análisis del sector eléctrico español y propuestas de desarrollo

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO
ESPAÑOL Y PROPUESTAS
DE DESARROLLO FUTURO
Autor: Marta Carmen Regal Rodríguez
Director: Carlos Javier Alía Cifuentes
Madrid
Mayo 2012
1
ANÁLISIS
DEL
SECTOR
ELÉCTRICO
ESPAÑOL
Y
ESTRATEGIAS DE DESARROLLO FUTURO.
Autor: REGAL RODRÍGUEZ, Marta Carmen.
Director: ALÍA CIFUENTES, Carlos Javier.
Entidad Colaboradora: Instituto de la Ingeniería de España.
RESUMEN DEL PROYECTO
El sector eléctrico es de vital importancia para el desarrollo de económico de la
sociedad. Prueba de esta importancia es que en España la electricidad es la
segunda fuente de energía final más consumida, sólo superada por el petróleo y
sus derivados. Además este sector es uno de los principales sectores productivos
de la economía española.
Su precio es un factor decisivo en la competitividad de la economía, ya que de
los 73 sectores industriales que considera el INE (Instituto Nacional de
Estadística) a estos efectos, el sector eléctrico ocupa el puesto 25 en cuanto a su
efecto multiplicador de la economía, considerando únicamente el impacto sobre
bienes y servicios producidos en España.
En el sector interactúan cuatro actividades principales, de las cuales generación y
comercialización están liberalizadas, y transporte y distribución reguladas.
Desde este proyecto, se ha pretendido realizar un análisis de estas cuatro
actividades del sistema eléctrico actual, partiendo de los hechos históricos que
han marcado la evolución del sector hasta los problemas que actualmente están
acusando el desarrollo del mismo. Ligando las principales variables
socioeconómicas que confluyen en las cuatro actividades y que están marcando
2
la actualidad, cómo el impacto de las renovables, la inclusión del coche eléctrico,
el aumento del déficit tarifario y demás.
Posteriormente se ha procedido a evaluar estas actividades tanto desde un punto
de vista interno, mediante un análisis de debilidades, amenazas, fortalezas y
oportunidades (DAFO), como desde el exterior, analizando las fuerzas
competitivas a las que deben enfrentarse, a través de las “ Cinco fuerzas de
Porter”. Estas fuerzas estudian las amenazas de entrada de nuevos competidores
o productos sustitutos y la capacidad de negociación de proveedores y clientes.
Una vez analizados los cuatro pilares del sector, se ha procedido al diseño de un
modelo. Este modelo ofrece a través de la introducción de las expectativas de
inversión en distribución, transporte y la evolución que se espera de la demanda
y de la potencia instalada según el escenario planteado, ver cuál será el precio de
mercado y la composición del mix de generación de energía para que el margen
entre el coste total y los ingresos presente déficit, superávit ó 0, dentro del
horizonte del 2030.
Con todo esto se podrán realizar estudios prospectivos y de planificación del
sector, tanto en la parte regulada como en la no regulada, en esta última dando
señales indicativas de necesidad de generación.
Este tema ha sido abordado con anterioridad desde diversos puntos de vista, casi
todos desde el ámbito más técnico, atendiendo a la optimización como medio
para obtener soluciones viables a problemas concretos del ámbito eléctrico. Sin
embargo, desde este proyecto se pretende dar respuesta a muchas preguntas
planteadas a lo largo de estos últimos años, haciendo uso de los conocimientos de
diversos expertos del sector; los cuales han contestado a una serie de preguntas a
título personal y de la forma menos partidista posible, y gracias a los cuales se
han podido obtener unos resultados objetivos.
3
ABSTRACT
ANALYSIS OF THE SPANISH ELECTRICITY SECTOR AND
STRATEGIES FOR HIS FUTURE DEVELOPMENT.
Author: REGAL RODRÍGUEZ, Marta Carmen.
Director: ALÍA CIFUENTES, Carlos Javier.
Partner Company: Instituto de la Ingeniería de España.
ABSTRACT
The electricity sector is of vital importance for the economic development of
society. Evidence of this importance is that in Spain is the second source of final
energy consumed most, only overcome by petroleum and its derivatives.
This sector is one of the main productive sectors of the Spanish economy. Its
price is a critical factor in the competitiveness of the economy, since 73 of the
industrial sectors considered by the INE affecting the competitiveness; the
electricity sector is ranked 25 in terms of its economic multiplier effect,
considering only the impact on goods and services produced in Spain.In the
sector interact four main activities, generation and supply are liberalized and
transmission and distribution are regulated.
The aim of this project is to conduct an analysis of the four activities within the
current electrical system, based on historical events that have marked the
evolution of the sector including the problems that the development of system is
facing currently. Linking the main socio-economic variables that converge in the
four activities that are impacting today the system, as the influence of renewable
technologies, the inclusion of electric cars, the increase of deficit of tariff and
others. The above together with different macroeconomic scenarios and using the
right tools will foresee the evolution of the sector in the following 30 years.
4
ABSTRACT
Then we have proceeded to evaluate these activities both from a domestic
perspective,
through
an
analysis of
weaknesses,
threats,
strengths and
opportunities (SWOT), and from the outside, analyzing competitive forces to
which they face, through the "Porter's Five Forces." These forces study the
threats of new competitors or substitute products and bargaining power
of suppliers and customers.
After analyzing the four pillars of the industry, we proceeded to design a
model. This
model offers
through the
introduction of
the
expectations
of investment in distribution, transport and the expected evolution of demand
and installed capacity according to the scenario presented, see what the market
price
and the
composition of
the
generation
mix energy so
that
the
margin between the total cost and revenue this deficit, surplus or 0, within the
horizon of 2030.
With all of that, prospective studies could be completed and sector planning, in
both the regulated and unregulated in, in the latter showing signs indicative of
needs for generation.
This issue has been addressed previously from various points of view, almost all
from a technical point of view, based on the optimization as a mean to obtain the
most suitable solutions to specific problems in the electrical sector. However, the
goal of this report is to answer some of the questions posed throughout the last
years, using the knowledge of several industry experts, who have answered a
non-politicized questionnaire, and thanks to them we have been able to obtain
objective results.
5
ÍNDICE
6
ÍNDICE
ÍNDICE
1.
2.
RESEÑA HISTÓRICA. ....................................................................................................... 13
1.1.
Introducción. ............................................................................................................... 13
1.2.
Primeras décadas del siglo XX.................................................................................... 13
1.3.
Finales de los Años 30 y década de los 40. ................................................................. 14
1.4.
Años 50. Liberalización de la economía. ................................................................... 14
1.5.
Años 60 y años 70. ................................................................................................... 15
1.5.1.
Desarrollo económico ......................................................................................... 15
1.5.2.
La segunda crisis del petróleo y sus consecuencias: .......................................... 16
1.6.
Años 80. Cambio de la política energética. ................................................................ 16
1.7.
Años 90. Liberalización del sector ............................................................................. 18
1.8.
Periodo 2000 - 2010 .................................................................................................... 19
ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL DEL SECTOR ........................................................ 21
2.1.
La energía en España................................................................................................... 21
2.2.
Situación del sector eléctrico; consumo final de energía. ........................................... 24
2.3.
Situación actual del mix de generación eléctrico ........................................................ 25
2.4.
Situación actual de la producción de electricidad a partir de carbón ......................... 26
2.5.
Situación actual de los ciclos combinados: ................................................................. 27
2.6.
Situación actual de las energías renovables: ............................................................... 28
2.6.2.
Generación Hidráulica......................................................................................... 29
2.6.3.
Generación Eólica ............................................................................................... 30
2.6.4.
Biomasa ............................................................................................................... 31
2.6.5.
Tecnología Solar Fotovoltaica............................................................................. 31
2.6.6.
Generación Solar Térmica ................................................................................... 33
2.7.
Estructura actual del mercado mayorista de electricidad ......................................... 33
2.7.1. Mercados a plazo ...................................................................................................... 34
2.7.2.
Mercado diario .................................................................................................... 35
2.7.3.
Mercados a corto plazo ....................................................................................... 35
7
ÍNDICE
2.7.4.
3.
Intercambios internacionales ............................................................................... 37
2.8.
Situación actual de la red de transporte ....................................................................... 38
2.9.
Situación actual de la actividad de distribución .......................................................... 39
2.10.
Situación actual de la actividad de la comercialización .............................................. 39
2.11.
Mercado minorista....................................................................................................... 40
2.12.
Estructura final del coste de suministro ...................................................................... 41
2.13.
Déficit de tarifa............................................................................................................ 42
ANÁLISIS DE LA COMPETITIVIDAD DEL SECTOR................................................... 45
ANALISIS DAFO ................................................................................................................... 46
ANÁLISIS DE LAS CINCO FUERZAS COMPETITIVAS DE PORTER .......................... 46
3.1.
GENERACIÓN ........................................................................................................... 47
3.1.1.
Análisis DAFO .................................................................................................... 47
3.1.2.
Análisis 5 fuerzas de Porter de la actividad de generación ................................. 52
3.2.
Operación del sistema y red de transporte.................................................................. 71
3.2.1.
Análisis DAFO: ................................................................................................... 72
3.2.2.
Análisis 5 fuerzas de Porter ................................................................................. 75
3.3.
Distribución: ................................................................................................................ 77
3.3.1.
Análisis DAFO: ................................................................................................... 78
3.3.2.
Análisis 5 fuerzas de Porter ................................................................................. 80
3.4.
Comercialización y mercado minorista: ..................................................................... 83
3.4.1.
Análisis DAFO .................................................................................................... 83
Análisis 5 fuerzas de Porter: ................................................................................................ 85
3.5.
4.
RIVALIDAD SECTORIAL ........................................................................................ 91
MODELO ............................................................................................................................ 93
4.1.
Determinación de los ingresos. ................................................................................... 94
4.1.1.
Tasa de crecimiento de la demanda. .................................................................... 94
4.1.2.
Consumo total de energía. ................................................................................... 94
4.1.3.
Demanda de energía en barras de central. ........................................................... 95
4.1.4.
Punta anual de demanda ...................................................................................... 95
8
ÍNDICE
4.1.5.
4.2.
5.
Precio final que paga el cliente........................................................................... 95
Determinación de los costes del sistema. .................................................................... 95
4.2.1.
Coste de la energía generada. .............................................................................. 96
4.2.2.
Coste de los peajes de acceso. ............................................................................. 97
PLANTEAMIENTO Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS ................................................... 105
5.1.
6.
Escenario de evolución tecnológica .......................................................................... 105
5.1.
Evolución de la demanda ...................................................................................... 105
5.2.
Potencia instalada. ................................................................................................. 107
5.3.
Expectativas de inversión en la red de transporte ................................................ 111
5.4.
Expectativas de inversión en la red de distribución .............................................. 114
5.5.
Evolución del precio de la energía en el mercado mayorista ................................ 115
5.6.
