/lt el año prece-
dente.
El margen bruto de comercialización máximo de
2005 se registra, tanto en España como en la UE-
14, en el mes de noviembre (12,55 y 12,13 c€/lt,
respectivamente).
La CNE ha publicado en abril de 2006 un informe
(Ref. web CNE 43/2006) sobre la evolución del
precio de venta al público de la gasolina 95 I.O. y
del gasóleo de automoción en España durante
2005, en el que se analiza la evolución del PVP de
estos carburantes en función de las distintas varia-
bles que componen dicho precio.
5.4. Puntos de Venta
En cuanto a la red de instalaciones de suministro
de carburantes a vehículos, al final del ejercicio
2005 la red se situaba, según la información facili-
tada por las compañías, en alrededor de 8.700 pun-
tos de venta.
El nivel de concentración de instalaciones de
suministro por operador continúa siendo elevado, a
pesar del descenso observado en el número de
puntos de venta de los Grupos REPSOL YPF y
CEPSA. En junio de 2003 finalizó el plazo de 3
años establecido en el Real Decreto-Ley 6/2000,
de 23 de junio, para el cómputo de la prohibición
de aumento del número de puntos de venta que
pueden formar parte de la red de distribución del
Grupo CEPSA, mientras que para REPSOL YPF
la prohibición terminó en junio de 2005.
Por su parte, continúa aumentando el número de
puntos de venta titularidad de las grandes superfi-
cies de distribución, dentro de su estrategia de
diversificación de negocios, impulsada por las
medidas de fomento de estas instalaciones conte-
nidas en el mencionado Real Decreto-Ley. Las
principales cadenas de supermercados e hipermer-
cados, Grupo CARREFOUR, EROSKI, CAPRA-
BO, ALCAMPO y BON PREU finalizaron el ejer-
cicio 2005 con 75, 43, 40, 20 y 7 puntos de venta,
respectivamente. Sin embargo, ya en el ejercicio
2006, el Grupo CAPRABO ha cedido su red de
instalaciones de suministro a favor de SARAS
ENERGÍA.
Durante el ejercicio 2005, algunos de los principa-
les operadores que actúan en el mercado español
han continuado con su estrategia de diferenciación
de producto, bien mediante la incorporación de
aditivos diferenciados, bien a través de la comer-
cialización de carburantes de altas prestaciones
que, en algunos casos, se adelantaron a la intro-
ducción de carburantes con un contenido máximo
de azufre de 10 ppm. Por su parte, las instalaciones
de suministro en las grandes superficies de distri-
bución mantienen sus ofertas basadas en descuen-
tos en precio.
Por último, se sigue avanzando en el desarrollo de
los negocios “non oil” (tiendas de conveniencia,
equipos de lavado y aspirado de vehículos, servi-
cios de restauración), en estrategias de fidelización
de clientes (tarjetas de pago profesionales, progra-
mas de puntos, descuentos asociados a tarjetas
bancarias) y en el incremento de la gestión directa
de las redes de distribución.
254
Petr
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255
Petr
óle
o
Grupo Repsol YPF42,5%
Otros27,0%
Agip3,5%
BP Oil España7,3%
Cepsa18,0%
2003
Disa1,7%
Grupo Repsol YPF41,2%
Otros25,2%
2005
Grupo Repsol YPF41,7%
Otros24,9%
Disa5,5%
BP Oil España7,1%
Cepsa17,5%
2004
Agip3,4%
Agip3,6%
Disa5,5%
BP Oil España7,2%
Cepsa17,3%
Gráfico 5.4.1. Evolución de los puntos de venta en 2003-2005
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
6.1. El marco normativo de los GLP
A diferencia de lo que ocurre con el resto de pro-
ductos derivados del petróleo, los GLP en su
modalidad de envasado, para envases de más de 8
kg de capacidad, continúan estando sometidos, en
tanto en cuanto las condiciones de competencia en
este mercado no se consideren suficientes, a un
sistema de precios máximos de venta al público.
En este sentido, la Orden ITC/2475/2005, de 28 de
julio (sobre cuyo proyecto la CNE emitió su pre-
ceptivo informe 11/2005, Ref. web: 21/2005), vino
a establecer un nuevo sistema de cálculo de precios
máximos, manteniendo en esencia el mismo sis-
tema anteriormente vigente, basado en la suma de
tres variables: 1) cotizaciones internacionales de
propano y butano en los mercados del Mar del
Norte y Arabia Saudí; 2) flete Rass Tanura-Medi-
terráneo para buques de 54.000-75.000 m3; y 3)
costes de comercialización (“término C”). Pero
introdujo las siguientes novedades:
• Redujo de doce a seis meses el periodo temporal
de referencia de las variables internacionales
(materia prima y flete) que sirven de base para el
cálculo del precio.
• Redujo de semestral a trimestral, para su aplica-
ción a partir del día 1 de los meses de enero,
abril, julio y octubre, la periodicidad de revisión
del precio mediante Resoluciones del Director
General de Política Energética y Minas.
La citada Orden ITC también incorporó, por pri-
mera vez desde 2002, una subida del término C
hasta alcanzar los 35,3643 c€/kg (+11,34%).
En cuanto al marco regulatorio, el Acuerdo del
Consejo de Ministros de 25 de febrero de 2005,
por el que se adoptan mandatos para poner en mar-
cha medidas de impulso a la productividad,
incluyó un mandato al Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio para elevar al Gobierno, antes
del 1 de marzo de 2006, el desarrollo reglamenta-
rio de la actividad de distribución de GLP.
6.2. Consumo de GLP
En este apartado se muestra la evolución del con-
sumo de GLP, tanto internacional como nacional,
durante los últimos ejercicios, haciendo especial
hincapié en el análisis correspondiente al año
2005.
6.2.1. GLP Internacional
La producción mundial de GLP ascendió en el año
2005 hasta los 210 millones de toneladas (MTm),
lo que supone un aumento del 2,4% en relación a
2004. El continente africano fue un año más la
región en la que la producción de GLP registró un
mayor aumento (+6,3%), seguida de Asia/Pacífico
(+5,0%), Latinoamérica (+4,3%) y Oriente Medio
(+2,9%). En el resto de regiones, Europa,
Rusia/Asia Central y Norteamérica, el nivel de
producción se mantuvo.
En Norteamérica y Asia/Pacífico se concentra casi
el 50% de la producción mundial de GLP.
En el año 2005 el porcentaje de la producción
mundial de GLP procedente de la separación del
gas natural se mantuvo en aproximadamente el
57%, correspondiendo el 43% restante a produc-
ción en refinerías. Este reparto ha permanecido
prácticamente estable a nivel mundial en los últi-
mos años, a pesar de que las previsiones indicaban
que el porcentaje proveniente del gas natural iría
6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP)
257
Petr
óle
o
258
Petr
óle
o
17,1%
8,1%
26,7%
11,4%
12,4%4,3%
20%
Gráfico 6.2.2. Producción mundial de GLP. Año 2005
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
100
80
60
40
20
02000 2001 2002 2003 2004 2005
Latinoamérica África
Norteamérica Oriente MedioAsia-Pacífico Europa
Rusia-Asia Central
Gráfico 6.2.1. Evolución porcentual de la producción mundial de GLP. Años 2000-2005
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
incrementándose al aumentar su consumo. Sin
embargo, en lo que respecta en concreto a Europa
Occidental la proporción se invierte, represen-
tando el suministro de refinerías el 55% del total
en 2005.
El comercio mundial de GLP por vía marítima en
2005 aumentó respecto al año anterior en 1,5
MTm, representando el 24% de la producción
total.
La proporción del butano en el comercio mundial
de GLP se situó en 2005 en el 41%, correspon-
diendo el 59% restante al propano.
Por países, Japón continuó siendo en el año 2005
el mayor importador mundial de GLP con un 28%
del total. Este país, junto con China y Corea, con-
tinúan concentrando casi el 50% de las importa-
ciones mundiales; destaca especialmente el caso
de China cuyo nivel de importaciones desde el año
259
Petr
óle
o
Mar delNorte-Rusia
40,1%
África53,9%
Oriente Medio5,9%
Gráfico 6.2.3. Importaciones europeas de GLP. Año 2005
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
2002 prácticamente dobla al de 1997 y se conso-
lida como el segundo mayor importador mundial.
Las importaciones de los países europeos en 2005
que supusieron, al igual que en 2004, el 30% del
total mundial, provinieron de África (53,9%), Mar
del Norte/Rusia (40,1%) y Oriente Medio (5,9%).
Las importaciones procedentes del Mar del Norte
y Oriente Medio se redujeron en relación al año
anterior (de 6,5 a 6,1 MTm y de 1,1 a 0,9 MTm,
respectivamente), mientras que las importaciones
de África se incrementaron de 7,5 a 8,2 MTm.
El mayor exportador mundial de GLP es Arabia
Saudí. Sus exportaciones representaron el 23% del
total en 2005 disminuyendo, respecto al año ante-
rior, en 0,3 MTm. El segundo mayor exportador es
Argelia que con 7,9 MTm en 2005 mantiene su
cuota en las exportaciones totales con respecto a
2004 (16%). El mayor mercado de Argelia es el
formado por los países de la zona del mediterráneo
occidental que suponen el 38% de sus exportacio-
nes en barcos de gran tamaño.
En Europa, el destino principal del GLP es el con-
sumo por usuario final para usos doméstico,
comercial e industrial, que representa un 56% del
total. El GLP destinado a la industria petroquímica
y al uso en refinería supone de media un 20% y un
6% del total, respectivamente, mientras que el con-
sumo de GLP auto representa un 17%, tal y como
se aprecia en el gráfico 6.2.4.
6.2.2. GLP en España
Tras el aumento del consumo total de GLP experi-
mentado en 2004, en el ejercicio 2005 se retoma la
tendencia decreciente de ejercicios precedentes,
registrando un consumo total de 2,29 millones de
260
Petr
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o
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
02000 2001 2002 2003 2004
Consumo usuario final Gasolina, MTBE y alquilaciónPetroquímica GLP auto
2005
Gráfico 6.2.4. Usos del GLP en Europa. Años 2000-2005
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
toneladas (MTm), un 1,97% menos que el año
anterior.
Por modalidades de suministro, se puede apreciar,
tal y como muestra el gráfico 6.2.5, un descenso
en el consumo de GLP envasado desde el año 1990
(de 1,89 MTm en 1990 a 1,46 MTm en 2005). En
concreto, en la comparativa de consumos entre los
ejercicios 2005 y 2004, mientras el consumo de
GLP envasado mantuvo su tendencia descendente
(-4,09%), los suministros de GLP a granel (inclu-
yendo canalizado, granel a usuario final y automo-
ción) aumentaron un 2,03% hasta llegar a las 838
miles de toneladas (kTm).
En 2005, las entregas de GLP envasado (excluido
el de automoción) representaron el 63,30% del
total del consumo (64,71% en 2004). El 99,84% de
las mismas se realizaron mediante envases de más
de 8 kg, quedando reducida la participación de los
envases “populares” (menos de 8 kg) al 0,16% de
las entregas.
La participación del GLP a granel, excluido el de
automoción, en el total del consumo nacional fue
del 22,05%, mientras que el consumo de GLP
canalizado representó el 14,00% del total.
Finalmente, el GLP de automoción representó el
restante 0,65%. Las entregas de GLP auto se repar-
tieron de la siguiente forma: 73,56% a granel y
26,44% en envases.
En cuanto al reparto geográfico del consumo en
2005, al igual que el año anterior, la Comunidad
Autónoma de Andalucía fue la que registró una
261
Petr
óle
o3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
Envasado Granel
19911990 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
Gráfico 6.2.5. Evolución anual del consumo de GLP. Años 1990-2005
Datos en millones de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
mayor demanda, con 464,23 miles de toneladas
(kTm), seguida de la Comunidad Valenciana
(289,69 kTm) y Cataluña (258,36 kTm).
En relación al consumo de GLP auto hay que des-
tacar que el número de instalaciones de suministro
de GLP a vehículos se redujo en 2005 hasta las 29
estaciones de servicio desde las 33 existentes en
2004. Esta cifra es marginal en relación al total de
puntos de venta de carburantes existentes en
España (alrededor de 8.700 en 2005).
En cuanto al balance de importaciones y exporta-
ciones, en el año 2005 se importaron 1.007 kTm
de GLP, un 6,14% menos que en 2004. Los princi-
pales orígenes de estas importaciones fueron Arge-
lia (48,6%), Arabia Saudí (16,0%) y Reino Unido
(12,4%).
262
Petr
óle
o
Envasado63,30%
Granel22,05%
Automoción0,65%
Canalizado14,00%
Gráfico 6.2.6. Desglose del consumo de GLP por
segmentos en España. Año 2005
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Mel
illa
Ceut
a
La R
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Nava
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Cant
abria
Astu
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País
Vas
co
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cia
Extr
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La M
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Bale
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Mad
rid
Galic
ia
Cata
luña
Com
unid
ad V
alen
cian
a
Anda
lucí
a
Gráfico 6.2.7. Ventas de GLP por Comunidad Autónoma. Año 2005
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
Por el contrario, las exportaciones de GLP aumen-
taron en un 2,19%, pasando de 75 kTm en 2004 a
77 kTm en 2005. Su principal destino fue Portugal,
país al que se dirigió el 75,1% del total de expor-
taciones.
Existen siete compañías con capacidad de almace-
namiento y/o envasado de GLP en España: REP-
SOL BUTANO, CEPSA GAS LICUADO, DISA-
GAS, SHELL GAS ESPAÑA, TOTALGAZ
ESPAÑA, ATLAS y KOALAGAS.
El sistema de almacenamiento de REPSOL
BUTANO está formado en la actualidad por 19
factorías de almacenamiento y envasado, además
de 4 instalaciones para el abastecimiento de pro-
pano a granel (Ibiza, Mahón, La Seo D´Urgel y
Navalmoral de La Mata). Aquéllas que se encuen-
tran situadas cerca de las refinerías reciben el pro-
ducto por tubería; las ubicadas en el litoral se abas-
tecen por mar y las de interior por ferrocarril o
carretera. La capacidad total de almacenamiento
de REPSOL BUTANO es de 554,06 miles de m3.
263
Petr
óle
o
Repsol Butano (22) BP Oil (1)
GALP ENERGÍA ESPAÑA (4)AGIP (2)
Gráfico 6.2.8 EE.SS. de suministro GLP auto
Fuente: CNE.
El volumen de producto almacenado a 31 de
diciembre de 2005 ascendía a 313,64 miles de m3.
Por su parte, CEPSA GAS LICUADO cuenta con
11 instalaciones de almacenamiento y trasvase de
producto, en 9 de las cuales se envasan botellas de
butano, de propano y de GLP automoción. La
capacidad total de almacenamiento asciende a
8.061 m3 y la capacidad total de llenado de enva-
ses supera los 41 millones de botellas/año.
264
Petr
óle
o
350
300
250
200
150
100
50
0
Consumo Producción Importaciones Exportaciones
Portugal75,1%
ExportacionesArgelia48,6%
Portugal4,4%
Reino Unido12,4%
Arabia Saudi16,0%
Importaciones
Francia5,8%
Ene-
99M
ar-9
9M
ay-9
9Ju
l-99
Sep-
99No
v-99
Ene-
00M
ar-0
0M
ay-0
0Ju
l-00
Sep-
00No
v-00
Ene-
01M
ar-0
1M
ay-0
1Ju
l-01
Sep-
01No
v-01
Ene-
02M
ar-0
2M
ay-0
2Ju
l-02
Sep-
02No
v-02
Ene-
03M
ar-0
3M
ay-0
3Ju
l-03
Sep-
03No
v-03
Ene-
04M
ar-0
4M
ay-0
4Ju
l-04
Sep-
04No
v-04
Ene-
05M
ar-0
5M
ay-0
5Ju
l-05
Sep-
05No
v-05
Francia22,9%
Andorra2,0%
Otros13,0%
Gráfico 6.2.9. Balance importación-exportación de GLP en España. Años 1999-2005
Datos en miles de toneladas y porcentaje
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
ATLAS, filial del Grupo CEPSA, dispone de plan-
tas de almacenamiento y envasado en las Ciudades
Autónomas de Ceuta y Melilla, con una capacidad
de almacenamiento de 1.570 m3 y 1.250 m3, respec-
tivamente. El volumen de producto almacenado a
31 de diciembre de 2005 ascendía a 2.294 m3.
DISAGAS dispone de tanques de almacenamiento en
todas las islas del archipiélago canario, con una capa-
cidad total de almacenamiento de propano y butano
de 16,08 miles de m3. A 31 de diciembre de 2005
almacenaba en dicha instalación 7,9 miles de m3.
TOTALGAZ ESPAÑA cuenta con un centro de
almacenamiento en la localidad barcelonesa de
Puig-Reig cuya capacidad asciende a 500 m3.
SHELL GAS ESPAÑA dispone de un centro de
almacenamiento y distribución de GLP en Tarra-
gona (103 m3). A 31 de diciembre de 2005 almace-
naba en sus instalaciones aproximadamente 52 m3.
Por último, KOALAGAS (sociedad participada a
partes iguales por PRIMAGAZ y DECAL) posee
una planta de importación y almacenamiento en el
puerto de Barcelona, con una capacidad de 4.000
m3. El volumen almacenado a 31 de diciembre de
2005 era de 2.913 m3.
El principal operador de GLP es el Grupo REP-
SOL YPF a través de su filial REPSOL BUTANO,
S.A. En el año 2005 ostentó una cuota total de
mercado (excluido canalizado) del 73,7% que,
265
Petr
óle
o
GIJÓN
MÉRIDA
ATLAS 2
REPSOL BUTANO 19TOTAL GAS ESPAÑA 1SHELL GAS ESPAÑA 1KOALAGAS 1DISA 7CEPSA 11
OLMOS
VENTA DE BAÑOS
GAJANO SANTURCE
Mª DE HUERVA
TARRAGONA
MONTORNES
BARCELONA
ALCUDIA
IBIZA
CASTELLÓN
PATERNA
ALICANTE
CARTAGENA
ESCOMBRERAS
SAN ROQUE
MELILLACEUTA
PALOS DE MOGUER CÁRTAMA
PELIGROS
DOS HERMANAS
PUERTOLLANO
LINARES
CEBOLLAPINTO
VICÁLVARO
SAN FERNANDO
ZUERA
FERROCARRIL
CAMIÓN CISTERNA
ISLAS CANARIAS
BEAS
N.°Compañías inst.
60
50
40
30
20
10
0
%
Importación Refinerías
70
Gráfico 6.2.10. Logística primaria de almacenamiento/envasado
Fuente: CNE.
desglosada por segmentos, fue del 78,8% en enva-
sado y del 59,6% en granel. En el gráfico 6.2.11 se
observa el reparto del restante 26,3% entre las
demás compañías. El segundo y tercer operador
son el Grupo CEPSA (CEPSA GAS LICUADO y
ATLAS) y el Grupo DISA, cuyas cuotas totales
(excluido canalizado) de mercado en 2005 se
situaron en el 15,3% y el 5,1%, respectivamente.
La penetración de los operadores competidores del
Grupo REPSOL YPF fue mayor en el segmento
del GLP granel que en el de envasado. En ambos
segmentos, el Grupo CEPSA continuó aumen-
tando su cuota de mercado hasta alcanzar el 15,1%
en la modalidad de envasado y el 15,8% en granel.
REPSOL YPF realiza la distribución de GLP en
todas sus modalidades en Península y Baleares.
Para el reparto de envases cuenta con una red de
aproximadamente 700 agencias que llega a 10
millones de clientes. DISAGAS realiza la distribu-
ción de GLP, tanto envasado como a granel, en las
Islas Canarias. La actividad comercial de GLP
envasado del Grupo CEPSA, se realiza a través de
una red de unos 100 distribuidores. El propano y
butano envasado se comercializa en las Comunida-
266
Petr
óle
o
Envasado Granel
Galp Energía España1,7%
Shell Gas0,5%
Grupo Cepsa*15,1%
Otros18,3%
Grupo Repsol78,8%
Disa6,4%
Grupo Repsol59,6% Grupo Cepsa*
15,8%
Otros1,4%
Disa4,7%
Repsol Butano73,7%
Primagaz1,1%
Atlas0,3%
Disa5,1%
Cepsa Gas Licuado15,0%
Totalgaz0,4%
BP Oil España2,0%
Gráfico 6.2.11. Cuota de mercado de GLP, excluido canalizado en España. Año 2005
Datos en porcentaje
* CEPSA + ATLAS
Fuente: CNE.
des Autónomas de Andalucía, Murcia, Valencia,
Galicia, Madrid, Aragón, Navarra, Cantabria, Cas-
tilla-La Mancha, Extremadura y Asturias, así
como en varias provincias de Castilla y León. Asi-
mismo, comercializa principalmente GLP enva-
sado a través de su filial ATLAS, S.A. en las Ciu-
dades Autónomas de Ceuta y Melilla.
6.3. Precios del GLP envasado
Tras un periodo de “congelación”, por el plazo de
un año, del precio máximo de venta al público,
antes de impuestos, de los envases de GLP con
contenido igual o superior a 8 kg, la Orden Minis-
terial de 6 de octubre de 2000 estableció un nuevo
sistema de determinación automática de dicho pre-
cio, quedando éste fijado en 58,8211 c€/kg a par-
tir del 1 de octubre de 2000.
Posteriormente, con aplicación a partir del 1 de
abril de 2002, la Orden ECO/640/2002, de 22 de
marzo, estableció un nuevo sistema de determina-
ción de precios máximos antes de impuestos y
actualizó los costes de comercialización. Por su
parte, la Orden ITC/2475/2005, mantiene en esen-
cia el mismo sistema de determinación del precio
máximo, pero reduciendo de doce a seis meses el
periodo temporal de referencia de las variables
internacionales y de semestral a trimestral la perio-
dicidad de revisión del precio mediante Resolucio-
nes del Director General de Política Energética y
Minas.
El cuadro 6.3.1. muestra los precios resultantes de
las actualizaciones del precio máximo del GLP
envasado derivadas de las citadas normas, con
indicación de las variaciones porcentuales de cada
precio en relación al anteriormente vigente.
En concreto, durante el año 2005, se produjeron
tres actualizaciones. En el mes de marzo, en apli-
cación todavía de la Orden ECO/640/2002, se fijó
267
Petr
óle
oPeríodo Precio antes impuestos Variación
de aplicación (c €/kg) (%)
Orden Ministerial de 6 de octubre de 2000 oct 00/mar 01 58,8211 17,4%abr 01/sep 01 65,1377 10,7%oct 01/mar 02 63,3707 –2,7%
Orden ECO/640/2002 de 22 de marzo abr 02/sep 02 59,1207 –6,7%oct 02/mar 03 55,9846 –5,3%abr 03/sep 03 59,6479 6,5%oct 03/mar 04 60,5561 1,5%abr 04/sep 04 57,5830 –4,9%oct 04/mar 05 59,1167 2,7%abr 05/jul 05 64,0600 8,4%
Orden ITC/2475/2005 de 28 de julio ago 05/sep 05 67,6619 5,6%oct 05/dic 05 70,3291 3,9%
Fuente: CNE.
Cuadro 6.3.1. Evolución del precio antes de impuestos del GLP envasado > 8 kgDatos en c€/kg y en porcentaje
el nuevo precio máximo antes de impuestos apli-
cable a partir del 1 de abril de ese año en 64,0600
c€/kg, lo que supuso una subida del precio del
8,4% como consecuencia del incremento de las
cotizaciones internacionales de materia prima y
fletes.
Con la entrada en vigor de la Orden
ITC/2475/2005 (sobre cuyo proyecto la CNE emi-
tió su preceptivo informe 11/2005, Ref. web:
21/2005), que incorporó una subida del 11,34%
del término C, el nuevo precio máximo quedó
fijado en 67,6619 c€/kg, incrementándose hasta
los 70,3291 c€/kg (desde el 1 de octubre de 2005
hasta el 31 de diciembre de 2005) con ocasión de
la aprobación de la primera Resolución trimestral
de actualización dictada en desarrollo de la citada
Orden ITC, que recoge una subida de las cotiza-
ciones internacionales de la materia prima y fletes,
compensada parcialmente por la apreciación del
euro frente al dólar.
En cuanto a los impuestos, la Ley 22/2005, de 18
de noviembre, por la que se incorporan al ordena-
miento jurídico español diversas directivas comu-
nitarias en materia de fiscalidad de productos
energéticos, elimina la preexistente diferenciación
entre GLP para uso general y para automóviles de
servicio público, quedando sólo la categoría de uso
general, cuyo impuesto pasa de ser 125 €/Tm a
57,47 €/Tm. Por su parte, permanece el tipo cero
para el GLP destinado a usos distintos a los de car-
burante.