Incremento del precio del kwh del cliente final .................................................... 115
RESULTADOS.................................................................................................................. 117
6.1.
Energía generada y mix de tecnologías de generación ............................................. 117
6.2.
Costes totales del sistema .......................................................................................... 120
6.2.1.
Coste de los peajes de acceso. ........................................................................... 121
6.2.2.
Coste de la generación vs Coste de los peajes................................................... 122
6.3.
Ingresos vs costes del sistema .................................................................................. 122
6.4.
Escenario défict y superávit 0. .................................................................................. 123
6.4.1.
7.
Precio medio de la energía y del cliente final.................................................... 123
CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y PROPUESTAS DE DESARROLLO
FUTURO. .................................................................................................................................. 125
ANEXOS................................................................................................................................... 127
8.
1-
Esquema general del sector ........................................................................................... 127
2-
Tabla de costes de transporte ........................................................................................ 127
3-
Tabla de costes de distribución ..................................................................................... 127
Bibliografía ........................................................................................................................ 131
Documentos: .......................................................................................................................... 131
Otras fuentes: ......................................................................................................................... 132
9
ÍNDICE
ÍNDICE DE FIGURAS:
Figura 1- Evolución del parque de generación en España de 1944 a 1973 ............................... 15
Figura 2- Evolución del mix de generación años 40-80 ............................................................. 17
Figura 3- Estructura de la capacidad instalada por empresas de 1988 a 1997 ......................... 18
Figura 4- Parque de generación años 90 ................................................................................... 19
Figura 5- Parque de generación en 2004 ................................................................................... 20
Figura 6- Índice de consumo eléctrico de las actividades industriales ...................................... 21
Figura 7- Evolución del grado de dependencia energética de España ...................................... 22
Figura 8- Diagrama de Sankey ................................................................................................... 23
Figura 9- Consumo de energía final en España 2010 ............................................................... 24
Figura 10- Evolución de la demanda 2006-2011 ....................................................................... 24
Figura 11- Evolución de la capacidad del mix energético ......................................................... 25
Figura 12- Potencia instalada 2011 ........................................................................................... 25
Figura 13- Porcentaje de variación de producción con respecto al año 2010........................... 26
Figura 14- Porcentaje de producción de electricidad con carbón. ............................................ 27
Figura 15- Evolución de la potencia instalada ........................................................................... 28
Figura 16- Relación de costes de tecnologías renovables. ......................................................... 29
Figura 17-Potencia instalada por comunidades autónomas ..................................................... 30
Figura 18- Evolución de la potencia instalada para biomasa (ud. Ktep)................................... 31
Figura 19- Potencia solar fotovoltaica instalada en el mundo ................................................... 32
Figura 20- Estructura de los mercados. ..................................................................................... 34
Figura 21- Mapa de las interconexiones. ................................................................................... 37
Figura 22- Flujos de energía ...................................................................................................... 38
Figura 23- Evolución del déficit de tarifa 2000-2012 ................................................................ 42
Figura 24-Evolución del déficit de tarifa. ................................................................................... 43
Figura 25-Evolución de los costes de acceso ............................................................................. 44
Figura 26-Consumo final de energía en España ........................................................................ 45
Figura 27- Principales actividades del sector. ........................................................................... 46
Figura 28-Matriz DAFO ............................................................................................................. 46
Figura 29- Interacción de las 5 fuerzas de Porter ...................................................................... 47
Figura 30- DAFO GENERACIÓN .............................................................................................. 51
Figura 31- Mix energético 2009 ................................................................................................. 52
Figura 32- Relación producción, importación de crudo. ........................................................... 53
10
ÍNDICE
Figura 33- Orígenes de las importaciones de crudo .................................................................. 53
Figura 34- Evolución del mix energético 1997-2010 ................................................................. 54
Figura 35-Consumo de gas natural España 2011 ...................................................................... 55
Figura 36- Evolución del aprovisionamiento del gas a España. ................................................ 55
Figura 37- Cuota de mercado de las empresas a fecha de 2010 ............................................... 56
Figura 38- Principales fabricantes de combustible nuclear ....................................................... 57
Figura 39- Países productores de Uranio .................................................................................. 58
Figura 40- Producción de carbón. .............................................................................................. 58
Figura 41- Producción de carbón nacional frente al importado ................................................ 59
Figura 42- Cuotas de Mercado de los principales agentes en el mercado total de generación
eléctrica ....................................................................................................................................... 62
Figura 43- Fuente Informe UNESA ............................................................................................ 62
Figura 44- Distribución de la demanda en los diferentes mercados .......................................... 63
Figura 45- Contratación Bilateral Física en España ................................................................. 64
Figura 46- Componentes del precio final del Mercado de Generación 2010 ............................ 65
Figura 47- Precio medio diario euro/MWh ................................................................................ 66
Figura 48- Curvas agregadas de oferta y demanda. .................................................................. 67
Figura 49- Energía Diaria por tecnologías ................................................................................ 67
Figura 50- Evolución del sobrecoste de los servicios de ajuste para la demanda. .................... 68
Figura 51- Instalaciones de bombeo previstas por REE ........................................................... 70
Figura 52- DAFO Transporte ..................................................................................................... 74
Figura 53- Liquidaciones CNE ................................................................................................... 76
Figura 54- DAFO Distribución................................................................................................... 79
Figura 55- Retribución a las empresas distribuidoras. .............................................................. 82
Figura 56- DAFO Comercialización .......................................................................................... 84
Figura 57- Número de consumidores según nivel de tensión ..................................................... 86
Figura 58- Energía consumida según niveles de tensión............................................................ 87
Figura 59- Facturación media final según tarifas de acceso ..................................................... 87
Figura 60- Energía consumida total según tarifas de acceso..................................................... 88
Figura 61- Proporción de consumidores tarifa 3.0 según sector de consumo .......................... 88
Figura 62- Cuotas de mercado de las diferentes comercializadoras.......................................... 89
Figura 63- Proporción de consumidores tarifa AT4 alta según sector de consumo ................. 89
Figura 64- Cuota de mercado en AT. ......................................................................................... 90
Figura 65- Esquema del modelo ................................................................................................. 93
Figura 66- Escenario propuesto. ............................................................................................ 105
Figura 67- Evolución de la demanda 2011-2030 ..................................................................... 106
11
ÍNDICE
Figura 68- Evolución de la demanda en barras de central ..................................................... 106
Figura 69- Necesidades de potencia instalada en 2030 en caso de cierre de centrales nucleares
y de carbón al final de su vida útil. ........................................................................................... 108
Figura 70- Potencia instalada por tecnologías en 2030 en el caso 1 ...................................... 109
Figura 71- Evolución de la potencia instalada de 2011 a 2030 .............................................. 110
Figura 72- Evolución de la generación de energía [GWh] ...................................................... 117
Figura 73- Cobertura por tecnologías de la energía generada 2030 ....................................... 119
Figura 74- Porcentaje de los costes del sistema 2030 .............................................................. 121
Figura 75- Evolución del coste total del sistema ...................................................................... 122
Figura 76- Ingresos vs Costes del sistema ................................................................................ 122
Figura 77- Evolución del margen del sistema eléctrico español. ............................................. 123
Figura 78- Evolución del precio medio de la energía y del cliente final con margen 0. .......... 123
ÍNDICE DE TABLAS:
Tabla 1- Variables referentes a la demanda 2011 ...................................................................... 95
Tabla 2- Generación de energia[GWh] 2011 ............................................................................. 96
Tabla 3- Capacidad total del sistema [MW] 2011 ...................................................................... 97
Tabla 4- Componentes principales de los costes de acceso ....................................................... 98
Tabla 5- Coste total de la actividad de transporte 2011 ............................................................. 98
Tabla 6- Coste del transporte actual Red Eléctrica de España 2011 ......................................... 98
Tabla 7- Coste de las nuevas instalaciones 2011...................................................................... 100
Tabla 8- Coste total asociado a la actividad de distribución 2011 .......................................... 102
Tabla 9- Costes permanentes del sistema eléctrico .................................................................. 103
Tabla 10- Anualidades del déficit de años anteriores ............................................................... 103
Tabla 11- Potencia instalada 2011-2020 .................................................................................. 107
Tabla 12- Potencia instalada 2020-2030 .................................................................................. 111
Tabla 13- Evolución de la inversión en transporte ................................................................... 114
Tabla 14- Datos de entrada modelo distribución ..................................................................... 115
Tabla 15- Límites de generación eólica y solar. ....................................................................... 117
Tabla 16- Energía generada 2011-2030 ................................................................................... 118
Tabla 17- Escandallo de costes del sistema eléctrico español.................................................. 120
12
Capítulo 1- Reseña Histórica
1. RESEÑA HISTÓRICA.
1.1.
Introducción.
El sector eléctrico actual no podría comprenderse sin conocer, aún someramente, sus orígenes y
su peculiar trayectoria vital. Por ello vamos a resumir aquí los principales hitos históricos que
han marcado la evolución del sector desde la primera década del siglo XX, en la que el
desarrollo de las actividades industriales y de las infraestructuras urbanas propiciaron el primer
ascenso importante de la demanda eléctrica.
1.2.
Primeras décadas del siglo XX.
A principios del siglo XX, se publicó la primera estadística oficial, según la cual existían en
España 859 centrales eléctricas, con una potencia instalada de 75.000 kW. De esta, el 39% era
de origen hidráulico y el 61% era de origen térmico producido por carbón, en su mayoría
procedente del Reino Unido, debido a la inferior calidad energética del carbón nacional. Con el
estallido de la Primera Guerra Mundial estas importaciones se vieron reducidas lo que favoreció
la construcción de centrales de fuel, provocando así el primer cambio de estructura del mix de
generación español.
Por su parte, el consumo eléctrico derivaba fundamentalmente de la iluminación urbana, que
suponiendo el 60% del consumo, y el restante 40 % correspondía a su uso como fuerza motriz
industrial.
Durante estos años y gracias a la creación de numerosas sociedades anónimas dedicadas a la
generación y distribución de electricidad, el desarrollo de las centrales hidráulicas fue en
aumento. Esto se produjo a pesar de la magnitud de la inversión. Entre estas sociedades
promotoras pueden señalarse, por su importancia posterior, Hidroeléctrica Española, Saltos del
Duero, Saltos del Sil e Hidroeléctrica del Cantábrico. A partir de estas empresas, entrados los
años veinte se crea la Asociación de Productores y Distribuidores de Electricidad.
Por esta época también se realiza la primera propuesta de Red Eléctrica Nacional, realizada por
el físico y jesuita José Agustín Pérez del Pulgar, fundador del Instituto Católico de Artes e
Industrias popularmente conocido como ICAI. Dentro de este documento se proponía la
creación de una Sociedad Anónima con un capital social de 200 millones de pesetas, intervenida
por el Estado. La red de transporte, por aquel entonces tenía una longitud de 6.500 km.