El gráfico 6.3.2. representa el precio máximo de
venta al público de la botella de 12,5 kg de GLP
268
Petr
óle
o
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
€/b
otel
la 1
2,5
kg
€/k
g
Sep-
96Di
c-96
Mar
-97
Jun-
97Se
p-97
Dic-
97M
ar-9
8Ju
n-98
Sep-
98Di
c-98
Mar
-99
Jun-
99Se
p-99
Dic-
99M
ar-0
0Ju
n-00
Sep-
00Di
c-00
Mar
-01
Jun-
01Se
p-01
Dic-
01M
ar-0
2Ju
n-02
Sep-
02Di
c-02
Mar
-03
Jun-
03Se
p-03
Dic-
03M
ar-0
4Ju
n-04
Sep-
04Di
c-04
Mar
-05
Jun-
05Se
p-05
Dic-
05
€/botella €/kg
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Congelación PVP6,43€ (1.070 PTA)
Sistema de preciosmáximos (31/07/97)
Actual sistema deprecios máximos
(Orden ITC/2475/2005)Nuevo sistema de preciosmáximos (OM de 6/10/00)
Congelación PVP 6,70€ (1.115 PTA)
Sistema de preciosmáximos (16/07/98)
Sistema de precios máximos(Orden ECO/640/2002)
Gráfico 6.3.1 Evolución del PVP del GLP envasado > 8 kg en Península y Baleares
Datos en €/botella 12,5 kg y €/kg
Fuente: CNE.
269
Petr
óle
o
Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IVA (%)
Península y BalearesGLP (para usos distintos a los de carburante) — 16 (1)GLP (carburante uso general) (3) 57,47 16 (1)
Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IGIC (%) (2)
CanariasPropanos y butanos 0,5 —
Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)
CeutaPropanos y butanos 0,0 3
Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)
MelillaPropanos y butanos 0,0 7
(1) Aplicable a partir del 1/1/2002 para el GLP envasado (Ley 24/2001, de 27 dic, de Medidas Fiscales, Administrativas y del OrdenSocial). Desde oct-99 se venía aplicando el tipo reducido de IVA del 7%
(2) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 1/1/2002, la exención del IGIC (anteriormente 2%) a las entregas o importaciones deproductos derivados del petróleo
(3) La Ley 22/2005 elimina la preexistente diferenciación entre GLP para uso general y para automóviles de servicio público,quedando sólo la categoría de uso general, cuyo impuesto pasa de ser 125 €/Tm a 57,47 €/Tm.
Fuente: CNE.
Cuadro 6.3.2. Impuestos aplicables al GLP
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Ene-
99
Abr-
99
Jul-
99
Oct-
99
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
Abr-
01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
Jul-
05
Oct-
05
Ene-
06
Precio materia prima + flete (1) Comercialización (2) Impuestos PVP oficial
12
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Gráfico 6.3.2. Desglose del PVP de la botella de 12,5 kg en Península y Baleares
Datos en €/botella 12,5 kg
(1) Cotización internacional del mes de aplicación y flete del mes precedente.(2) Precio final – (precio materia prima + flete) – impuestos. Incluye márgenes de operador y comercializador.
Fuente: CNE.
270
Petr
óle
o
2,6
2,4
2,2
2
1,8
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
Bélgica Dinamarca España Francia Holanda
Portugal Luxemburgo
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
Abr-
01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
ItaliaIrlanda
Gráfico 6.3.4. PVP GLP envasado en la UE. Años 2000-2005
Datos en €/kg.
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
0,65Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05
Envasado > 8 kg Granel consumidor final Automoción granel
Gráfico 6.3.3. Comparación por canal del PVP del GLP en Península y Baleares. Año 2005
Datos en €/kg.
Fuente: CNE.
271
Petr
óle
o
en Península y Baleares desglosado en sus distin-
tos componentes. El promedio del componente
“comercialización”, definido como diferencial
entre el precio máximo de venta antes de impues-
tos y el coste de materia prima (calculado como
cotización internacional del mes de referencia
más el flete del mes precedente), correspondiente
al periodo comprendido entre octubre de 2000 y
el mes de marzo de 2006 se sitúa en 0,30 €/kg,
habiéndose registrado su valor mínimo en
noviembre de 2000 (0,14 €/kg) y su valor
máximo en diciembre de 2001 (0,41 €/kg). En
2005 este término mantuvo una tendencia decre-
ciente al final del año, iniciando el año con los
0,28 €/kg registrados en enero hasta los 0,19
€/kg de noviembre. A partir de diciembre de
2005 se aprecia una nuevo crecimiento (0,30
€/kg en marzo de 2006).
El PVP máximo aplicado a los envases de más de
8 kg en Península y Baleares fue inferior, durante
todo el año 2005, al precio de venta del GLP a gra-
nel a consumidor final y al PVP del GLP de auto-
moción a granel.
Por último, los precios del GLP envasado en
España continúan siendo muy inferiores a los del
resto de países de la UE con consumos relevantes
y ello a pesar de que en España la fórmula de
determinación de los precios máximos antes de
impuestos incluye el coste del reparto domicilia-
rio. Así, en abril de 2005 el PVP vigente en España
para el GLP envasado era de 0,74 €/kg, precio
inferior en 0,37 €/kg y 0,06 €/kg, respectiva-
mente, a los correspondientes a Luxemburgo y
Grecia, los dos países con precios de venta al
público más bajos después de España.
Medio ambiente
El impacto de la generación de energía eléctrica sobre el
medio ambiente se manifiesta fundamentalmente a tra-
vés de la emisión de sustancias contaminantes a la
atmósfera, objeto principal de este apartado. Asimismo,
se destaca en este epígrafe el almacenamiento de resi-
duos procedentes de las centrales nucleares españolas.
1.1. Emisiones de las grandes instalacionesde combustión existentes
Las GIC, grandes instalaciones de combustión, se defi-
nen como fuentes fijas de combustión con potencia tér-
mica igual o superior a 50 MW y que corresponden a
ciclos de vapor.
Los límites de emisión de SO2 y NOx (sustancias proce-
dentes principalmente de las centrales térmicas y de las
refinerías) a que se encuentran sujetas estas instalaciones
de combustión, se encuentran regulados en la Directiva
2001/80/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre
limitación de emisiones a la atmósfera de determinados
agentes contaminantes procedentes de grandes instalacio-
nes de combustión, transpuesta a la regulación española
mediante el Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo.
Las emisiones de SO2 procedentes de las grandes cen-
trales de combustión se han reducido ligeramente, mien-
tras que las de NOx, se han visto algo incrementadas
desde la participación de la producción de centrales de
ciclo combinado con gas natural. Estas instalaciones
poseen unas emisiones específicas de NOx similares a
las de las centrales de fuel o mixtas, sin embargo, sus
emisiones específicas de otros contaminantes atmosféri-
cos (SO2, CO2, partículas) son significativamente infe-
riores a los de las centrales térmicas convencionales. Su
participación en la generación resulta cada vez más
importante, alcanzando en 2005 el 23% de la produc-
ción peninsular bruta en régimen ordinario.
Sin embargo, como puede observarse en el gráfico
1.1.1, que refleja emisiones acumuladas, las emisiones
conjuntas de ambos contaminantes han ido decreciendo
1. Electricidad
275
Medio
am
bie
nte
Ener
gía
(TW
h)
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
40
60
80
100
120
140
160
180
Emis
ión
(kt
SO2
y N
Ox)
SO2 NOx Energía
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 1.1.1. Evolución de las emisiones de las CIG
Fuente: CIEMAT y elaboración propia.
a lo largo del periodo analizado en relación al incre-
mento de la producción. Esta situación se produce como
consecuencia de la disminución del consumo de carbón
autóctono, hecho derivado del cumplimiento del Plan de
la Minería 1997 – 2005.
A continuación, el gráfico 1.1.2 muestra la evolu-
ción de las emisiones de dióxido de carbono, dióxi-
do de azufre, partículas y CO2, durante el periodo
1990-2005.
En los gráficos 1.1.3 y 1.1.4 se observa la distribución
de emisiones por tipo de centrales durante el año 2005.
Así, las instalaciones más contaminantes en cuanto a
emisiones de SO2 son las que consumen lignito. En lo
relativo a las emisiones de NOx, son las centrales que
utilizan hulla y antracita autóctona las que producen
mayor proporción de emisiones.
Se muestran a continuación los porcentajes en los que la
generación eléctrica por parte de las GIC produce emisiones
276
Medio
am
bie
nte
kt C
O2
kt N
Ox, S
O 2 y
par
tícu
las
0 0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
CO2 SO2 NOx Partículas
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Gráfico 1.1.2. Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas. Período 1990-2005
Refinerías12%
Fuel / Gas3%
Carbón deimportación
6%
Lignito pardo32%
Lignito negro20%
Hulla + Antracita25%
Autoproductores(hasta junio 87)2%
CCTG0%
Gráfico 1.1.3. Emisiones de SO2 en GIC. Año 2005
Fuente: CIEMAT y CNE.
277
Medio
am
bie
nte
Refinerías5%
CCTG16%
Autoproductores(hasta junio 87)
2%
Hulla + Antracita44%
Lignito negro11%
Fuel / Gas5%
Carbón deimportación
10%
Lignito pardo7%
Gráfico 1.1.4. Emisiones de NOx en CIG. Año 2005
Fuente: CIEMAT y CNE.
Carbón deimportación
10%
Lignito pardo15%
Lignito negro15%
Hulla + Antracita51%
CCTG3%
Fuel / Gas4%
Gráfico 1.1.5. Emisiones de partículas en GIC. Año 2005
Fuente: CIEMAT y CNE.
Hulla + Antracita36%
Fuel / Gas11%
Lignito negro9%
Lignito pardo13%
Carbón deimportación
10%
CCTG17%
Gráfico 1.1.6. Emisiones de CO2 en GIC. Año 2005
Fuente: CIEMAT y CNE.
de otros elementos contaminantes, como son las partículas
y el CO2. Son las centrales consumidoras de hulla y antraci-
ta las que contribuyen en mayor medida a su emisión.
1.2. Emisiones de contaminantespor sectores
La clasificación de emisiones contaminantes por secto-
res, muestra que es el transporte el sector principalmen-
te contaminante en cuanto a NOx (42% del total). Este
lugar lo ocupa el sector energético en el caso del SO2,
con el 73% de las emisiones.
En cuanto a las emisiones de CO2, la mayor proporción
de emisiones procede de los sectores de transporte y de
transformación de la energía.
La estructura de emisión de CO2 por sectores en España
es muy similar a la existente en el conjunto de la Unión
Europea, como se observa en el gráfico 1.2.4. Esta dis-
tribución apenas ha experimentado variación respecto a
los datos del ejercicio anterior.
1.3. Residuos nucleares
Los elementos combustibles irradiados almacenados
temporalmente en las piscinas de las centrales nucle-
ares españolas a finales del año 2005, suman un total
de 10.264. El porcentaje de ocupación total es del
64,89%.
El gráfico 1.3.1 muestra el grado de ocupación en ele-
mentos irradiados de las centrales nucleares españolas.
278
Medio
am
bie
nte
Manufacturay construcción20%
Energía22%
Transporte42%
Otros16%
Gráfico 1.2.1. Emisiones de NOx por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2003.
Manufacturay construcción
16%Energía73%
Transporte4%
Otros7%
Gráfico 1.2.2. Emisiones de SO2 por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2003.
279
Medio
am
bie
nte
Transporte29%
Otros19%
Manufacturay construcción20%
Energía32%
Gráfico 1.2.3. Emisiones de CO2 por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2003.
Transporte25%
Manufacturay construcción17%
Otros24%
Energía34%
Gráfico 1.2.4. Emisiones de CO2 por sectores. Europa
Fuente: EEA. Datos referidos a la Europa de los 15 en 2003.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
J. Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes VandellósII
Trillo ATI* deTrillo
Capacidad ocupada Capacidad libre * Almacén temporal individualizado
Gráfico 1.3.1. Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31-12-05)
Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear. Informe al Consejo de los Diputados y al Senado. Año 2005.
1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15
El siguiente mapa muestra, para los Estados
Miembros, las emisiones de CO2 medidas por habi-
tante y año. Se observa que los países de la zona
norte de Europa (excepto Suecia) son los más emiso-
res en materia de CO2, con la emisión a la atmósfera
de cantidades superiores a las 2,5 toneladas de car-
bono por habitante y año. En general, son los países
del sur de Europa los que menos CO2 emiten. Este
comportamiento tan desigual entre los Estados
Miembros, se debe al “mix” de tecnologías existente
en cada país, en la medida en que hay centrales que
producen más CO2 que otras, al grado de desarrollo
económico y a las bajas temperaturas registradas en
el norte de Europa.
280
Medio
am
bie
nte
PORTUGAL1,5 ESPAÑA
2,0
DINAMARCA2,9
BÉLGICA3,1
HOLANDA2,8
REINO UNIDO2,5
IRLANDA2,9
FRANCIA1,8
ALEMANIA2,8
FINLANDIA3,7
SUECIA1,6
ITALIA2,2
AUSTRIA2,3
GRECIA2,5
LUXEMBURGO5,4
0 a 2 tC/hab./año
2,1 a 2,5 tC/hab./año
2,6 a 3 tC/hab./año
3,1 o más tC/hab./año
Gráfico 1.4.1. Índice de emisiones de CO2 por habitante en los países de la UE
Fuente: Inventarios nacionales y elaboración propia. Año 2003.
De los combustibles fósiles, por su composición quími-
ca el gas natural es el más limpio en su combustión.
En este proceso, al igual que en la combustión del resto
de combustibles fósiles, se produce principalmente
CO2 y vapor de agua. El motivo de la calificación de
“más limpio” es debido a que en el gas natural la pro-
porción hidrógeno/carbono es mayor que en el resto de
combustibles:
— Gas natural (Metano): H/C = 4/1 = 4
— Petróleo (Decano): H/C = 22/10 = 2,2
— Carbón (Coroneno): H/C = 12/24 = 0,5
Esto conlleva unas emisiones de CO2 producto de la
combustión un 25-30 % menores que en el caso del
petróleo, y un 40-50 % menores en el caso del carbón,
por unidad de energía producida (ver gráfico 2.1).
Al mismo tiempo, por ser una energía más reciente, se
han desarrollado para su utilización final equipos y
nuevas tecnologías con elevados rendimientos.
Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los proce-
sos de combustión del gas natural y las avanzadas tec-
nologías de recuperación de calor en los mismos, es
todavía mejor el rendimiento de energía final obtenida
en relación a los contaminantes. Además su estado
gaseoso favorece la mezcla con el aire facilitando la
combustión completa.
2.1. El efecto invernadero
Los gases originados por la actividad humana que pro-
vocan el calentamiento global del planeta por el conoci-
do efecto invernadero son fundamentalmente: CO2,
CH4, NOx, compuestos clorofluorocarbonados (CFC’s)
y vapor de agua. La contribución del CO2 es la más
importante (68 %), seguida del metano con un 19 %.
Este último es aún más potente que el CO2, pero sus
moléculas tienen un periodo de vida en la atmósfera más
corto (ver gráfico 2.2).
En España, en el año 2004 la totalidad de las emisiones
de gases de efecto invernadero alcanzaron los
427.904,58 kilotoneladas equivalentes de CO2, de los
cuales la emisión de CO2 como tal supuso más del 80%,
mientras que el metano fue el segundo en importancia,
con un 8,56% (gráfico 2.3).
2. Gas
281
Medio
am
bie
nte
Kg C
O 2/G
J
0
20
40
60
80
100
120
Lignito Antracita Fuel oil Gasóleo Gas natural
102
91,3
78,573,3
55,9
Gráfico 2.1. Emisiones de CO2 por combustión de distintos combustibles fósiles
Fuente: Eurogas.
Las emisiones de metano procedentes de la actividad del
hombre tienen dos fuentes principales: la ganadería y los
arrozales (alrededor del 50% entre ambas, según gráfico
2.4). Otras fuentes importantes son la biomasa (procesos
de combustión), la minería del carbón, gas natural y petró-
leo, los vertederos y el tratamiento de los residuos sólidos
urbanos. Las fugas y pérdidas de gas natural suponen el 10
% de las emisiones mundiales anuales de metano produci-
das por el hombre (7 % de todas las emisiones de metano
incluyendo las de origen natural). Se estima que el hombre
es responsable del 70 % de las emisiones totales de CH4.
El sistema de suministro de gas natural de Europa occi-
dental está considerado como uno de los más limpios,
seguros y eficientes de los sistemas de suministro de
combustible del mundo. Las fugas medias estimadas
son de alrededor del 0,7 % del total suministrado, lo
cual supone que dicha zona es únicamente responsable
de un 2 % del total de metano emitido a la atmósfera
como consecuencia de la actividad humana. Todo esto
sin tener en cuenta que aproximadamente un 25 % de
las fugas se oxida en el terreno antes de salir a la
atmósfera.
282
Medio
am
bie
nte
NOx
7%
CH4
19%
CFC‘s6%
CO2
68%
Gráfico 2.2. Influencia de la actividad humana en el efecto invernadero
Fuente: Eurogas.
CO2
82,86%
N2O7,38%
CH4
8,56%
HFCs1,08%
PFCs0,06%
SF6
0,06%
Gráfico 2.3. Distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero de España en el año 2004
Fuente: Eurogas.
2.2. La lluvia ácida
Los óxidos de nitrógeno (NOx) y el dióxido de azufre
(SO2) son compuestos que, liberados en la atmósfera,
producen la denominada lluvia ácida. Ésta tiene efectos
en el medio ambiente tales como la deforestación o dis-
minución significativa de determinadas especies anima-
les en las zonas de alta concentración de dichos com-
puestos. De estos dos compuestos, el SO2 es el que con-
tribuye principalmente a la lluvia ácida.
El gas natural apenas contiene azufre en su composición y
por lo tanto sus emisiones de SO2 son insignificantes, sobre
todo si se comparan con las derivadas de la combustión de
carbón y petróleo (gráfico 2.5). En cuanto a las de los óxi-
dos de nitrógeno son también menores, sobre todo con la
utilización de tecnología de quemadores de bajo NOx.
2.3. Calidad del aire
Aparte de las menores emisiones de CO2, SO2 y NOx
que se acaban de comentar, el gas natural contiene una
reducida cantidad de compuestos orgánicos volátiles,
que son los principales responsables de la formación de
nieblas urbanas y ozono a nivel del suelo. No produce
cenizas, polvo ni residuos sólidos.
283
Medio
am
bie
nte
Carbón11%
Gas natural10%
Residuos urbanos7%
Petróleo7%
Ganadería29%
Arrozales17%
Vertederos8%
Combustión biomasa11%
Gráfico 2.4. Distribución de fuentes de emisión de metano procedentes de actividades humanas
Fuente: Eurogas.
Valo
res
rela
tivo
s al
gas
óleo
SO2 NOx
Carbón Fuel oil Gasóleo Gas natural Carbón Fuel oil Gasóleo Gas natural0
1
2
3
4
5
6
5
3,3
1
0,1
2,4
1,5
10,6
Gráfico 2.4. Emisiones de SO2 y NOx
(Calderas industriales sin proceso de limpieza de humos)
Fuente: Eurogas.
3.1. Convenios internacionalessobre contaminación marina
España es una Parte Contratante activa en diversos con-
venios y organizaciones internacionales en relación con
los temas de contaminación marina. A continuación se
indicarán de forma resumida las acciones que se han
tomado en el transcurso del año 2005 en dichos conve-
nios y organizaciones.
3.1.1. Convenio OSPAR
El Convenio OSPAR es el instrumento por el cual se rigen
los países ribereños del Océano Atlántico Europeo para
llegar a acuerdos comunes en materia de contaminación
marina. Consta de cinco anexos relativos a contaminación
de origen terrestre, vertidos e incineración, fuentes offs-
hore, evaluación de la calidad del medio marino y con-
servación de los ecosistemas y diversidad biológica. La
CNE ha tenido delgada hasta 2005 la presidencia de
España en el Comité de la Industria Offshore.
En 2005 cabe destacar la celebración en Malahide
(Irlanda) (27 junio-1 julio) de la reunión anual del
Convenio OSPAR. En esta reunión se revisó el estado de
ratificación del Anexo V del convenio (Bélgica y Portugal,
que aún no lo habían ratificado) y se efectuó una revisión
y un seguimiento del desarrollo de la estrategia Marina
Europea y los acuerdos Ministeriales de Bremen 2003.
Los presidentes de los diferentes Comités Técnicos presen-
taron un informe sobre los trabajos realizados. A continua-
ción pasa a desarrollarse lo tratado en cada uno de ellos.
a) Comité de Vigilancia y Evaluación (ASMO):
Los principales temas tratados y acordados se centraron en:
— JAMP.- Revisión del trabajo de evaluación en el
periodo 1998-2006
— Preparación por parte de la Secretaría de un
documento sobre la evaluación de impactos del
cambio climático en los océanos que será la base
del QSR en este tema.
— Aprobación de la versión revisada del JAMP, que
incorpora la información general en los programas
CAMP, CEMP y RID, diversidad biológica y
ecosistemas, eutrofización, sustancias peligrosas,
actividades offshore y sustancias radioactivas.
— Aprobación de la publicación en la web
www.ospar.org de los informes de CAMP, CEMP
y RID correspondientes a los datos de 2003
— Adopción de los principios revisados del
programa RID y de los términos de referencia
para la revisión del programa CEMP.
— La reunión concluyó que debe mejorarse la
información sobre descargas de metales pesados
provenientes del agua de producción desde las
instalaciones offshore y en particular sobre
Cadmio, Plomo y Mercurio. Para ello en el
Comité de la Industria Offshore (OIC) las
diferentes Partes Contratantes con instalaciones
offshore deberán seleccionar un número
representativo de instalaciones y comunicarlo a
la reunión de OIC 2006.
— Con respecto a la vigilancia en el entorno de las
instalaciones offshore, OSPAR acordó que las
Partes Contratantes implicadas deberán proceder
a recopilar lo antes posible toda la información
ambiental de acuerdo con las directrices
(producto OM-1) y enviar a OIC 2006
información al respecto.
b) El Comité de Biodiversidad (BDC):
Los principales temas tratados fueron los siguientes:
— Se presentaron los resultados de los objetivos de
calidad ecológicos (EcoQ) del estudio piloto
realizado en el Mar del Norte, evaluando la
3. Petróleo
285
Medio
am
bie
nte
calidad del medio marino a través de un conjunto
de indicadores ecológicos.
— Se aprobó el programa de trabajo para el
desarrollo de propuestas de medidas de gestión
para la protección de especies y hábitats de la
lista inicial de OSPAR.
— Se acordó iniciar el procedimiento para
actualizar la lista inicial OSPAR sobre especies y
hábitats protegidos.
— Se presentaron los resultados de una primera
fase de recopilación de información sobre la
distribución geográfica de los hábitats y especies
en peligro de la lista OSPAR y se aprobó la
publicación de tales mapas, incluyendo los de
corales de aguas profundas (Lophelia pertusa)
sobre la que UNEP pidió a las Partes
Contratantes la mayor información posible de
cara a un trabajo específico de la distribución de
los mismos a nivel global.
— Se urgió a las partes contratantes que no lo
hubieran hecho a que enviaran la respuesta al
cuestionario sobre impacto del turismo y
actividades recreativas, cuya evaluación va a ser
realizada por España.
— Se acordó que, de momento, no existe suficiente
apoyo para iniciar la tramitación en la OMI de la
designación de la zona OSPAR como de Área de
especial protección de acuerdo con MARPOL
73/78 por lo que debe continuar trabajando en la
propuesta a presentar a la OMI de cara a conseguir
una posición común de todas las partes implicadas.
— Dentro del desarrollo de una estrategia regional
en la gestión de aguas de lastre, se deben enviar
a Reino Unido, antes de la reunión de BDC
2006, información sobre:
• Especies intrusivas y problemas asociados a
las mismas.
• Cantidades y origen de las aguas de lastre
descargadas anualmente en los puertos.
c) Comité de Eutrofización (EUC):
Los principales temas tratados fueron los siguientes:
— Actualización y aprobación del procedimiento
común para la identificación de zonas eutróficas
en el área marítima OSPAR.
— Adopción de la actualización del acuerdo sobre
el Programa de Vigilancia de la Eutrofización.