13
Capítulo 1- Reseña Histórica
A finales de los años veinte la potencia instalada era ya de 1.154 MW, siendo el 81% de la
producción de origen hidroeléctrico. En los años siguientes, y hasta 1936, a pesar del aumento
moderado del consumo eléctrico, teniendo en cuenta el grado de electrificación, existía un cierto
exceso de capacidad de producción.
1.3.
Finales de los Años 30 y década de los 40.
Durante la guerra civil y la postguerra se produjo un estancamiento de la capacidad de
producción originado por la destrucción de muchas infraestructuras. Será la década de los
cuarenta un momento crítico para el sistema por las grandes dificultades provocadas fruto de la
diferencia entre el elevado ritmo de crecimiento de la demanda y el lento proceso de
construcción de nuevas centrales de generación.
En el año 1943, el parque de generación contaba con 1.818 MW disponibles, de los cuales el
77% eran hidráulicos y el 23% restante grupos térmicos. Esto unido a años de importantes
sequías y a la elevada proporción del parque hidráulico en la generación, convirtieron en déficit
el exceso de capacidad de la etapa anterior.
Pese a esto la creación de una serie de empresas eléctricas de carácter público (Empresa
Nacional de Electricidad (Endesa)
en 1944, la Empresa Nacional Hidroeléctrica del
Ribagorzana, ENHER, en 1949) que se sumaron al esfuerzo que hasta entonces había sido
realizado en exclusiva por empresas privadas, impulsó el desarrollo eléctrico.
La necesidad de llevar a cabo una explotación más coordinada de las redes de transporte y de la
producción mediante la construcción de una Red Peninsular incentivó la creación de la empresa
Unidad Eléctrica S.A. (UNESA), integrada por las principales compañías del sector en esta
década.
A finales de este periodo, la escasez de instalaciones de generación y de interconexiones entre
las diferentes regiones serán las causas principales que restringirán el desarrollo del sector en el
periodo siguiente.
1.4.
Años 50. Liberalización de la economía.
El primer contrato internacional entre Iberduero y la empresa eléctrica nacional francesa,
Elelectricité de France (EDF) se firma en 1950, con el objetivo de favorecer el intercambio de
energía entre ambos países. En ese mismo año, Endesa inaugura su primera planta de
producción térmica, la central de Compostilla I en Ponferrada, alimentada con carbón de origen
nacional, y entra en servicio la primera línea a 220 kV (Villalcampo-Burgos-Bilbao).
14
Capítulo 1- Reseña Histórica
Unos años más tarde, en 1953 la aplicación de las denominadas Tarifas Tope Unificadas será
el incentivo necesario para retomar el desarrollo y construcción de nuevas centrales, que
posibilitarán una rápida disminución del déficit de capacidad existente hasta entonces.
En 1956, entró en servicio la central de Escombreras. Esta central era la primera en usar
fuelóleo como único combustible, lo que propició que el porcentaje del parque generador
correspondiente a la energía térmica aumentara hasta el 31%, crecimiento que continuaría en
las décadas sucesivas.
A finales de la década el Plan de Estabilización Económica del año 1959 propulsará el cambio
de la política económica hacia un marco más liberal, cuyos efectos se dejarán ver en la
evolución del sector eléctrico.
1.5.
Años 60 y años 70.
1.5.1. Desarrollo económico
En estos años, y ligada al crecimiento de la economía, la demanda eléctrica continúo
aumentando a un ritmo elevado. La potencia instalada pasó de 6.567 MW a finales del 1960 a
17.924 a finales de 1970. Esto fue propiciado principalmente por la puesta en servicio de los
primeros grupos nucleares y al incremento de la producción con fuel-oil.
Figura 1- Evolución del parque de generación en España de 1944 a 1973
Fuente -UNESA
Durante estos años, se realizó una programación quinquenal del desarrollo de infraestructuras y
el precio de la energía estaba marcado por la central de carbón más cara (Escatrón).En 1964 se
desarrolló el primer Plan Eléctrico Nacional (PEN) cuyo objetivo era el de adecuar las elevadas
inversiones necesarias en el Sector con el gran crecimiento de la demanda. Años más tarde, en
1968 se incorporó la primera central nuclear: la Central José Cabrera (160 MW), en Zorita de
15
Capítulo 1- Reseña Histórica
los Canes (Guadalajara), a la que le siguieron las de VandellósI (500 MW) y Santa María de
Garoña (466 MW).
1.5.2. La segunda crisis del petróleo y sus consecuencias:
Al inicio de esta década y con el objetivo de impulsar el uso racional de la electricidad y la
mejor explotación de generación, la red de transporte de Alta Tensión alcanzará los 30.000 km.
de longitud, propiciando además que se intensifiquen las acciones encaminadas a la
electrificación rural, consiguiendo prácticamente la universalización del servicio eléctrico en
España.
En 1972 la capacidad del parque generador será de 21.871 MW, de los cuales el 51% serán
hidráulicos, el 43% térmico y como novedad un 6% de la producción será nuclear.
La fuerte escalada que protagonizaron los precios del petróleo, el desfase entre la planificación
y la puesta en marcha de las centrales de fuel-oil, y la dependencia excesiva de este
combustible, fueron los factores detonantes de la segunda crisis del sector eléctrico en España.
A posteriori, y como resultado de esta situación se implantarán los Planes Eléctricos
Nacionales, el primero en 1975 y el segundo en 1979 pero no será hasta la década de los 80
cuando se vean los efectos. A pesar de esto, a finales de esta década, la producción anual
sobrepasará los 100.000 GWh, de los cuales un 45% serán hidráulicos, 49% térmicos y el resto
6% nucleares.
1.6.
Años 80. Cambio de la política energética.
La sustitución progresiva del petróleo por fuentes energéticas alternativas junto con la
aplicación de una política tarifaria que trasladaba las fluctuaciones de precios de sustitución al
consumidor y el interés cada vez mayor por el uso más racional de la energía, fueron los
principios básicos de la política energética aplicada en España, durante estos años.
En 1980, se promulgó la Ley de Conservación de la Energía aún hoy vigente, cuyas bases son
las de reducir la dependencia del petróleo, promover el ahorro de energía y las fuentes
de energía renovables. En consecuencia, entraron en servicio 3.000 MW en centrales de carbón
que formaban parte del Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón y simultáneamente,
cinco grupos nucleares con una potencia agregada de más de 4.500 MW. Además, con el
objetivo de flexibilizar la generación en base a los grupos térmicos, se construyeron alrededor
de 3.000 MW de centrales de bombeo puro o mixto.
16
Capítulo 1- Reseña Histórica
Figura 2- Evolución del mix de generación años 40-80
Fuente-Elaboración propia
En 1983 se pone en marcha el primer Protocolo Eléctrico en el que se acuerda
fundamentalmente, revisar el PEN-79, nacionalizar la Red de Transporte y crear un marco
tarifario más estable. Para ello surge como medida de apoyo el Segundo Plan Energético
Nacional (PEN-83) desde el cual se insta a una revisión a la baja del consumo eléctrico, al
establecimiento de una moratoria nuclear, por la que se paraliza la construcción de cinco grupos
nucleares (Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II y Trillo II) y a la expansión de la red de gas
natural.
Como consecuencia de esto, a finales de 1984 se crea la empresa Red Eléctrica de España SA,
con el fin de unificar la gestión y explotación de la red troncal de transporte de electricidad de
400 y 220 kV, y realizar la explotación unificada del sistema eléctrico peninsular.
Por tanto, la situación era la siguiente:
Por un lado existía sobrecapacidad ociosa debido a la construcción “masiva” de centrales
alternativas al fuel, que dieron lugar a un elevado endeudamiento.
Por otro las empresas tuvieron que acometer inversiones muy elevadas en un marco de crisis
económica (elevada inflación, altos tipos de interés y bajo crecimiento de la demanda) y debido
a lo reducido del mercado nacional, las empresas buscaron financiación extranjera. Como
solución a esta situación en el año 1987, se establece el denominado “Marco Legal y Estable”,
en el que se determina un nuevo sistema de tarifas basado en la estandarización de los costes de
producción, recuperándose las inversiones a lo largo de la vida útil y de las instalaciones. Este
sistema permanecerá vigente hasta la liberalización del sector en 1998.
Los objetivos fundamentales que perseguía el “Marco Legal y Estable” eran proporcionar un
marco de referencia al sistema de ingresos de las empresas que suministraban energía eléctrica
y a la determinación de la tarifa eléctrica en condiciones de mínimo coste, fomentar la eficiencia
17
Capítulo 1- Reseña Histórica
en el sector eléctrico mediante una serie de incentivos a las empresas, garantizar la recuperación
de las inversiones a lo largo de la vida útil de las instalaciones, así como intentar conseguir la
mayor estabilidad posible en la tarifa.
La consecución de los objetivos anteriores obligó al desarrollo de una normativa que cubría
aspectos como el cálculo de la tarifa eléctrica, el establecimiento de costes estándar ó los
sistemas de compensaciones.
1.7.
Años 90. Liberalización del sector
Durante la vigencia del Marco Legal Estable fue innecesario realizar nuevas instalaciones de
generación debido a la sobrecapacidad instalada en la década anterior. Esto, unido a la
estabilidad que proporcionó la entrada de España en la Unión Europea, favoreció la
recuperación y reestructuración de las empresas del sector eléctrico.
Como puede verse en la figura siguiente se produce una concentración de empresas del sector
dando lugar a la actual ENDESA a partir de la fusión del grupo ENDESA con Cia Sevillana de
Electricidad, Fecsa, H. Cataluña y Eléctricas Reunidas de Zaragoza. Mientras que por otro lado
se crea Iberdrola resultado de la fusión de Hidroeléctrica Española e Iberduero.
Figura 3- Estructura de la capacidad instalada por empresas de 1988 a 1997
Fuente- Fuente REE
En 1994 se aprueba aunque no llega a desarrollarse la Ley Sistema Eléctrico Nacional
(LOSEN) como primer intento de liberalización. Esta ley consideraba la existencia de dos
sistemas: uno integrado en el modelo tradicional y otro independiente liberalizado. En cuanto a
las energías renovables, se define el concepto de régimen especial tal y como lo conocemos hoy,
generación de electricidad a través de cogeneración, fuentes renovables y residuos, en
instalaciones de potencia no superior a 50 MW.
Es en 1996, con la aprobación de la primera Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado
Interior de electricidad, cuando se promueve desde la Unión Europea la liberalización y la
18
Capítulo 1- Reseña Histórica
introducción de la competencia en el sector eléctrico. Esto tendrá su reflejo en España, en la Ley
del Sector eléctrico (LSE) de 1997. Dentro de este nuevo marco, las actividades de transporte y
distribución se consideran reguladas, mientras que la generación y comercialización pasan a
estar bajo un régimen de competencia. La única planificación obligatoria que permanece será la
del transporte y la distribución, debido a que son las únicas actividades reguladas en las que se
establece el libre acceso de terceros. Asimismo nace la figura del operador del mercado y del
operador del sistema; el primero, dedicado a la gestión económica del mercado y el segundo a la
gestión técnica de la red. Como actuación estratégica de gran importancia comienzan los
intercambios de electricidad con Marruecos.
Durante estos años la creciente preocupación por los gases de efecto invernadero facilita la
firma del protocolo de Kyoto, por el cual los países industrializados se comprometen a reducir
sus emisiones en un 5,2%. Esto junto a las directivas medioambientales de la unión europea
introducirán la necesidad de cambios a medio, largo plazo en los sistemas de generación. La
tecnología de generación eólica empieza a tener una participación importante, derivando en que
de los 49.292 MW instalados en 1996 el 36% son hidráulicos y eólicos, térmicos un 50% y
14% nucleares, además como proyecto piloto entrará en servicio la central de ELCOGÁS (320
MW), aún así debido al crecimiento económico que atraviesa España comienza a percibirse
déficit de capacidad generadora.
Figura 4- Parque de generación años 90
Hidráulica, eólica y solar
14%
Térmica
Nuclear
36%
50%
Fuente- REE y elaboración propia
1.8.
Periodo 2000 - 2010
Desde la segunda crisis del petróleo el mix de generación español ha mantenido una estructura
estable, pero el aumento de la demanda en más de un 30%, la saturación de la red de transporte
y un reducido margen de reserva en generación provocará que el déficit de capacidad heredado
de la etapa anterior siga aumentado. Para palear este efecto se incentivaron las inversiones en la
construcción de tecnologías de ciclo combinado basadas en la generación con gas natural y de
tecnologías renovables, como eólica, solar y biomasa.
19
Capítulo 1- Reseña Histórica
En 2004 el parque de generación alcanza los 66.432 MW, como se puede observar en la figura
inferior el parque eólico ya es comparable en capacidad instalada al equipo nuclear.
Figura 5- Parque de generación en 2004
Hidráulico
Eólico
Cogeneración
Biomasa y Residuos
Térmica convencional
Nuclear
12%
28%
41%
9%
9%
1%
Fuente- Memoria Estadística UNESA 2003 y elaboración propia.
El modelo regulatorio se caracterizaba por la libre instalación de nuevas centrales, la libre
elección de suministrador así como la liberalización de los intercambios internacionales.
Además la separación entre las actividades reguladas (transporte y distribución) y las
liberalizadas (generación y comercialización), no sólo provocó que las grandes empresas ya
establecidas y que abarcaban desde su inicio todo el proceso de suministro de energía eléctrica
separaran sus actividades, si no que se incentivó la creación de nuevas empresas. De la
evolución de estas cuatro actividades y de las empresas participantes se hablará en el siguiente
capítulo.
20
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2. ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL DEL SECTOR
2.1.
La energía en España
La crisis económica iniciada en 2008 ha afectado de forma importante al sector eléctrico. La
economía española está soportando ajustes muy severos, que han supuesto una disminución del
consumo eléctrico con respecto a años anteriores, como se muestra en la figura 6 para el caso de
los sectores industriales.
Figura 6- Índice de consumo eléctrico de las actividades industriales
Fuente- REE
Históricamente, uno de los elementos que han limitado el desarrollo económico de España ha
sido la escasez de recursos energéticos lo que ha provocado una elevada dependencia energética
del exterior.1 En la figura 7 se puede observar la evolución del grado de dependencia energética
de España.
Actualmente el grado de dependencia se encuentra en torno al 70%, tras sufrir un ligero
descenso desde 2007, provocado por la mayor introducción de energías renovables en el mix de
generación. España, presenta una de las tasas más altas de incorporación de potencia renovable
en Europa, lo que ha contribuido a una reducción del 44% de las emisiones de CO2 del sector
eléctrico entre 2005 y 2011.
1
A tenor de esto hay que destacar que en las estadísticas oficiales la producción de energía nuclear se
considera autóctona aunque el uranio enriquecido para las centrales nucleares se importe desde el
exterior.
21
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Figura 7- Evolución del grado de dependencia energética de España
Fuente -Elaboración OSE a partir del MITYC “Libro de la energía 2010”
En la página siguiente puede observarse el diagrama de Sankey (Figura 8). En este diagrama se
representan los flujos de energía en España en 2010 y su variación con respecto al 2009. Se
puede ver la cantidad y el origen de la energía que entra en el sistema y los procesos de
transformación hasta llegar a los consumos finales, mostrando además para uno de ellos el uso
de los diferentes combustibles y las pérdidas en las diferentes transformaciones. En él se
observan las características principales del proceso energético en España:
 El principal consumidor de energía eléctrica es el sector industrial. La aportación de
electricidad al sector transporte (trenes eléctricos, metro, coches eléctricos) es muy
reducida ya que este sector se abastece fundamentalmente de derivados del petróleo.
 Las principales aportaciones que cada tipo de energía hace al mix de generación, en
proporción son, el gas natural, las renovables, la nuclear el carbón y los derivados del
petróleo.
 Las pérdidas provienen principalmente del gas natural, la energía nuclear, el carbón y
los derivados del petróleo. Llama la atención la elevada proporción de energía que se
pierde, derivada de la baja eficiencia energética española.
 Existe una clara prioridad de las energías renovables frente a otros tipos de fuente en la
generación de electricidad.
22
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Figura 8- Diagrama de Sankey
23
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2.2.
Situación del sector eléctrico; consumo final de energía.
La electricidad es la segunda energía final más consumida después del petróleo. Como puede
apreciarse en la siguiente figura con respecto al consumo total, la electricidad representa un
21,5% del total de la energía consumida.
Figura 9- Consumo de energía final en España 2010
Fuente- Libro de la energía 2010
El factor principal que determina la evolución del sector energético en general y el eléctrico en
particular es la demanda. La tendencia que ha seguido la demanda eléctrica desde 2007 puede
observarse en la figura 10. Se destacan dos fuertes caídas, una en 2008-2009 y otra en 2011,
ambas producidas por el descenso de la actividad económica industrial. Según el informe 2011
de REE, la demanda de energía eléctrica anual de 2011, ha registrado un descenso del 2% con
respecto al año anterior, registrando una demanda de 255.179 GWh, valor similar al alcanzado
en el 2006. En lo referente al consumo se ha retrocedido a valores de hace cinco años.
Figura 10- Evolución de la demanda 2006-2011
270000
GWh
265000
260000
Demanda [GWh]
255000
250000
245000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente- Elaboración propia- Fuente REE
24
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2.3.
Situación actual del mix de generación eléctrico
Como se ha comentado en el capítulo anterior, el compromiso adquirido en el protocolo de
Kioto de reducir las emisiones de CO2, y recientemente, la estrategia 20-20-20 de la UE ha
propiciado un cambio en el mix de generación pasando de estar basado en el carbón a un
desarrollo de energías renovables y ciclos combinados, como se aprecia en la figura 11.
Figura 11- Evolución de la capacidad del mix energético
100,00
80,00
Otra Térmica convencional
60,00
Nucelar
40,00
Hidráulica
20,00
Régimen especial
Ciclo combinado
0,00
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Fuente- REE y elaboración propia
Pese a la tendencia descendente de la demanda en el año 2011, La potencia total instalada ha
alcanzado el valor de 100.576 MW, un 1.9% superior al año anterior. De este aumento, el 93%
procede de instalaciones de energías renovables, 997 MW eólicas y 674 MW solares.
Figura 12- Potencia instalada 2011
Ciclo combinado
Carbón
1%
9%
Nuclear
25%
Hidráulica y bombeo
21%
Solar termoeléctrica
12%
4%
1%
Solar fotovoltaica
Eólica
19%
8%
Térmica renovable
Cogeneración, térmica no
renovable y fuel-gas
Fuente- REE y elaboración propia
25
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Sin embargo, y a pesar de que los ciclos combinados presentan el mayor porcentaje de potencia
instalada, un 25%, como se muestra en la figura 13, su producción respecto al 2010 ha caído un
22%.
La producción con energía hidráulica también ha decrecido un 28% frente al 2010, mientras que
la producción de las centrales de carbón se ha duplicado así como las tecnologías fotovoltaica y
termoeléctrica, que han incrementado su producción en un 26% y 193% respecto al pasado año.
Figura 13- Porcentaje de variación de producción con respecto al año 2010
% de variación
250%
200%
150%
100%
50%
0%
-50%
Fuente – REE y elaboración propia
De la figura 13 se desprende que:
 Ascenso de la producción de electricidad a partir de carbón.
 Caída de la producción de los ciclos combinados.
 Incremento de la energía solar fotovoltaica.
 Ascenso pronunciado de la tecnología solar termoeléctrica.
2.4.
Situación actual de la producción de electricidad a partir de carbón
El consumo total de carbón, destinado al sector eléctrico en 2010 en España representó el 71%
del total consumido. La potencia instalada de centrales de carbón representa un 12% del total,
siendo la cuarta tecnología con más potencia instalada, detrás de los ciclos combinados, la
hidráulica y la eólica.
La evolución de la producción de electricidad con carbón como puede observarse en la figura
siguiente ha seguido una tendencia descendente desde 2004. Actualmente la producción de
carbón se encuentra en torno al 10%.
26
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Figura 14- Porcentaje de producción de electricidad con carbón.
35,00%
30,00%
25,00%
20,00%
15,00%
Producción %
10,00%
5,00%
0,00%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Desde los años 70 cuando el 75% carbón era en su totalidad de origen nacional hasta hoy la
evolución de la producción con carbón nacional ha ido disminuyendo a favor del carbón
importado que presenta mayor poder calorífico y es menos contaminante.
, hasta solo
representar una tercera parte del consumo final.
En 2010, el Ministerio de Industria introdujo un concepto denominado “Restricción técnica por
garantía de suministro” que consiste en fijar un precio de venta de energía para las centrales que
operen con carbón nacional y compensar el déficit que se produzca en el pool en caso de que no
lleguen a ese mínimo, dándoles prioridad sobre las centrales de carbón importado.
El aumento de la generación con carbón por un lado, y la menor producción de otras fuentes de
energía (hidráulica2, eólica y nuclear) facilitando un aumento de las emisiones de CO2 del sector
eléctrico, que se han estimado para 2011 de 73millones de toneladas, un 25% más que en 2010.
2.5.
Situación actual de los ciclos combinados:
La evolución que han seguido los ciclos combinados hasta hoy ha estado marcada por diversas
etapas. La primera de ellas llegó hasta el año 2002, cuando entraron en funcionamiento las seis
primeras centrales. Los factores propulsores de su desarrollo en esta fase fueron las menores
emisiones de gases de efecto invernadero, la flexibilidad que proporcionaban y su corto periodo
de instalación.
2
La reducción de la producción hidráulica es debida a que 2010 fue un año especialmente desfavorable
para la electricidad de origen hidráulico.