— Convocatoria de una reunión de trabajo para
finalizar la guía HARP NUT para la
cuantificación y notificación de las pérdidas de
nitrógeno y fósforo de fuentes antropogénicas
difusas.
d) Comité de Sustancias Peligrosas (HSC):
Los principales temas tratados fueron los siguientes:
1. Selección y Priorización de Sustancias Peligrosas
— Acuerdo para eliminar hexaclorociclopentadieno
(HCCP), 4-tert-butiltolueno y trifenilfosfina de
la Lista OSPAR de Sustancias Prioritarias.
— Actualización del manual DYNAMEC sobre
selección y priorización de sustancias.
— Se acordó que este comité hará un seguimiento
de las sustancias que no están adecuadamente
contempladas en la Estrategia Europea de Medio
Marino como son cosméticos, pesticidas,
productos farmacéuticos y medicinas
veterinarias y no están suficientemente
regulados en la legislación europea.
— Aprobación de los documentos base sobre
phtalatos, perfluoroctano sulfonatos y
dimetilbutilamino-difenilamina.
— Revisión de las acciones sobre sustancias
prioritarias acordadas en los documentos base de
OSPAR.
286
Medio
am
bie
nte
2. Sectores Industriales
— Revisión del BREF de balsas de residuos en
actividades mineras.
— Aprobación del formato para reportar sobre las
industrias de metales no-férreos.
— Información de los datos reportados de las
medidas OSPAR relativas a la industria del papel.
— Información de los datos reportados de las
medidas OSPAR relativas a la industria textil.
— Evaluación conjunta de efluentes industriales
complejos
3. Revisión y actualización de las Estrategias para
control y vigilancia de sustancias prioritarias
e) Comité de Sustancias Radiactivas (RSC):
Los principales temas tratados fueron los siguientes:
— Descargas procedentes del sector no nuclear.
Tras levantarse las reservas existentes, se aprobó
el Procedimiento Modificado de Notificación de
descargas de sustancias radioactivas del sector
no nuclear que obliga a notificar a OSPAR las
descargas de sustancias radioactivas realizadas
por los siguientes sectores:
• Extracción de gas y petróleo (incluyendo en
tierra).
• Industria de Fosfatos.
• Pigmentos de Dioxido de Titanio.
• Acerías.
• Medicina.
• Universidades y Centros de Investigación.
Los datos correspondientes al periodo 1 de enero
– 31 de diciembre de 2004 deberían ser enviados
antes del 1 de octubre de 2005.
— Descargas de instalaciones nucleares. Se aprobó
la evaluación del informe de descargas líquidas
correspondiente a 2003.
— Vigilancia de concentraciones en el medio
marino. Se aprobó el Programa de Vigilancia de
concentración de sustancias radioactivas en el
medio marino de acuerdo con el procedimiento
propuesto por RSC con las modificaciones en
cuanto a localización de estaciones y frecuencia
de muestreo realizadas por Francia e Irlanda en
lo que afecta a su territorio.
f) Comité de la Industria Offshore:
Los puntos tratados y los acuerdos alcanzados se centra-
ron en:
1. Instalaciones offshore
— Publicación de la base de datos armonizada de
instalaciones offshore en aguas del Convenio
que se podrá consultar en la web www.ospar.org.
2. Substancias químicas.
— Control, uso y reducción de descargas de
químicos en offshore.
• Substancias de acción prioritaria.
• Revisión de la Decisión 2000/2 y
Recomendaciones 2000/4 y 2000/5.
• Acciones en relación con la lista de químicos
que OSPAR ha catalogado como de acción
prioritaria.
— Criterios a considerar en la Decisión 2000/3.
3. Gestión de aguas de producción.
— Recomendación 2001/1 sobre gestión de aguas
de producción.
• Gestión de aguas de producción:
• Hidrocarburos “disueltos” (aromáticos).
• Método de medida de hidrocarburos dispersos
(alifáticos).
— Substancias radiactivas.
287
Medio
am
bie
nte
4. Contaminación por otras fuentes.
— Combustión en antorcha en pruebas de
producción.
5. Efectos adversos de las actividades offshore
diferentes de la contaminación.
— Evaluación del impacto de las actividades de
exploración y explotación.
— Restauración del medio marino afectado por las
actividades offshore. (cutting piles)
6. Informes sobre emisiones, descargas y pérdidas.
— Se publicará el informe de 2003 en la web.
www.ospar.org.
7. Vigilancia y efectos medioambientales.
— Los aspectos relativos a la vigilancia en el
entorno de las instalaciones offshore y las
descargas de metales pesados.
— Los trabajos conjuntos OIC – BDC en relación
con el almacenamiento de Dióxido de Carbono
en el subsuelo.
En la reunión OSPAR, además, se presentaron y discu-
tieron los programas de trabajo 2005/2006 de cada uno
de los seis Comités.
Finalmente, se trataron los asuntos que se relacionan a
continuación:
— Relaciones con ICES.
— Publicaciones.
— Normas de procedimiento, con algunas
modificaciones en cuanto a la distribución de
documentos restringidos, la distribución de
documentación por medios electrónicos en lugar
de copias en papel y los procedimientos de
votación.
— Admisión de la organización “Robin des Bois”
como observador.
— Revisión de las cuentas de 2004 y adopción del
presupuesto para el próximo ejercicio.
— Calendario de reuniones para el próximo
ejercicio. En el Anejo 10 se incluye el calendario
de reuniones para el periodo 2005-2006.
3.1.2. Convenio de Barcelona
El Convenio de Barcelona es un acuerdo mediante el cual
se establece una obligación general para adoptar las medi-
das adecuadas para prevenir, reducir y eliminar la conta-
minación en el Mar Mediterráneo y proteger y mejorar el
medio ambiente marino en dicha zona. Se desarrolla en
base a protocolos que establecen las fuentes de contami-
nación que deben controlarse: la contaminación por verti-
mientos, procedente de buques, de actividades de explora-
ción y explotación en la plataforma continental y en el
fondo marino, la originada por fuentes terrestres, etc.
En el Convenio también se tratan aspectos como la cola-
boración en caso de emergencias, la forma de realizar un
seguimiento de la contaminación, la colaboración en los
ámbitos científico y tecnológico, las responsabilidades y
compensaciones.
Dentro de las actividades de 2005 en este Convenio hay
que destacar la celebración del “Seminario para la revi-
sión de la implementación del Protocolo Dumping y sus
líneas directrices” que se celebró en Nicosia (Chipre) los
días 17-18 de febrero de 2005. Este seminario lo pro-
movió el Convenio con objeto de instruir y asesorar a los
responsables de dicho Protocolo en los diferentes países
ribereños del Mediterráneo, sobre las diferentes expe-
riencias sobre las líneas directrices para el desmantela-
miento de instalaciones offshore. La CNE participó en el
mismo como ponente instructor.
Los días 8 a 11 de Noviembre de 2005 se convocó la XIV
Conferencia Ordinaria de las Partes Contratantes que se
288
Medio
am
bie
nte
celebró en Portoroz (Eslovenia) Se trataron las conclusio-
nes del informe “Priority issues in the Mediterranean
Environment”, preparado conjuntamente por la Agencia
Europea del Medio Ambiente y la UNEP Plan de Acción
para el Mediterráneo. El informe aporta una visión gene-
ral de los problemas de la región y también de los diferen-
tes Estados individualmente. Hace especial incidencia en
los efectos que causa el desarrollo de costa, la navegación
y los problemas biológicos causados por las nuevas espe-
cies no autóctonas y el crecimiento incontrolado de las
algas. Se adoptaron en dicha reunión, la Estrategia
Mediterránea de Desarrollo Sostenible y se aprobaron las
Líneas Directrices para la creación de arrecifes artificiales.
3.1.3. Convenio de Londres
En 1972 se firma en Londres el “Convenio para la preven-
ción del vertimiento de desechos y otras materias“, el cual
entró en vigor en 1975. En 1996 se negoció un Protocolo
más restrictivo que sustituye al anterior para las Partes
Contratantes que lo hayan firmado, entre ellas España.
El Convenio de Londres es el instrumento por el cual se
rigen los países ribereños de los diferentes mares y océ-
anos para llegar a acuerdos comunes en materia de con-
taminación.
Este Convenio controla y regula a nivel mundial la eva-
cuación en el mar de desechos y otras materias (inclui-
dos buques y unidades offshore). Regula la evacuación
de ciertas substancias de las que se sabe que son espe-
cialmente perjudiciales para el medio ambiente (como
los compuestos orgánicos halogenados, mercurio, cad-
mio, plásticos, hidrocarburos de origen mineral y dese-
chos radiactivos). El Convenio tiene asimismo disposi-
ciones concretas sobre el vertimiento de algunas mate-
rias que pueden suponer un riesgo para el medio marino
y para la salud humana. Además regula la incineración
de desechos a bordo de los buques.
En la reunión número 27 de las Partes Contratantes cele-
brada en octubre de 2005 salió elegida España como
nueva presidencia del Convenio. Cabe destacar en los
resultados de la reunión la perfecta estructuración del
programa de trabajo 2006-2008 en 63 productos reparti-
dos en nueve objetivos que son los siguientes:
1. Prospección para la integración en el Convenio-
Protocolo de nuevas Partes Contratantes.
2. Preparación para la entrada en vigor del Protocolo de
1996.
3. Cuestiones relativas al cumplimiento.
4. Captura y almacenamiento de CO2 en estructuras
subterráneas en el subsuelo marino.
5. Desarrollo de líneas directrices y cuestiones científi-
cas y técnicas para implementar el Convenio y el
Protocolo.
6. Cuestiones relativas con la gestión de residuos
radiactivos.
7. Interpretación del Convenio de Londres.
8. Asistencia Técnica y Cooperación.
9. Relación con otras organizaciones en el campo de la
protección medioambiental.
3.1.4. Convenio Internacional de 29 de
noviembre de 1969 sobre la
responsabilidad civil derivada de daños
debidos a la contaminación de las aguas
del mar por hidrocarburos
El Convenio Internacional sobre la responsabilidad civil
derivada de daños debidos a la contaminación de las aguas
del mar por hidrocarburos, suscrito en Bruselas el 29 de
noviembre de 1969, y ratificado por España con fecha de
8 de diciembre de 1975, entró en vigor, de acuerdo con lo
previsto en su artículo 15, el día 7 de marzo de 1976.
Mediante el Protocolo, hecho en Londres el 27 de
noviembre de 1992, se enmendó el Convenio
289
Medio
am
bie
nte
Internacional sobre responsabilidad civil derivada de
daños debidos a la contaminación de las aguas del mar
por hidrocarburos de 1969. España se adhirió a dicho
Protocolo el 6 de junio de 1995, y denunció simultánea-
mente el Convenio de 1969.
La entrada en vigor del Protocolo de 1992 ha implicado
cambios significativos respecto al Convenio de 1969,
para efectuar su implementación en España se publicó el
RD 1892/2004 de 10 de septiembre, por el que se dictan
normas para la ejecución del Convenio Internacional
sobre la responsabilidad civil derivada de daños debidos
a la contaminación de las aguas del mar por hidrocarbu-
ros. Este Real Decreto establece las reglas necesarias
para la ejecución del convenio enmendado y regula en
una única disposición los distintos aspectos relacionados
con la exigencia y el control por parte de la
Administración marítima de los certificados de seguro o
de garantía financiera emitidos, ejecutando lo estableci-
do en el Convenio Internacional sobre la responsabilidad
civil derivada de daños debidos a la contaminación de las
aguas del mar por hidrocarburos, actualmente en vigor.
3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio
Internacional sobre la constitución de un
Fondo Internacional de Indemnización
de daños debidos a contaminación por
hidrocarburos, 1992, hecho en Londres
el 16 de mayo de 2003.
El dos de febrero de 2005 apareció publicado en el
Boletín Oficial del Estado el Instrumento de
Ratificación del Protocolo de 2003 relativo al Convenio
Internacional sobre la constitución de un Fondo
Internacional de Indemnización de daños debidos a con-
taminación por hidrocarburos, 1992, hecho en Londres
el 16 de mayo de 2003. Por ese Protocolo se constituye
un fondo complementario internacional para la indemni-
zación de daños ocasionados por contaminación, que se
denominará «Fondo complementario internacional de
indemnización de daños debidos a contaminación por
hidrocarburos, 2003».