27
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
A partir del 2007 debido a la introducción masiva de generación renovable, este tipo de
centrales de generación se han visto desplazadas y han quedado relegados para servir de
respaldo ante la volatilidad de la energía eólica.
Actualmente la potencia instalada de ciclos combinados son 27123 MW como puede observarse
en la figura 15.
Figura 15- Evolución de la potencia instalada de ciclos combinados.
26844 27123
20955 21667
23066
15500
12224
8259
2794
2002
4394
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente - REE
2.6.
Situación actual de las energías renovables:
La evolución de la política energética española se ha visto influenciada por factores como el
precio del petróleo, la distribución geográfica de las reservas de energía, las regulaciones
medioambientales y la seguridad de suministro.
Entre los principales retos que se ha propuesto España en el ámbito del sector energético se
encuentran la mejora de la eficiencia, el descenso de la dependencia energética del exterior y la
reducción de los gases de efecto invernadero. Es por esto (según el PANER 2011-2020) que el
desarrollo de las energías renovables ha constituido una apuesta prioritaria para la política
energética española durante estos últimos años.
Los aspectos positivos de las energías renovables son, entre otros, la sostenibilidad de sus
fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes y la posibilidad de avanzar hacia la
generación distribuida.
Asimismo las tecnologías renovables tienen costes de desarrollo más altos que las tecnologías
convencionales y que a su vez, son muy diferentes entre sí. Sin embargo los avances en gestión
del sistema, el uso de técnicas de almacenamiento como el bombeo ó el desarrollo de
28
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
instalaciones renovables con capacidad de almacenamiento encaminan la resolución de estos
problemas en un futuro más o menos lejano.
En la figura 16 se observa como la tecnología solar fotovoltaica y la termosolar no resultan
muy competitivas por el nivel de inversión que precisan y por la dificultad, en condiciones de
mercado (sin prima), de asegurar rentabilidad económica. La tecnología eólica sin embargo se
muestra como la única que puede ser competitiva en relación con las tecnologías
convencionales. El coste medio de la biomasa dependerá de la disponibilidad del material y de
que se pueda establecer un sistema de recogida y transporte del mismo hasta el lugar de
quemado que resulte rentable.
Figura 16- Relación de costes de tecnologías renovables.
Fuente - REE
2.6.2. Generación Hidráulica
En 2011 la potencia hidráulica total instalada es de 9.262,47 MW, y la demanda anual en barras
de central es de 28.695,37 GWh. Esta tecnología se caracteriza por tener unos costes fijos
elevados derivados de su elevada inversión inicial y unos reducidos costes variables. Los costes
variables son casi nulos, a excepción de los bombeos. Estos últimos compran la electricidad
para bombear y además sufren una pérdida de rendimiento, ya que la energía que obtienen al
turbinar es inferior a la que usan para bombear.
Actualmente existen proyectos en curso que aumentarán en 1.425 MW la potencia instalada
actual. El potencial existente para el desarrollo de bombeos y ampliación de las centrales
establecidas se cuantifica en una cantidad similar a la instalada a día de hoy, si bien se tiene que
contar con la limitación medioambiental que supone la instalación de un nuevo emplazamiento
hidráulico.
29
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2.6.3. Generación Eólica
A día de hoy la potencia instalada eólica es de 8.380 MW. Como se ha comentado
anteriormente, es la tecnología renovable más próxima a ser competitiva en el mercado. El
número de horas de útiles de la potencia instalada está en torno a las 2.100 horas/año. Algunas
fuentes indican que en un futuro, el bombeo y el vehículo eléctrico propiciarán un mejor y
mayor uso de la eólica.
España es un país con un gran potencial eólico, sobre todo en zonas del Norte de la península,
sur de Andalucía, Castilla León y Castilla la Mancha. Actualmente el futuro de esta tecnología
pasa por la repotenciación de los parques existentes y por la eólica offshore.
Figura 17-Potencia instalada por comunidades autónomas
Fuente -AEE
Es importante destacar que tanto la energía eólica de media potencia y la mini eólica son ya una
realidad, formando parte del segmento de generación distribuida.
La industria generada a la sombra de esta tecnología cuenta con un tejido empresarial extenso.
Según La Asociación Empresarial Eólica (AEE), España es un influyente país en cuanto a
generación de propiedad intelectual (patentes) relacionadas con la energía eólica. Sin embargo,
existe otra corriente que considera que la función principal de las empresas españolas en este
30
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
sector es la de la de diseño, instalación y montaje de los parques eólicos, con poco valor
añadido.
2.6.4. Biomasa
Esta tecnología cuenta un interés estratégico especial hoy en día, ya ofrece potencia firme,es
gestionable, autóctona y tiene un gran potencial de crecimiento.
Existen diversas barreras de integración, como la inexistencia de un mercado de logística de
suministro de biomasa ó un coste elevado del recurso, el cual llega a ser superior al coste del
carbón.
El pequeño tamaño de este tipo de plantas dificulta el aprovechamiento de las
economías de escala que sí son aprovechadas por las grandes centrales de generación, pero el
coste del transporte del combustible imposibilita disponer de plantas mayores.
La evolución de la potencia eléctrica instalada de biomasa ha estado condicionada, al igual que
el resto de energías renovables por las primas establecidas por el Estado. Las horas de
utilización de la potencia instalada se encuentran en torno a unas 6.000 horas/año.
Figura 18- Evolución de la potencia instalada para biomasa (ud. Ktep)
Fuente - IDAE
Las fuentes de biomasa son muy heterogéneas, abarcando desde subproductos de industrias
agroforestales a cultivos herbáceos o leñosos, restos de origen agrícola y forestal. Según el
IDAE el total de biomasa potencial en España a día de hoy es de 15.072.320 t/año con un coste
medio de 35,5 €/t.
2.6.5. Tecnología Solar Fotovoltaica
España es uno de los países con más potencia fotovoltaica instalada del mundo, con una
potencia instalada de 3.523 MW. La evolución de su desarrollo ha seguido el siguiente esquema
cronológico:
31
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
En Marzo de 2004, el gobierno promulgó el primer Real Decreto 436/2004, que pretendía
promocionar la generación de energía por medios renovables y la inversión privada. El primer
objetivo que se marca para esta tecnología son 380 MW conectados a la red de distribución. La
prima que se establece para la retribución de esta tecnología es el 575% del precio medio del
“pool” durante 25 años. Esta prima inicial no resultó suficiente aliciente para los inversores, ya
que se tardan más de dos años en cubrir los primeros 380 MW.
En Agosto de 2005 se aprueba el PER 2005-2010. Este documento exige que para cumplir con
los objetivos marcados se precisan crecimientos del 30% entre 2007 y 2010. En Junio de 2007,
el gobierno promulga una nueva regulación, anulando el RD 435/2004, y desvincula el precio
que se paga por cada Kwh generado por la energía fotovoltaica y marca un precio fijo que se
revisará anualmente. Además se establece el plazo de un año para la terminación de las plantas
solares fotovoltaicas en construcción.
Dado que el tiempo de instalación de una planta solar fotovoltaica es inferior a un año, en 2008
en se instalan en España más de 2500 MW de potencia fotovoltaica, dando lugar a un
incremento del 300% sobre la potencia instalada en 2007. Si observamos la figura 19 en 2008,
el 50% de las plantas solares fotovoltaicas que se instalaron en el mundo se hicieron en España.
En septiembre de 2008, a través del RD 1578/2008 se establece una nueva regulación de las
instalaciones fotovoltaicas, caracterizado por la imposición de cupos trimestrales máximos de
100 MW y se rebajan las primas a la producción entre un 30 y 40% con un coeficiente
decreciente con el tiempo. Este sistema permaneció en vigor hasta el año 2011 en el que el RD
estableció una reducción de las primas a la energía generada para todas las instalaciones
fotovoltaicas.
Figura 19- Potencia solar fotovoltaica instalada en el mundo
Fuente: European Photovoltaic Industry Association Global Market Outlook
32
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Actualmente existen en España alrededor de 50.000 instalaciones fotovoltaicas conectadas a la
red de distribución eléctrica. Con la entrada en vigor del decreto del 27 de Enero 2012, por el
que desaparecen de forma temporal las primas a las instalaciones que se construyan a partir de
este año, la situación de la energía solar fotovoltaica puede sufrir un vuelco, mientras no se
consiga alcanzar la rentabilidad económica en ausencia de primas.
2.6.6. Generación Solar Térmica
En la actualidad es una de las tecnologías que más está acusando la crisis debido a la
dependencia directa que tiene con la industria de la construcción.
Sus costes de fabricación son todavía altos y hacen que esta tecnología no sea rentable por si
misma. Las horas de utilización de la potencia instalada varían entre 2.000 y 3.500 horas/año en
función de la existencia o no en la instalación de sistemas de almacenamiento.
A finales del 2010 la potencia térmica instalada era de 243,6 MWh. De estos más del 80%
estaban relacionados directamente con el Código Técnico de la Edificación (CTE) Y UN 15%
promovido por ayudas de las Comunidades Autónomas. Según las cifras de la Asociación Solar
de la Industria Térmica (ASIT), esto supone menos de la mitad de la previsión que el Plan de
Energías Renovables fijaba para este año.
2.7.
Estructura actual del mercado mayorista de electricidad
Desde el inicio del proceso de liberalización del sector eléctrico 1997, las reglas del mercado
mayorista han permanecido invariables en su estructura básica. La liberalización del mercado
eléctrico establece el derecho de libre instalación de generación eléctrica, abriendo la puerta a
todo inversor privado que quiera competir en la actividad de generación. Esta actividad dejó de
ser retribuida por tecnología para competir en precio en el mercado mayorista.
El mercado eléctrico español integra junto al mercado eléctrico portugués el MIBEL (Mercado
Ibérico de Electricidad). Dentro del mismo se integran los operadores de mercado español diario
(OMIE) y portugués (OMIP) para los mercados a plazo, y los operadores del sistema, REE en el
caso español y REN en Portugal.
33
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
El funcionamiento de este mercado se estructura a partir de una red de mercados sucesivos en
los que generación y demanda van “casando” las necesidades/disponibilidades de energía.
Figura 20- Estructura de los mercados.