Esta iniciativa se ha materializado tras el reconocimien-
to efectuado por varias Partes Contratantes de los
Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo de
1992 de considerar necesario disponer, con carácter
urgente, de fondos adicionales para la indemnización
mediante la creación de un plan complementario al que
los Estados puedan adherirse si así lo desean.
El plan complementario intenta garantizar que las vícti-
mas de los daños debidos a contaminación por hidrocar-
buros sean indemnizadas íntegramente por sus pérdidas
o daños, y también aliviar las dificultades con que se
enfrentan las víctimas en los casos en que existe riesgo
de que la cuantía de indemnización disponible en virtud
de los Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo
de 1992 sea insuficiente para pagar íntegramente las
reclamaciones reconocidas y como consecuencia de ello
el Fondo internacional de indemnización de daños debi-
dos a contaminación por hidrocarburos, 1992, decida
provisionalmente que pagará solamente una parte de
toda reclamación reconocida.
3.2. Evolución acuerdos de Kyoto
3.2.1. Puntos fundamentales del Protocolo
de Kyoto
Con objeto de luchar contra el cambio climático, en
1997 se firmó el Protocolo de Kyoto, mediante el cual
las Partes Contratantes se comprometieron a reducir las
emisiones de gases de efecto invernadero, expresadas en
dióxido de carbono equivalente, al menos un 5% en el
periodo 2008-2012, respecto a los niveles de emisiones
del año base. El Protocolo entró en vigor el 16 de febre-
ro de 2005.
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Los gases de efecto invernadero a los que hace referen-
cia el Protocolo de Kyoto son los siguientes: dióxido de
carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O),
hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y
hexafluoruro de azufre (SF6). El año base que se ha de
tomar como referencia para los tres primeros es el 1990,
mientras que el Protocolo permite a las Partes
Contratantes escoger entre 1990 y 1995 como año base
para el resto.
La Comunidad Europea y sus Estados Miembros ratifi-
caron el Protocolo mediante la Decisión 2002/358/CE
del Consejo, obligándose a reducir conjuntamente sus
emisiones de gases de efecto invernadero un 8 % en el
periodo objetivo, respecto a los niveles de 1990. Los
objetivos de limitación de emisiones correspondientes a
cada Estado Miembro en virtud de dicha Decisión son
muy diferentes, habiéndose acordado que España pueda
incrementar sus emisiones un 15 % en el periodo 2008-
2012.
El Protocolo de Kyoto propone tres mecanismos flexi-
bles para facilitar el cumplimiento de los objetivos de
reducción de emisiones: el mecanismo de implementa-
ción conjunta, el mecanismo de desarrollo limpio y el
comercio de derechos de emisión.
De cara a la puesta en práctica de estos últimos meca-
nismos en la Unión Europea, se aprobaron dos directi-
vas. La Directiva 2003/87/CE, del Parlamento Europeo
y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se
establece un régimen para el comercio de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad
y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del
Consejo, (apartado 3.3.1) y la Directiva 2004/101/CE
del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de octubre
de 2004 por la que se modifica la anterior con respecto
a los mecanismos de proyectos del protocolo de Kyoto,
(apartado 3.3.2).
También cabe destacar la adopción de la Decisión
280/2004/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de
11 de febrero de 2004, relativa a un mecanismo para el
seguimiento de las emisiones de gases de efecto inver-
nadero en la Comunidad y para la aplicación del
Protocolo de Kyoto y posteriormente la Decisión de la
Comisión 2005/166/CE, de 10 de febrero de 2005, por
la que se establecen disposiciones de aplicación de la
Decisión anterior.
En 2005 también la Comisión realizó un análisis a
medio y largo plazo de las implicaciones políticas, eco-
nómicas y sociales de sus compromisos internacionales
en el documento es el COM (2005) 35 final
Comunicación de la Comisión al Consejo, al Parlamento
Europeo, al Comité Económico y Social Europeo y al
Comité de las Regiones: “Ganar la batalla contra el
cambio climático mundial”. Ese documento, tiene la
intención de servir de referencia, en particular, para el
debate sobre las estrategias de reducción de las emisio-
nes de gases de efecto invernadero en virtud del
Protocolo de Kyoto, que entró en vigor el 16 de febrero
de 2005.
Además, la Comisión centró su atención en un caso par-
ticular: en una Comunicación de 27 de septiembre,
COM (2005) 459, relativa a la reducción del impacto
de la aviación sobre el cambio climático. En ella obser-
va que la explotación creciente del transporte aéreo con-
tribuye al cambio climático, ya que los aviones son una
fuente cada vez más importante de emisiones de gases
de efecto invernadero. Así pues, la Comisión propone
integrar a los operadores aéreos en el Régimen
Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión
(RCCDE). De este modo, se incitaría a las compañías
aéreas a reducir sus emisiones de modo permanente.
En 2004 se comenzó en España la trasposición de toda
la normativa europea anteriormente citada, continuán-
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dose dicho proceso en 2005 en el que se han dictado las
siguientes disposiciones:
• Ley 1/2005 de 9 de marzo, por la que se regula el régi-
men de comercio de derechos de emisión de gases de
efecto invernadero.
• Ley 22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incor-
poran al ordenamiento jurídico español diversas direc-
tivas comunitarias en materia de fiscalidad de produc-
tos energéticos y electricidad y del régimen fiscal
común aplicable a las sociedades matrices y filiales de
estados miembros diferentes, y se regula el régimen
fiscal de las aportaciones transfronterizas a fondos de
pensiones en el ámbito de la Unión Europea. (La dis-
posición final tercera establece modificaciones a la
Ley 1/2005, de 9 de marzo)
• Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas
urgentes para el impulso a la productividad y para la
mejora de la contratación pública. (El Título III estable-
ce modificaciones a la Ley 1/2005, de 9 de marzo).
• Real Decreto 60/2005, de 21 de enero, por el que se
modifica el Real Decreto 1866/2004, de 6 de septiem-
bre, por el que se aprueba el Plan nacional de asigna-
ción de derechos de emisión, 2005-2007.
• Real Decreto 1264/2005, de 21 de octubre, por el que
se regula la organización y funcionamiento del
Registro nacional de derechos de emisión.
• Real Decreto 1315/2005, de 4 de noviembre, por el
que se establecen las bases de los sistemas de segui-
miento y verificación de emisiones de gases de efecto
invernadero en las instalaciones incluidas en el ámbi-
to de aplicación de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por
la que se regula el régimen del comercio de derechos
de emisión de gases de efecto invernadero.
3.2.2. La Décimo Primera Conferencia de las
Partes
La décimo primera sesión de la Conferencia de las
Partes de Naciones Unidas (COP 11) y primera reunión
tras la entrada en vigor del Protocolo de Kyoto
(COP/MOP -1), tuvo lugar entre el 28 de noviembre y el
9 de diciembre 2005 en la ciudad de Montreal (Canadá).
Esta reunión supuso un gran avance en el compromiso
de prolongar el Protocolo de Kyoto más allá de 2012,
fecha en la que expira este Tratado.
La Conferencia se cerró con la adopción de más de cua-
renta decisiones que fortalecerán los esfuerzos globales
para combatir el cambio climático. Entre las más impor-
tantes figuran:
• Creación de un grupo de trabajo que preparará los
acuerdos más allá de 2012.
• Financiación de los MDL por parte de los países desa-
rrollados con más de 13 millones de dólares en 2006-
2007. Se ha simplificando su mecanismo y reforzado
su gestión.
• Elección de los miembros del Comité de Control.
• Lanzamiento de la segunda fase del Protocolo es decir
la puesta en marcha de inversiones entre países desa-
rrollados y especialmente en países en transición.
• Se adoptó finalmente el manual de reglas de 1997 del
Protocolo Kyoto llamado comúnmente acuerdos de
Marrakech.
• Importancia de las nuevas tecnologías y en particular
se decidió la realización de un examen minucioso de
todos los aspectos de la tecnología en relación con la
captura y almacenamiento en el subsuelo de CO2.
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3.2.3. La Oficina Española del Cambio
Climático
El Real Decreto 177/1988, de 16 de febrero, creó el
Consejo Nacional del Clima.
La Oficina Española de Cambio Climático se creó
mediante el Real Decreto 376/2001, de 6 de abril.
Con posterioridad, el Real Decreto 1000/2003, de 25
de julio, atribuye nivel orgánico de Subdirección
General a la OECC y establece su dependencia direc-
ta de la Secretaría General de Medio Ambiente del
Ministerio.
En la actualidad, de acuerdo con el Real Decreto
562/2004, de 19 de abril, la Oficina Española de
Cambio Climático ha pasado a depender de la Secretaría
General para la Prevención de la Contaminación y del
Cambio Climático.
Tal como recoge el Real Decreto 1477/2004, de 18 de
junio, por el que se desarrolla la estructura orgánica
básica del Ministerio de Medio Ambiente, la Oficina
Española de Cambio Climático se configura como
Subdirección General del Ministerio de Medio
Ambiente, dependiente de la Secretaría General para la
Prevención de la Contaminación y del Cambio
Climático.
Bajo la supervisión del Secretario General para la
Prevención de la Contaminación y del Cambio
Climático es el Director quien desempeña las funciones
directivas de la OECC que está estructurada en cuatro
áreas técnicas:
— Área de Asesoría Científica
— Área de Análisis y Políticas Sectoriales
— Área de Cumplimiento y Desarrollo
— Área de Mecanismos e Instrumentos
Los técnicos de las distintas áreas realizan sus funciones
bajo la supervisión de la Coordinadora de la OECC
quién, a su vez, canaliza las relaciones externas de la
Oficina, la participación en acciones formativas y la
atención a peticiones de información.
Los objetivos básicos de la Oficina Española de Cambio
Climático son los siguientes:
— Fortalecer técnica y científicamente la capacidad
negociadora de España en foros tanto internaciona-
les como nacionales.
— Efectuar el seguimiento de la aplicación en España
de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre
Cambio Climático y del Protocolo de Kyoto.
— Colaborar con las distintas Administraciones del
Estado Español, instituciones públicas y privadas y
demás agentes sociales en iniciativas tendentes a la
lucha frente al cambio climático.
— Impulsar la información, formación, y sensibiliza-
ción social siguiendo las directrices establecidas en
el Programa de Trabajo de Nueva Delhi sobre el
Artículo 6 de la Convención Marco de Naciones
Unidas sobre Cambio Climático.
Desde su creación en el año 2001, la OECC se confi-
guró como un instrumento especializado para desarro-
llar la política del Ministerio de Medio Ambiente en
materia de cambio climático. Es el Real Decreto
1477/2004, de 18 de junio, el que determina como fun-
ciones de la Oficina Española de Cambio Climático las
siguientes:
— Realizar las funciones técnicas y de gestión del
secretariado del Consejo Nacional del Clima.
— Realizar el seguimiento de la Convención Marco
sobre Cambio Climático de Naciones Unidas e
impulsar las políticas y medidas para su correcta
aplicación en España.
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— Actuar como punto focal del Ministerio de Medio
Ambiente respecto de los organismos y convenios
internacionales especializados en materia de cambio
climático.
— Participar en la representación institucional del
Ministerio en los foros internacionales en materia de
cambio climático.
— Prestar a los distintos órganos de las Administraciones
Públicas el oportuno asesoramiento en los asuntos
relacionados con el cambio climático.
— Colaborar con las Comunidades Autónomas en el
análisis de las repercusiones que el cambio climáti-
co tiene en las materias de su competencia.
— Relacionarse con las Administraciones Públicas,
organizaciones no gubernamentales, instituciones y
entidades públicas y privadas y demás agentes socia-
les para colaborar en iniciativas tendentes a la lucha
frente al cambio climático.
— La propuesta de normativa y el desarrollo de los ins-
trumentos de planificación y administrativos que
permitan cumplir con los objetivos establecidos en
materia de cambio climático.
3.2.4. La Autoridad Nacional Designada (AND)
De acuerdo con la reglas 15/CP 7,16/CP 7 y 17/CP 7 del
Protocolo de Kyoto, adoptadas en 1997 en Marrakech, la
participación de España en los proyectos de Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) y de Aplicación Conjunta
(AC), requiere el establecimiento de una Autoridad
Nacional Designada (AND). Esta es la encargada de
confirmar la voluntariedad de la participación de
España en este tipo de proyectos.
El 25 de febrero de 2005 se constituyó dicha autoridad.