Hasta D-1
Mercado
Gestión
Contratos bilaterales
OTC, OMIP
Subastas de contratos
a plazo
Mercado del día
Día D-1
anterior
Mercado de
Endesa/IBD
MW CESUR:
CESUR: CNE
Contratos financieros
OMEL
Energía horaria
REE
OMEL
Gestión de desvios
REE
restricciones
plazo
mercado
diario
REE(el OS) compra
energía a subir/bajar
Reserva 3ª MWh El
resto de los SSCC son
obligatorios
Intradiarios
Gestión de
mercados a
Reserva 2ª MW
Reserva Terciaria
Día D
físicos y financieros
VPP: Opciones sobre
Mercados de SSCC:
Rereserva Secundaria y
Contratos a plazo
VPP:
REE
restricciones
Producto
REE
Energía horaria
mercados a
corto plazo
Energía a subir y
bajar
Energía a subir y
bajar
Fuente- Elaboración propia y EyS
2.7.1. Mercados a plazo
Pertenecen a este grupo todos aquellos mercados en los que el contrato tiene un plazo de
entrega mayor de 24 horas. En España coexisten los siguientes mercados a plazo:
Mercado OTC:
En él se incluyen el mercado de contratos bilaterales físicos y el mercado
financiero no organizado. Los agentes participantes intercambian contratos sin estar sometidos a
regulación. La actividad de este mercado es muy elevada casi del 40%
34
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
OMIP: Gestiona un mercado organizado de contratos bilaterales, común para España y
Portugal. En este mercado los vendedores y compradores hacen pública sus ofertas en una
plataforma electrónica gestionada por el propio OMIP. Cuando algún agente encuentra alguna
oferta interesante puede cerrar la transacción a través de la propia plataforma mediante un
procedimiento estándar. La participación en este mercado es del 12%.
CESUR: Es el mecanismo de subastas obligatorio mediante el cual los generadores de
electricidad u otros agentes previa adquisición de energía o capacidad de generación ofertan a
las comercializadoras de último recurso, la adquisición de
la energía necesaria para el
abastecimiento de los clientes abonados a la Tarifa de Último Recurso (TUR). Se debe tener en
cuenta que las TUR se fijan para un determinado periodo de tiempo, semestres naturales, por
tanto se desconoce la información del resultado de otros mercados como el diario.
VPP: Las llamadas subastas de capacidad virtual, son mecanismos de cesión temporal de
capacidad de generación a plazo que se estructuran bajo la forma de un contrato de opción de
compra de energía. Sería como comprar la posibilidad de tener una central de generación de
forma temporal, con una potencia máxima contratada y con un coste de oportunidad igual al
precio de ejercicio.
2.7.2. Mercado diario
Se lleva a cabo por el OMEL y consiste en la casación de las ofertas de generación con la
demanda para cada una de las 24 horas del día siguiente. Este mercado se caracteriza por ser un
mercado marginalista, en el que todos los generadores casados perciben el mismo precio. Este
precio lo determina el punto de cruce entre la curva de oferta y la de demanda, y refleja el coste
de oportunidad, es decir, los ingresos a los que renuncian los generadores por no producir.
Además, al abarcar dos mercados (Español y Portugués) utiliza, para los casos de congestión un
mecanismo denominado “market splitting”.
En caso de existir suficiente capacidad en la interconexión España-Portugal, se obtendrá un
único precio para ambas zonas, por el contrario, si la capacidad de interconexión se sobrepasa,
los dos sistemas se separan para aquellos periodos en los que sea necesario, dando lugar a un
precio diferente para cada zona.
Como la mayor parte de la energía se contrata previamente en las subastas CESUR, se pretende
que en el futuro, de mercado sea un mercado de ajustes.
2.7.3. Mercados a corto plazo
Se caracterizan por tener lugar durante el día del despacho. Son mercados a corto plazo:
35
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Mercados intradiarios: Durante 6 sesiones a lo largo del día, los generadores y
comercializadores ajustan sus posiciones comerciales comprando y vendiendo energía según se
va acercando la hora de ejecución de los mismos.
Gestión de restricciones: Permite resolver los problemas ocasionados por las limitaciones de la
red de transporte sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en
tiempo real. Una vez que la casación está resuelta, el OS (Operador del Sistema, REE), se
encarga de verificar la factibilidad del programa de generación a través de una simulación del
estado en que quedaría el sistema eléctrico ante faltas en diversos puntos de la red. En caso de
que el despacho no sea viable el OS alterará el programa de generación aplicando el criterio de
la seguridad y económico.
Gestión de restricciones por garantía de suministro: REE es el encargado de la gestión de
este procedimiento. Este empieza a realizarse como consecuencia del RD 134/2010, mediante el
cual se establece la gestión de restricciones por garantía de suministro para aquellas unidades
generadoras de energía eléctrica que usen fuentes de energía primaria autóctona.
Servicios complementarios: Los siguientes servicios son gestionados en su totalidad por REE.
 Regulación primaria: Su objetivo es el de corregir automáticamente (30 sec.) los
desequilibrios instantáneos de frecuencia por medio de los reguladores de velocidad. Es
un servicio obligatorio y no tiene remuneración adicional.
 Regulación secundaria: Permite al OS tener una reserva de capacidad disponible muy
flexible (deben responder en 30 sec.) para que en caso de falta les permita resolver los
desequilibrios entre generación y demanda. Para esta regulación se convoca un
mercado después del mercado diario y del de restricciones, en el que voluntariamente
las empresas presentan sus ofertas de banda disponible. El coste marginal de la banda
de potencia para cada hora marca el precio con el que se remunera toda la capacidad
asignada en este mercado. En este servicio se retribuye no sólo la banda de potencia, si
no la energía utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria.
 Regulación terciaria: Esta regulación permite reponer la reserva secundaria en caso de
que se use por la aparición de una contingencia. Es de carácter obligatorio para las
unidades que pueden ofrecerlo y el requisito fundamental es que los generadores deben
variar su producción en un tiempo menor de 15 minutos y mantener la variación durante
2 horas. Este mercado se celebra a última hora del día anterior al despacho y en él los
generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar. El
36
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
precio es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores
frente a una demanda. Sólo perciben ingresos por este servicio si se usa su capacidad.
Gestión de desvíos: Resuelve en tiempo casi real los desajustes entre la oferta y la demanda de
electricidad. Este mercado sólo se convoca si la previsión de la eólica y el conjunto de los
desvíos previstos durante el periodo entre dos mercados intradiarios superan los 300 MW en
media.
2.7.4. Intercambios internacionales
Constituyen un caso particular de transacción en el mercado mayorista, con la diferencia de que
cada país tiene su sistema de regulación propio. Estos intercambios se realizan a través de las
interconexiones internacionales. Estas, están compuestas por el conjunto de líneas y elementos
de la red de transporte compartidos por los dos sistemas eléctricos.
La interconexión de dos sistemas eléctricos conlleva una serie de ventajas para los sistemas
eléctricos interconectados. Entre ellas podemos destacar el aumento de seguridad de suministro
entre los sistemas al facilitarse las funciones de apoyo entre los mismos, la posibilidad de
establecer intercambios comerciales de energía que permitan aprovechar las diferencias de
precios entre los sistemas eléctricos interconectados y el aumento de la competencia en el
mercado nacional fruto de la incorporación de agentes procedentes de los sistemas vecinos.
En la figura siguiente se muestra cuáles son y qué capacidad tienen las interconexiones entre
España y Portugal, Francia y Marruecos.
Figura 21- Mapa de las interconexiones.
Fuente Avance Informe annual 2011 REE
37
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2.8.
Situación actual de la red de transporte
La actividad de transporte es la encargada de conectar los grandes núcleos de generación con los
centros de consumo. El flujo que sigue la electricidad a través de la línea de transporte desde un
punto a otro de la red puede observarse en la figura 23.
En España, la red de transporte está constituida por las líneas y subestaciones de tensión
nominal igual o superior a 220 kV en caso de la península ibérica, y de 132 y 66 kV en caso de
las islas y sistemas extrapeninsulares.
Figura 22- Flujos de energía
Fuente REE
De acuerdo con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley 17/2007, se ratifica a Red Eléctrica de
España, a partir de ahora REE, como el transportista único en España y operador del sistema
español.
El objetivo de REE como operador del sistema es garantizar la continuidad y seguridad de
suministro, mientras que como gestor de la red es el de garantizar el desarrollo y mallado de la
misma.
A cierre de 2011 la red de transporte cuenta con 36.113 km de línea, de los cuales 19.038
pertenecen
a líneas de 400 kV y 17.075 a líneas de 220 kV o menores. El número de
subestaciones asciende a un total de 3.840, mientras que el número de transformadores es de
138. La longitud total de cable submarino es de 29 km, correspondientes a la interconexión con
Marruecos y la longitud de cable subterráneo es de 242 km, valor muy inferior al de las líneas
aéreas.
El valor de la disponibilidad de la red de transporte ha sido en 2011 de un 97.64%. Las causas
que han provocado las indisponibilidades han sido en un 1.62% de los casos ajenas al
38
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
mantenimiento, mientras que el 0.44% han sido producidas por mantenimiento preventivo y
predictivo.
Dentro de las inversiones futuras, estaba previsto que Red Eléctrica invirtiera 4.000 millones de
euros en la red de transporte en el periodo 2011-2015, aunque tras el RD- Ley 13/2012 estas
inversiones han quedado en suspenso, pendientes de una nueva planificación. Para diseñar la
nueva red, el Ministerio de Industria estimó un incremento del consumo de energía final del
0.2%, un aumento medio anual de la demanda eléctrica del 2.4%, y una punta máxima de
consumo de 55.000 MW en el 2020, aunque estas previsiones están actualmente siendo
revisadas.
2.9.
Situación actual de la actividad de distribución
La actividad de distribución tiene como finalidad transmitir la energía eléctrica desde la red de
transporte hasta los usuarios finales.
La red de distribución no es tan redundante como la de transporte, además está sometida a más
cortes de suministro producidos por un inferior mallado en las líneas. Este déficit de mallado
deriva de una menor inversión en las líneas, al ser estas menos rentables que las instalaciones de
transporte.
Las empresas distribuidoras no sólo realizan las funciones técnicas de planificar las redes,
encargarse de su desarrollo y realizar las obras, explotación y mantenimiento, sino que además
desempeñan la función comercial de atención a sus clientes, midiendo y facturando los
consumos, la conexión a la red de nuevos clientes y la resolución de quejas en relación a la
calidad.
En España, en las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectadas a sus redes
son Iberdrola Distribución Eléctrica S.A.U., Unión Fenosa Distribución, S.A., Hidrocantábrico
Distribución Eléctrica, S.A., E.ON Distribución, S.L. Endesa (peninsular y extrapeninsular),
FEVASA y SOLANAR. Asimismo existen 365 empresas distribuidoras con menos de 100.000
clientes.
2.10.
Situación actual de la actividad de la comercialización
La comercialización es la actividad mediante la cual, el suministro de electricidad se entrega a
los clientes finales a cambio de una retribución económica. Ni la calidad ni la garantía de
suministro está en el ámbito de actuación del comercializador.
39
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
La actividad de comercialización se lleva a cabo por sociedades mercantiles denominadas
comercializadoras que contratan las redes de transporte o distribución a través de las tarifas de
acceso con la finalidad de vender energía eléctrica a los consumidores u otros agentes del
sistema a través del mercado minorista.
2.11.
Mercado minorista
En diciembre del 2010, la demanda de electricidad se situó en 244.239 GWh y el número total
de suministros de electricidad en el mercado minorista español casi alcanza los 27,5 millones,
de los cuales el 35% de la energía correspondió al segmento doméstico, el 22% a las Pymes y el
42,8% al sector industrial.
Desde la liberalización del sector y hasta 2009 las comercializadoras cobraban a los
consumidores la denominada tarifa integral. A partir del 1 de Julio de 2009, entraron en vigor
las Tarifas de Último Recurso (TUR).
Dentro de las modalidades actuales de suministro de electricidad se diferencia entre con derecho
a Suministro de Último Recurso (SUR) y sin derecho al mismo.
Los clientes con derecho a SUR representan el 30% del total y son aquellos cuya potencia
contratada es menor a 10 kW. Estos consumidores tienen dos opciones a la hora de comprar
energía eléctrica, la contratación libre con los comercializadores (mercado minorista) ó
directamente acogerse a la TUR.
Los clientes sin derecho a SUR representan el 70% restante, de los cuales el 20% son clientes
cuya potencia contratada es mayor a 10 kW y el 50% son clientes de alta tensión. Estos
consumidores contratan la energía habitualmente en el mercado liberalizado y en casos
excepcionales tienen derecho al SUR. Las Comercializadoras de Último Recurso (CUR) son
actualmente las siguientes comercializadoras:
 Iberdrola CUR. (electricidad y gas)
 Endesa energía xxi.(electricidad y gas)
 Gas natural SUR,sdg. (electricidad y gas)
 HC-Naturgas CUR.(electricidad y gas)
 Gas energía suministro SUR.(gas)
 E.ON CUR.(electricidad)
40
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
2.12.
Estructura final del coste de suministro
Toda factura de un consumidor refleja los siguientes componentes de costes.
 El coste de la energía.
 La tarifa de acceso a las redes.
 La gestión del comercializador.
La tarifa mercado libre se calcula como:
𝑀𝐿 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 + 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜 + 𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙
La TUR se calcula como:
𝑇𝑈𝑅 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 + 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜 + 𝐺𝑒𝑠𝑡𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙
Donde:
Coste de la energía: Como se ha comentado anteriormente el consumidor puede elegir entre
adquirir la energía directamente en el mercado liberalizado, a una comercializadora ó en cambio
acogerse a la TUR. En este último caso, los precios denominados como Tarifas de Último
Recurso (TUR) son establecidos por la Administración y son las CUR las que adquieren dicha
energía del mercado mayorista a través de la subastas CESUR ó en las subastas del mercado a
plazo OMIP. A los costes de la energía se han de añadir los costes derivados del apuntamiento
del perfil del cliente, los servicios de ajuste, la prima de riesgo, los pagos por capacidad y las
pérdidas. Los dos últimos valores son estándar y dependen del tipo de tarifa y el periodo
tarifario.
Tarifas de acceso: Son calculadas por la Administración para garantizar el principio de
suficiencia de ingresos para que éstos cubran todos los costes del sistema. Cuando estas tarifas
no son suficientes para asegurar dichos costes se produce un déficit
tarifario del cual
hablaremos en el siguiente apartado.
Estas tarifas son únicas para todo el territorio nacional. Están compuestas de un término de
potencia Tp fijo que depende de la potencia que el consumidor tenga contratada y de un término
de energía Te variable que depende del consumo que el cliente haya realizado.
Puede verse el desglose de dichas tarifas de acceso en el apartado 4.2.2.
Coste de gestión del comercializador: Es un coste que trata de reflejar la gestión de los
clientes en TUR y definen la competitividad de las TUR frente al mercado libre. El 1 de Julio
41
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
se fijó un valor de 4€/ kW contratado/año. Con este importe las CUR deben gestionar el
proceso de atención, facturación y cobro a los clientes, gestión del bono social.
El bono social es un mecanismo de protección creado durante la liberalización, mediante el cual
se pretende proteger a determinados consumidores considerados como vulnerables. Este
mecanismo consiste en una bonificación en las facturas de suministro que equivale a la
diferencia entre un valor de referencia denominado Tarifa Reducida y la TUR. Se consideran
clientes vulnerables aquellos cuya potencia contratada es inferior a 3 kW, los pensionistas con
cuantía mínima, familias numerosas y familias con todos los miembros en paro.
2.13.
Déficit de tarifa
Se denomina déficit de tarifa a la diferencia entre los ingresos obtenidos por los precios
regulados que pagan los consumidores y los costes reales de dicho suministro. Actualmente el
total del déficit acumulado es de 27.521 millones de euros.
Figura 23- Evolución del déficit de tarifa 2000-2012
5819
4616
3830
3470
3047
1240
1149
250
100
4000 4000
0
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fuente CNE y elaboración propia
Esta diferencia puede estar provocada por diversos motivos, entre ellos se destacan posibles
errores de estimación y objetivos políticos/económicos de los sucesivos gobiernos.
Un ejemplo de error de estimación es la previsión de la producción de energía renovable. Esta
energía producida como se ha comentado anteriormente es difícil de prever y de gestionar
dificultando así el cálculo del valor de la prima.
𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑠 = 𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎
€
𝑥 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑀𝑊𝑕
𝑀𝑊𝑕
42
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
Se encuentra otro ejemplo en la facturación de las tarifas reguladas. La facturación que se
obtiene por la medida de los contadores de los clientes
se retribuye mediante tarifas
establecidas previamente (a principios de año), si este consumo real difiere del previsto el
volumen de ingresos será diferente dando lugar a un déficit.
En la figura 24 puede observarse la brecha producida por la evolución de los ingresos derivados
de los peajes así como el coste medio real de acceso, desde 1998 hasta 2011.
Figura 24-Evolución del déficit de tarifa.
Fuente CNE
Además como se observa en la parte inferior del gráfico se muestra la evolución del déficit de
las actividades reguladas y su desglose según si su origen es generación o acceso.
La evolución de los costes de acceso ha tenido desde 1998 tendencia creciente. Desde 2006
hasta 2010 los costes de acceso acumulados han supuesto un aumento del 145% mientras los
ingresos por peajes de acceso sólo han alcanzado el 70%. Las tres partes más relevantes de este
aumento de los costes son las primas de régimen especial, las cuales suponen un 40,3% del total
43
Capítulo 2- Análisis de la situación actual
de los costes totales, los costes de las redes con un 39,8% y la retribución de las actividades
reguladas con un 10,5%.
Figura 25-Evolución de los costes de acceso
Fuente CNE
Para concluir este apartado hay que destacar que el déficit que registra el sistema eléctrico
español es un déficit estructural y no coyuntural. La naturaleza del déficit es en su mayor parte
fruto de la subestimación de los costes reales. Diversas fuentes consideran que esta
subestimación de los costes reales es una estrategia intencionada por parte de los sucesivos
Gobiernos para no subir las tarifas de acceso, medida considerada poco atractiva.
A fecha de hoy se están promoviendo medidas para reducir el déficit de tarifa, entre ellas la
entrada en vigor del RD del 27 de Enero 2012, por el que se eliminan de “forma temporal” las
primas a las instalaciones de régimen especial que se construyan a partir de este año.
44
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3. ANÁLISIS
DE
LA
COMPETITIVIDAD
DEL
SECTOR.
El sector eléctrico es de vital importancia para el desarrollo económico de la sociedad. La ley
54/1997 del 27 de noviembre cita textualmente:
“El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad. Su
precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de nuestra economía. El
desarrollo tecnológico de la industria eléctrica y su estructura de aprovisionamiento de
materias primas determina la evolución de otros sectores de la industria…”
Prueba de esta importancia es que la electricidad es la 2ª fuente de energía final más
consumida, detrás del petróleo, como puede observarse en la figura 26. Además, el sector
eléctrico, es uno de los sectores principales de nuestra economía.
Figura 26-Consumo final de energía en España
Electricidad
Energías Renovables
16%
Carbón
Petróleo
Gas
21%
4%
2%
57%
Fuente MITyC y elaboración propia
La electricidad está considerada como un bien público y de necesidad básica, todos los
consumidores tienen derecho a ella,
por ello y debido a que no se puede almacenar, la
generación de electricidad debe ser igual a la demanda en todo momento. Estas características
marcan el desarrollo del sector.
45
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
El sector eléctrico es un sector en el que interactúan cuatro actividades principales, de las cuales
dos son reguladas el transporte y la distribución y las dos restantes son actividades liberalizadas,
generación y comercialización.
Figura 27- Principales actividades del sector.
A continuación se va a proceder a evaluar estas actividades tanto desde un punto de vista
interno, mediante un análisis de debilidades, amenazas, fortalezas y oportunidades (DAFO),
como desde el exterior, analizando las fuerzas competitivas a las que deben enfrentarse.
ANALISIS DAFO
El sistema DAFO es una metodología de estudio de la competitividad de un sector ó empresa, a
través del ámbito de las Debilidades, Amenazas, Fortalezas y Oportunidades de la actividad. La
situación interna del área se estudiará desde el punto de vista de dos factores controlables, las
Fortalezas y las Debilidades, a diferencia de la situación externa que se estudiará a partir de dos
factores no controlables, las Oportunidades y Amenazas.
Figura 28-Matriz DAFO
Fuente – Elaboración propia
ANÁLISIS DE LAS CINCO FUERZAS COMPETITIVAS DE PORTER
Es el método mediante el cual se van a analizar los factores que rigen la competencia del sector
y las consecuencias de rentabilidad a largo plazo de cada actividad del mismo, dentro de cada
46
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
una de las actividades se estudiarán los aspectos relevantes a los proveedores, clientes,
competidores, productos sustitutos y la rivalidad sectorial.
Figura 29- Interacción de las 5 fuerzas de Porter
Fuente - Elaboración propia
3.1.
GENERACIÓN
La actividad de generación se caracteriza fundamentalmente por ser una actividad liberalizada
y en competencia. Se deben resaltar los siguientes aspectos:
 La imposibilidad de almacenar la energía eléctrica obliga a que la demanda y la generación
deban estar equilibradas constantemente.
 La existencia de diversas fuentes primarias de energía para producir electricidad.
 Es una actividad intensiva en capital, ya que la construcción y mantenimiento de plantas de
generación requiere de grandes inversiones y largos periodos para recuperar la inversión.
 Son los propios generadores los que soportan y gestionan los riesgos derivados de fallos de
suministro, cambios en la demanda, cambios de precio de los combustibles, tipos de interés,
etc.
3.1.1. Análisis DAFO
3.1.1.1.
Fortalezas
 La coexistencia de diferentes tipos de tecnología de generación favorecen un seguimiento
más flexible de la demanda.
 Existencia de competitividad debido al carácter liberalizado de la actividad, asegura (en
teoría), en un mercado de libre competencia, precios más bajos.
47
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 La introducción cada vez mayor de la energía renovable, permite acercarse a los objetivos
del 20/20/203 , acercarse a la zona de madurez en la curva de aprendizaje, favorecer el
seguimiento de las políticas medioambientales actuales y futuras, y un mayor
reconocimiento social.