Entre otras funciones la AND tiene que aprobar la parti-
cipación de España y de las empresas españolas en pro-
yectos susceptibles de generar créditos de reducción de
emisiones en terceros países.
Hasta el día de su constitución se habían presentado seis
proyectos ante la AND y en la primera sesión se aprobó
la participación voluntaria de España en cuatro de ellos
tres de Unión Fenosa y uno de Endesa.
La AND esta compuesta por un vocal de la Oficina
Económica del Presidente del Gobierno, dos vocales de
los Ministerios de Asuntos Exteriores y Cooperación,
Economía y Hacienda, Industria, Turismo y Comercio y
Medio Ambiente. La Presidencia corresponde al
Secretario General para la Prevención de la
Contaminación y del Cambio Climático y la Secretaría a
la Oficina Española del Cambio Climático.
3.3. Unión Europea
3.3.1. Directiva 2003/87/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 13 de octubre
de 2003, por la que se establece un
régimen para el comercio de derechos
de emisión de gases de efecto
invernadero en la Comunidad y por la
que se modifica la Directiva 96/61/CE
del Consejo
La Directiva de comercio de derechos de emisión estable-
ce un régimen comunitario para el comercio de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero a fin de fomentar
reducciones de las emisiones de estos gases de forma efi-
caz en relación con el coste y económicamente eficiente.
El comercio de emisión es un mecanismo complementa-
rio a las políticas y medidas que se han de adoptar para
reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
La Directiva está orientada de forma que sirva a los ope-
radores y a los Estados Miembros como preparación y
aprendizaje de cara a la participación en un mercado
internacional basado en el Protocolo de Kyoto.
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Se aplica a las emisiones generadas por las actividades
enumeradas en el Anexo I de la Directiva y a los seis
gases de efecto invernadero enumerados en el Anexo II.
Entre ellas se encuentran las instalaciones de combus-
tión con una potencia térmica superior a 20 MW, y las
refinerías. El gas de efecto invernadero considerado en
el Anexo I es el CO2 en ambos casos.
Es preciso distinguir entre los términos “derecho de
emisión” y “permiso de emisión de gases de efecto
invernadero”.
Se entiende por derecho de emisión, el derecho a emitir
una tonelada equivalente de CO2 durante un periodo
determinado, válido únicamente a efectos del cumpli-
miento de esta Directiva, y transferible.
Por otra parte, para realizar una actividad del Anexo I de
la Directiva, el operador está obligado a disponer de un
permiso de emisión de gases de efecto invernadero. La
autoridad competente expedirá dicho permiso, si conside-
ra que el operador es capaz de garantizar el seguimiento y
la notificación de las emisiones de la instalación.
El permiso lleva implícita la obligación por parte del
operador de presentar derechos de emisión equivalentes
a las emisiones totales anuales de la instalación verifi-
cadas, y establece los requisitos de seguimiento y notifi-
cación de las emisiones.
Cada Estado Miembro debe elaborar un Plan Nacional
de Asignación
— para el periodo de tres años que comienza el
1/1/2005,
— para el periodo de cinco años que comienza el 1/1/2008
y para cada periodo de cinco años subsiguiente,
que determinará la cantidad total de derechos de emisión
que prevé asignar durante el periodo correspondiente y
el procedimiento de asignación. Dicho Plan se basará en
criterios objetivos y transparentes, incluidos los enume-
rados en el Anexo III de la Directiva.
Para el periodo de 3 años que comienza el 1/1/2005, los
Estados Miembros asignarán gratuitamente al menos el
95% de los derechos de emisión. Para el periodo de
cinco años que comenzará el 1/1/2008, los Estados
Miembros asignarán gratuitamente al menos el 90 % de
los derechos de emisión.
Los derechos de emisión podrán transferirse entre:
— personas en la Comunidad;
— personas en la Comunidad y personas en terceros paí-
ses donde tales derechos sean reconocidos de acuerdo
con el procedimiento especificado en la Directiva
Se entiende por persona cualquier persona física o jurí-
dica.
Cada año, el operador de cada instalación ha de entregar
un número de derechos de emisión equivalente a las
emisiones totales de dicha instalación durante el año
anterior verificadas. Dichos derechos se cancelarán a
continuación.
Los Estados Miembros pueden decidir aplicar el “ban-
king” o acumulación de derechos de emisión excedenta-
rios entre el primer y segundo periodo. El “banking”
entre el periodo 2008-2012 y periodos subsiguientes es
de aplicación obligatoria.
Se establecen sanciones por exceso de emisiones res-
pecto a los derechos de emisión presentados.
Los Estados Miembros deben establecer un registro para
llevar una cuenta exacta de la expedición, la titularidad,
la transferencia y la cancelación de derechos de emisión.
Corresponde a la Comisión designar un Administrador
295
Medio
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Central que llevará un registro independiente de transac-
ciones, para comprobar que no se producen irregulari-
dades.
Se modificará el artículo 9.3 de la Directiva 96/61/CE
(IPPC) añadiendo que los permisos expedidos de acuer-
do con dicha Directiva, no incluirán un valor límite de
emisión para las emisiones directas de los gases de efec-
to invernadero especificados en relación con las activi-
dades del Anexo I de la Directiva de comercio de dere-
chos de emisión.
Asimismo, los Estados Miembros podrán decidir no
establecer requisitos de eficiencia energética respecto a
las unidades de combustión o de otro tipo que emitan
CO2 afectadas por la Directiva.
La Directiva establece ciertos elementos de flexibilidad
en relación con el ámbito de aplicación, relativos a la
exclusión temporal de determinadas instalaciones y a la
inclusión unilateral de actividades, instalaciones y gases
por los Estados Miembros, sujetas a la aprobación de la
Comisión. Asimismo, se permite la formación de agru-
paciones (“pools”) de instalaciones.
Se incluye una cláusula de revisión de la Directiva.
3.3.2. Directiva 2004/101/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo que modifica
la Directiva 2003/87/CE por la que se
establece un régimen para el comercio
de derechos de emisión de gases de
efecto invernadero en la Comunidad,
con respecto a los mecanismos de
proyectos del Protocolo de Kyoto
Junto con el comercio de derechos de emisión, el
Protocolo de Kyoto establece dos mecanismos basados
en proyectos, el mecanismo de aplicación conjunta (AC)
y el mecanismo para un desarrollo limpio (MDL), con
los siguientes objetivos: contribuir a la transferencia de
tecnología y favorecer el desarrollo sostenible en los
países de acogida de los proyectos, permitiendo asimis-
mo una reducción de los costes asociados a la reducción
de emisiones.
La Directiva establece que se podrán utilizar créditos de
proyectos de MDL y AC en el mercado comunitario de
comercio de derechos de emisión a partir de 2005 y
2008, respectivamente. Los Estados Miembros pueden
permitir la utilización de estos créditos hasta un porcen-
taje determinado de la cantidad de derechos de emisión
asignados a cada instalación, que será especificado por
cada Estado Miembro en su Plan Nacional de
Asignación. De acuerdo con la Directiva, la utilización
de créditos de MDL y AC en el mercado comunitario
de derechos de emisión se llevará a la práctica median-
te la expedición e inmediata presentación de un dere-
cho de emisión a cambio de un crédito por proyectos
MDL o AC.
En dicho mercado se podrán utilizar todos los créditos
de proyectos MDL y AC que sean expedidos de acuer-
do con las reglas del Protocolo de Kyoto excepto los
créditos de proyectos nucleares., durante los periodos
2005-2007 y 2008-2012, y los créditos asociados a
actividades LULUCF (uso de la tierra, cambio en el
uso de la tierra y servicultura). En la revisión de la
Directiva de comercio de derechos de emisión que se
realizará en 2006, se volverá a estudiar la posibilidad
de utilización de créditos de dichas actividades
LULUCF en el mercado a partir de 2008. En el caso de
proyectos de producción de energía hidroeléctrica con
una capacidad de generación mayor de 20 MW, los
Estados Miembros deberán asegurar, al aprobar dichos
proyectos, que, de cara al desarrollo de los mismos, se
respetarán los criterios y orientaciones internacionales
establecidos al respecto.
296
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3.3.3. Directiva 2001/80/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 23 de octubre
de 2001, sobre limitación de emisiones
a la atmósfera de determinados agentes
contaminantes procedentes de grandes
instalaciones de combustión
Esta Directiva aplica a las instalaciones de combustión
cuya potencia térmica nominal sea igual o superior a 50
MW.
El Artículo 4 de la Directiva establece que las denomina-
das “instalaciones existentes” (autorizadas antes del 1 de
Julio de 1987) deben cumplir con los valores límite de
emisión de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y par-
tículas recogidos en la Parte A de los Anexos III a VII de
la Directiva desde el 1 de enero de 2008. En el caso de
los óxidos de nitrógeno, desde el 1 de enero de 2016 apli-
ca una segunda etapa. Los Estados Miembros también
pueden optar porque las “instalaciones de combustión
existentes” se sometan a un plan nacional de reducción
de emisiones que deberá reducir las emisiones anuales
totales de estos contaminantes a los niveles que se hubie-
ran alcanzado aplicando los valores límite mencionados
anteriormente. Los planes son una herramienta flexible
que los Estados Miembros pueden utilizar, de forma que
a partir de 2008, el conjunto de instalaciones existentes
de un Estado Miembro incluidas en el plan debe cumplir
los objetivos de reducción de emisiones globales especi-
ficados en el plan. En este caso, no es necesario que cada
instalación cumpla de forma individual con los valores
límite de emisión establecidos en la Directiva.
El plan debe incluir objetivos de reducción de emisio-
nes, medidas al efecto, un calendario y un mecanismo de
control de las emisiones.
La Comisión Europea considera que, de cara a la puesta
en práctica de la Directiva para las “instalaciones de
combustión existentes”, también es posible adoptar un
enfoque combinado, esto es, una combinación del plan
nacional de reducción de emisiones y de la aplicación de
valores límite de emisión. El plan nacional o el “enfoque
combinado” que se adopten siempre deben aplicar a los
tres contaminantes cubiertos por la Directiva (dióxido
de azufre, óxidos de nitrógeno y partículas) para todas
las instalaciones incluidas en dicho plan/”enfoque com-
binado”.
Si un Estado Miembro decide optar por un “enfoque
combinado”, la Comisión Europea ha dispuesto que el
Estado Miembro debe remitirle dos listas de instalacio-
nes: las sujetas a valores límite de emisión y las inclui-
das en el plan. Además, con objeto de asegurar que se
cumplen los valores límite de emisión, la Comisión ha
de recibir cada año a partir de 2008 (o del año en que los
valores límite de emisión comiencen a aplicar) el inven-
tario de emisiones de las instalaciones sujetas al cumpli-
miento de dichos valores límite. De cara a confirmar el
cumplimiento de los objetivos de reducción de emisio-
nes del plan, la Comisión recomienda especialmente al
Estado Miembro el establecimiento de un sistema anual
nacional de “reporting”.
La interpretación de la Comisión Europea de “instala-
ción de combustión existente” es de especial importan-
cia ya que afecta tanto al ámbito de instalaciones inclui-
das en el plan, “enfoque combinado” o sujetas a valores
límite de emisión como a los valores de emisión que les
aplican, ya sea directamente o de manera indirecta a tra-
vés de los cálculos que se realizan en el plan. Dicha
interpretación es la siguiente: Las instalaciones existen-
tes que descargan de hecho sus gases residuales a través
de una chimenea común deben ser consideradas como
una instalación única a los efectos de la Directiva.
Si un Estado Miembro decide aplicar un plan nacional
de reducción de emisiones para las “instalaciones exis-
297
Medio
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nte
tentes”, dicho plan debería haber sido comunicado a la
Comisión Europea a más tardar el 27 de noviembre de
2003, aunque este plazo no esta siendo respetado en
muchos casos. En el caso de los nuevos Estados
Miembros, la fecha relevante es el 1 de mayo de 2004.
Los Estados Miembros tienen la potestad de retirar un
plan ya remitido y presentar otro diferente a la Comisión
Europea u optar por la opción de cumplir con los valo-
res límite de emisión o “enfoque combinado”.
Diversos Estados Miembros han ido remitiendo a la
Comisión Europea varias versiones de planes nacionales
que han sido analizadas. La Comisión invitó a los
Estados Miembros a presentar a más tardar el 28 de
Febrero de 2006 la versión final definitiva de su plan o
“enfoque combinado”, en el caso de que optaran por
dichas opciones. Hasta la fecha se han recibido versiones
finales de planes de Finlandia, Irlanda, y la Republica
Checa y “enfoques combinados” de España, Francia y
Reino Unido y se han evaluado los planes/”enfoques
combinados” de Finlandia, España e Irlanda. Se esta a la
espera de una versión actualizada del plan griego, que ya
fue previamente evaluado por la Comisión. Eslovenia y
Holanda presentaron respectivamente un “enfoque com-
binado” y un plan que tras ser evaluados por la Comisión
fueron retirados por estos Estados Miembros, los cuales
optaron por la opción de valores límite de emisión. Por
otra parte, la Comisión está a la espera del plan portu-
gués y Polonia aun no ha decidido qué opción utilizará
para la aplicación de la Directiva.
Tras solicitar la aprobación de los Estados Miembros, la
Comisión Europea tiene previsto publicar en su web la
versión final de los planes/”enfoques combinados” reci-
bidos de los Estados Miembros, conjuntamente con la
evaluación de la Comisión y la respuesta de los Estados
Miembros a los comentarios de la misma, una vez con-
cluya todo el proceso de evaluación.
3.4. Biocarburantes
En general se entiende por biocarburantes los combusti-
bles líquidos o gaseosos para transporte obtenidos a par-
tir de la masa o fracción biodegradable de los productos,
desechos y residuos procedentes de la agricultura, de la
silvicultura y de las industrias conexas o de los residuos
industriales y municipales.
Sin embargo, en España, la definición de biocarburan-
tes recogida en el Real Decreto 61/2006, de 31 de
enero, por el que se fijan las especificaciones de gaso-
linas, gasóleos, fuelóleos y gases licuados del petróleo
y se regula el uso de determinados biocarburantes, se
circunscribe únicamente al biodiésel tipo FAME de
origen vegetal o animal (cuyas especificaciones están
recogidas en la norma UNE- EN 14214) y al bioetanol
de origen vegetal.
3.4.1. Fomento de los biocarburantes
Con objeto de fomentar el uso de los biocarburantes, en
España se han venido adoptando una serie de medidas
fiscales entre las que destaca la aplicación de un tipo
impositivo cero en concepto de impuesto especial de
hidrocarburos. Esta medida, confirmada por la Ley
22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incorporan
al ordenamiento jurídico español diversas directivas
comunitarias en materia de fiscalidad de productos
energéticos, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2012
siempre y cuando la evolución comparativa de los costes
de producción de los productos petrolíferos y de los bio-
carburantes no aconseje la sustitución del tipo cero por
un tipo de gravamen de importe positivo.
Por su parte, la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de
reformas para el impulso de la productividad, encarga
al Gobierno la elaboración de un plan de medidas
urgentes para cumplir con el objetivo indicativo pre-
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nte
visto para el año 2010 en la Directiva 2003/30/CE,
relativa al uso de biocarburantes, consistente en el
5,75 % en base energética sobre el total de carburan-
tes de automoción comercializados en esa fecha en el
mercado español.
En este mismo sentido, el Real Decreto 61/2006, de 31
de enero antes citado fija igualmente el valor de refe-
rencia para el objetivo indicativo nacional de comercia-
lización de un porcentaje mínimo de biocarburantes en
el mencionado 5,75 %.
También el Plan de Energías Renovables en España
(PER) 2005-2010 asume el cumplimiento de este
objetivo indicativo lo que, según sus cálculos, elevaría
el objetivo energético en esta área en el horizonte de
2010 hasta alcanzar los 2,2 millones de toneladas
equivalentes de petróleo (tep). A tal efecto, propone
los siguientes objetivos para cada tipo de recurso y
biocarburante en términos de energía primaria para el
período 2005-2010.
3.4.2. Producción, logística y distribución
de biocarburantes
Actualmente existen en España dos plantas de bioeta-
nol en operación situadas en Cartagena y en La
Coruña, con capacidad de 111 miles de toneladas/año
y 168 millones de litros al año (Mlt/año), respectiva-
mente, cuya producción se destinaba en 2005 a la
obtención de ETBE en las refinerías españolas y a la
exportación. Ya en el segundo trimestre de 2006 se
puso en marcha la primera planta de producción de
bioetanol destinado a mezcla directa con gasolina,
situada en Salamanca, con una capacidad de 200
Mlt/año. Asimismo, existen 6 proyectos en desarrollo
que, en caso de completarse, supondrían una capacidad
adicional de 745 Mlt/año.
Por otro lado, en España se fabrica ETBE en seis refi-
nerías, con una capacidad total de producción de
584.000 toneladas/año (Tm/año).
En cuanto al biodiésel, en la actualidad existen nueve
plantas de producción en operación, incluyendo la de
BIOCARBURANTES ALMADÉN (Ciudad Real), con
una capacidad de 20.000 Tm/año, que ha iniciado sus
actividades en febrero de 2006. Adicionalmente, existen
dos proyectos de puesta en marcha y al menos dieciséis
en fase de diseño y definición.
De manera individual, los productores están realizando
inversiones para aumentar capacidad. STOCKS DEL
VALLÉS prevé quintuplicar su capacidad de producción
(de las 6.000 Tm/año actuales a un total de 31.000
Tm/año), teniendo previsto poner en operación esta
nueva capacidad en septiembre de 2006. BIONOR, por
su parte, ha adquirido el grupo italiano Comlube, que
dispone de una planta en Brescia con una capacidad de
45.000 Tm/año, que se espera alcance a final del año
2006 un volumen total de 80.000 Tm/año.
299
Medio
am
bie
nte
OBJETIVOS ENERGÉTICOS2005-2010 (tep)
Recursos
Cereales y biomasa 550.000
Alcohol vínico 200.000
Aceites vegetales puros 1.021.800
Aceites vegetales usados 200.000
Aplicaciones
Bioetanol 750.000
Biodiesel 1.221.800
TOTALES
Energía primaria (tep) 1.971.800
Fuente: Plan de Energías Renovables en España, 2005-
2010.
Cuadro 3.4.1. Objetivos energéticos PER 2005-2010
300
Medio
am
bie
nte
Bilbao
Coruña
Zamora
SalamancaTarragona
Cartagena
Puertollano
Algeciras
Huelva
Refinería Repsol YPF (ETBE)
Refinería Cepsa (ETBE)
Planta bioetanol en operación
Planta bioetanol en proyecto
Gráfico 3.4.1. Instalaciones de producción de bioetanol y ETBE (refinerías) en España
Fuente: CNE.
EHN
Plantas operativas
Plantas puesta marcha
Plantas en construcción
Plantas en proyecto
BionorteBiodieselProductions
BionorTransformación
GebiosaGreen FuelEntabán
BioenergéticaExtremeña 2020
Stocks del Valles
EHN
Biocarbur. Catal.Acor
Bionet Europa
Randa Group
Grupo Ecológico Natural
BiodieselProductions
IDAE-UCMBiodieselCast-LaMancha
BiocombustiblesLa Mancha
BiocombustiblesCuenca
CooperativaSan Dionisio
CoreysaBiodiesel
Bionor Sur
BiocombustiblesAndaluces
BiocarburantesAlmadén
BiocombustiblesAndaluces
Gráfico 3.4.2. Instalaciones de producción de biodiésel en España
Fuente: CNE.
En 2005 la producción acumulada de éster metílico de
las ocho plantas operativas a finales del año (STOCKS
DEL VALLÉS, BIONET EUROPA, BIONOR
TRANSFORMACIÓN, BIODIESEL CASTILLA LA
MANCHA, E.H.N. BIODIESEL CAPARROSO,
GRUPO ECOLÓGICO NATURAL e IDAE-UCM) se
situó en torno a 75 miles de Tm, de las cuales fueron dis-
tribuidas en el mercado interior aproximadamente 13
miles de Tm para ventas directas, habiéndose dedicado
el resto de la producción a exportaciones y ventas a otros
operadores.
En 2005 nueve operadores al por mayor de productos
petrolíferos distribuían éster metílico en distintos porcen-
tajes de mezcla con gasóleo de automoción (biodiésel):
VIA OIL, PETROMIRALLES, STAR PETROLEUM,
EPENERGY, REPSOL YPF, MEROIL, DYNEFF
ESPAÑA, KUWAIT PETROLEUM y BP. Las ventas de
estas compañías en ese ejercicio superaron las 154.000
Tm de biodiésel (77% a través del canal de estaciones de
servicio y 23 % mediante ventas directas), de las cuales
aproximadamente 66 miles de toneladas corresponden a
mezclas con un volumen inferior al 5% de éster metílico
y 88 miles de toneladas a mezclas mayores del 5%.
En cuanto al comercio exterior, las compañías españolas
han totalizado en 2005 unas exportaciones de 37.684
Tm de éster metílico, lo que representa un 50% de la
producción total, mientras que sólo se han importado
165 Tm.
En relación a las instalaciones de suministro a vehículos,
el biodiésel se comercializaba en aproximadamente 255
puntos de venta titularidad tanto de los operadores al por
mayor como de terceros (superficies comerciales e inde-
pendientes).
301
Medio
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nte
Star BiodiéselPetromiralles
BiodieselMeroil Kuwait Vía Oil Total %
Petroleum Caparroso CLM
Andalucía 1 75 76 30%
Aragón 1 1 0%
Asturias 3 3 1%
Cantabria 21 21 8%
Castilla y León 2 42 44 17%
Castilla La Mancha 3 10 2 15 6%
Cataluña 13 39 1 3 56 22%
Extremadura 4 4 2%
La Rioja 1 1 0%
Madrid 3 2 5 10 4%
Navarra 2 6 8 3%
País Vasco 16 16 6%
TOTAL 6 2 13 14 40 2 178 255
% 2% 1% 5% 5% 16% 1% 70%
(*) EESS propias o de terceros a las que se suministra biodiésel.
Fuente: CNE.
Cuadro 3.4.2. Distribución de puntos de suministro a vehículos por operador y comunidad autónoma
Geográficamente, dichos puntos de venta se localizan en
su mayoría en la Comunidad de Andalucía, con una con-
centración del 30 % de las Estaciones de Servicio con
distribución de biocarburantes, seguida de Cataluña (22
%) y Castilla y León (17%). Los operadores que sumi-
nistran a un mayor número de instalaciones de suminis-
tro a vehículos son VIA OIL, con un total de 178 EE.SS.
y presencia en 11 Comunidades Autónomas, MEROIL,
con 40 EE.SS. de las cuales 39 están situdas en
Cataluña, BIODIESEL CASTILLA LA MANCHA, que
distribuye biocarburantes en 14 EE.SS. situadas en tres
CC.AA. y PETROMIRALLES que lo hace en 13 insta-
laciones, todas ellas situadas en Cataluña.
3.5. Grandes instalaciones de combustión
3.5.1. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo,
por el que se establecen nuevas normas
de emisiones a la atmósfera de
determinados agentes contaminantes
procedentes de grandes instalaciones
de combustión y se fijan ciertas
condiciones para el control de las
emisiones a la atmósfera de las
refinerías de petróleo
Este Real Decreto traspone al ordenamiento jurídico
nacional la Directiva 2001/80/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001,
sobre limitación de emisiones a la atmósfera de deter-
minados agentes contaminantes procedentes de gran-
des instalaciones de combustión estableciendo los
límites de emisiones de SO2, NOX y partículas para las
nuevas instalaciones más exigentes que los recogidos
en el Real Decreto 646/1991, que queda derogado. En
cuanto a las instalaciones existentes, se dispone el
establecimiento de un plan nacional de reducción de
emisiones. Este plan fue presentado a la Comisión
Europea con fecha de 13 de Febrero de 2006 y evalua-
do por la misma con fecha de 17 de Mayo del mismo
año (ver 3.3.3).
Cabe destacar que el Real Decreto 430/2004 aplica a las
turbinas de gas, regulando sus emisiones de NOX y esta-
blece límites de emisiones específicos para las instala-
ciones que usan como combustible la biomasa.
Por otra parte, establece un enfoque global sobre las
emisiones de SO2 de las refinerías. Así, modifica las dis-
posiciones del Real Decreto 833/1975 sobre determina-
das instalaciones de combustión y regula las emisiones
de SO2 de otras instalaciones que no son de combustión,
como la regeneración de catalizadores de unidades de
craqueo catalítico en lecho fluido y las unidades de recu-
peración de azufre (modificando para éstas últimas lo
establecido en el Real Decreto 1800/1995).
302
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