Fortalezas del Mercado Mayorista4
 La separación de las actividades de generación y comercialización favorece la minimización
del riesgo de subsidios cruzados entre actividades y rompe con la integración vertical de las
empresas. Aun así existen expedientes sancionadores contra empresas (Grupo Iberdrola,
Endesa, etc) por posibles prácticas restrictivas de la competencia, por traspasar clientes
desde la CUR hasta la comercializadora en mercado libre.
 La evolución descendente del Índice de Herfindahl-Hirschman (HHI) nos indica que la
cuota de mercado en España (medida en energía producida) del mayor generador ha pasado
del 47% al inicio de la liberalización al 21% esperado en 2012. Lo que muestra la
existencia de mayor competencia en el mercado.
 Que la competencia en el MIBEL esté supervisada por cinco agencias (CNE,MIEyT y CNC,
ERSE Y ADC ) desincentiva la práctica de comportamientos anticompetitivos.
 Que el Operador del Mercado y Operador del Sistema no tengan en su accionariado
influencia de ningún agente, también aumenta el nivel de competencia.
 Que en el mercado a corto plazo, las tecnologías marginales más flexibles (ciclos, fuel y
carbón) avanzan hacia un nivel mayor de competencia lo que les proporciona ventaja
competitiva frente a las tecnologías menos gestionables.
 La aplicación de incentivos como pagos por capacidad para mantener disponibles y
operativas las centrales existentes, para su uso en caso de necesidad.
3.1.1.2.
Debilidades:
 La dependencia excesiva que tiene España de las importaciones de combustible.
 El que no exista capacidad de almacenamiento de energía.
 En relación con las energías renovables:
o
La volatilidad del beneficio de las empresas, ligada a factores no controlables
como la hidraulicidad, precios de los combustibles fósiles, etc, debilita el incentivo
a la inversión.
3
En 2020 se tendrán que haber reducido un 20% las emisiones de gases de efecto invernadero con
respecto a 1990, que el 20% de la energía total consumida en la UE haya sido generada por energías
renovables y que la eficiencia energética se incremente un 20%.
4
Se separa la explicación del mercado mayorista de la actividad de generación para facilitar la
comprensión del mismo.
48
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
o
La incorporación de energías renovables suponen mayores costes de captación y
transformación de la energía.
o
Crecientes vertidos de energía eólica derivados de la instalación masiva de
centrales de este tipo de generación suponen pérdidas de rentabilidad en las
mismas.
o
El sistema de retribución basado en primas para las energías renovables no ha
incentivado la investigación sino la instalación masiva.
 Con respecto a la utilización de la potencia instalada de las centrales de generación:
o
Centrales hidráulicas: Depende de las aportaciones de agua anuales y por tanto de
un factor no controlable que debilita la gestionabilidad de la energía producida por
este tipo de centrales.
o
Térmicas: Tiene una dependencia excesiva de la disponibilidad de las centrales
hidráulicas y renovables. Debido al aumento de las energías fluyentes y a la
reducción de la demanda, la utilización de los ciclos se ha visto reducida,
provocando la no rentabilidad de las instalaciones. En este conflicto es de dónde se
proponen los pagos por capacidad, como solución.
 La disminución de la demanda ha provocado una caída en la construcción de centrales de
generación, por ello muchos de los proveedores tecnológicos han reorientado su estrategia
hacia el mercado internacional, provocando menos inversiones y empleo en España.
Debilidades del mercado mayorista
 Que las empresas incumbentes aún posean la mayor parte de los activos estratégicos
supone una barrera de entrada muy fuerte para las empresas que quieran empezar en este
sector.
 Existe cierta concentración en el mercado mayorista, es decir, que las empresas de un
mismo grupo intercambien energía a corto plazo entre ellas.
3.1.1.3.
Oportunidades:
 Ampliación de las interconexiones con Francia. La entrada de nuevos agentes extranjeros de
los sistemas eléctricos vecinos puede suponer una oportunidad para el desarrollo del
mercado y para mejorar la seguridad de suministro.
 La generación distribuida puede verse como una oportunidad de inversión, la creación de
nuevas empresas y para las gestionabilidad de la demanda.
 Avances tecnológicos en la captura y almacenamiento de carbono (CCS), permitirán que
las tecnologías basadas en el carbón se puedan seguir integrando en el mix de generación de
manera más limpia. Hay que señalar sin embargo que debido a la elevada incertidumbre
49
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
tecnológica y su alto coste no se espera que vaya a tener una contribución importante hasta
más allá del 2020-2030.
 El alargamiento de la vida de las centrales nucleares como medida para reducir la
dependencia del exterior y de las emisiones de gas de efecto invernadero,
Oportunidades del mercado mayorista
 El desarrollo de los mercados a plazo, dentro de los cuales se encuentran los contratos
bilaterales, subastas virtuales y CESUR, abren la puerta a nuevos entrantes no integrados.
 Como medida para aumentar la competitividad en el mercado, se plantea la posibilidad de
consolidar mercados de producción separados por tecnología para que las tecnologías que se
retribuyen con primas no entren en el “pool”.
 El aumento de las interconexiones, permite la posibilidad de establecer intercambios
comerciales de energía que a su vez permitan aprovechar el aumento de la competencia en
el mercado nacional fruto de la incorporación de agentes procedentes de los sistemas
vecinos.
3.1.1.4.
Amenazas:
 Riesgo regulatorio existente en España.
 La posibilidad de que la generación convencional tenga que internalizar los costes
medioambientales, y el sobrecoste para el Kwh.
 La mejora de la eficiencia energética. Se ha considerado que eficiencia consiste en producir
más generando lo mismo. Esto puede suponer una reducción en la necesidad de
instalaciones de generación. Desde el punto de vista de la demanda esta medida puede
considerarse como una oportunidad.
 La creciente incorporación de generación distribuida precisa de sistemas de protección
especiales, por tanto implicaría inversiones elevadas para la sustitución de las existentes
por las nuevas.
 No es posible la diferenciación del lugar de procedencia de la energía por parte del
consumidor, esto puede ser una amenaza en caso de introducir “tasas” por localización
como ocurre en UK.
 La imposición de tasas a las tecnologías que s considera que obtengan márgenes excesivos
en el mercado, como los llamados Windfall profits.
50
Capítulo 3
Figura 30- DAFO GENERACIÓN
GENERACIÓN
Diferentes tipos de tecnología favorecen el
seguimiento de una demanda volátil.
FORTALEZAS
Actividad liberalizada favorece competitividad entre
agentes.
Escasa interconexión
Pagos por capacidad.
Introducción ascendente de la energía renovable
Supervisión de la competencia en el mercado. Competencia
objetivo 20/20/20, alto reconocimiento social, políticas
medioambientales favorables.
Zona de madurez en algunas de las tecnologías
renovables.
Que el Operador del Mercado y Operador del Sistema no
tengan en su accionariado influencia de ningún agente.
Descenso de la dependencia del precio de la
electricidad de combustibles derivados del petróleo.
Separación de las actividades de generación y
comercialización/ minimización del riesgo de los subsidios
cruzados/ ruptura integración vertical de las empresas.
Los progresos tecnológicos, eficiencia energética,
decrementan esconomías de escala(centrales más
pequeñas son capaces de producir más potencia)
Ampliación interconexiones con Francia. Plan REE
DEBILIDADES
No capacidad de almacenamiento. Volatibilidad de la demanda.
Crecientes vertidos de energía eólica.
Dependencia de la utilización de la potencia instalada y volatilidad
del beneficio ligado a factores como la hidraulicidad, precios de los
combustibles fósiles
Mayores costes de captación y transformación de las energías
renovables.
Empresas incumbentes poseen la mayor parte de los activos
estratégicos. Barrera de entrada.
Elevada dependencia de las importaciones de combustibles. Todos
los proveedores de combustible son extranjeros.
La concentración en el mercado mayorista.
OPORTUNIDADES
Generación distribuida. Cerca de los lugares de consumo.
Menos pérdidas.
AMENAZAS
Riesgo regulatorio
Pagos por capacidad.
Mejorar eficiencia energética. Objetivo 20/20/20.
Eliminación de límite de importación de energía eléctrica procedente
de países fuera del MIBEL para el mercado diario.
Captura y almacenamiento de CO2
Introducción nuevas empresas, ESEs.
Cumplimiento del PANER, 6400 MW nuevos.
Alargamiento de la vida de las centrales nucleares.
Desarrollo de los mercados a plazo.
Desarrollo de mercados de producción separados por
tecnologías.
Dificultad de cuantificar económicamente los costes
medioambientales fijados por el regulador que la generación
convencional debe/debiera ó deberá internalizar.
No diferenciación del lugar de procedencia de la energía. Tasas de
localización.
51
Windfall profits de ciertas tecnologías.
Imposición de tasas para tecnologías que obtengan márgenes
excesivos en el mercado.
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.1.2. Análisis 5 fuerzas de Porter de la actividad de generación
3.1.2.1.
Proveedores
Cuando hablamos de proveedores en la actividad de generación
se han considerado dos
interpretaciones. La primera referirnos a los proveedores de las empresas generadoras, lo cual
estaría más enfocado al estudio de la actividad de generación en particular y la segunda
referirnos a las empresas generadoras como las proveedoras de energía eléctrica, esto en
cambio estaría más enfocado a términos generales de todo el sector.
A continuación se comenzará analizando los proveedores de las empresas generadoras, para
posteriormente hablar de la actividad de generación como proveedora de energía en el mercado
mayorista.
Los proveedores de las empresas generadores se han clasificado en: proveedores de
combustible, proveedores administrativos, proveedores de tecnología y proveedores “de
regulación”. A continuación consideraremos los aspectos más importantes de cada uno.
Proveedores de combustible: Los principales combustibles de las centrales españolas de
generación son el uranio, el petróleo, el gas y el carbón. Como se puede observar en los datos
que se muestran a continuación el petróleo es la fuente primaria de energía más importante,
seguida del gas natural, el uranio, las renovables y el carbón.
Figura 31- Mix energético 2009
Carbón
Gas
Uranio
Petróleo
Renovables
9% 7%
22%
52%
10%
Fuente Observatorio 2010- Cátedra BP (Universidad Pontificia Comillas)
Petróleo
Desde 1992 el sector del petróleo está liberalizado y no existe monopolio que controle la
importación/producción,
refino,
almacenamiento,
distribución
y
comercialización.
Habitualmente estas actividades se llevan a cabo por empresas privadas sujetas a la legislación
52
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
vigente. En España existen escasos yacimientos susceptibles de explotar. En el año 2009 la
demanda de petróleo fue de 52.404 miles de toneladas de las cuales sólo se produjeron 107
miles de toneladas. Es por esto que la mayor parte de esta materia prima se importa del exterior.
Según datos de la Agencia Internacional de la Energía en 2009 se importaron 52.297 miles de
toneladas
y del
total de este crudo importado sólo 3.264 mil toneladas se dedicaron a la
generación de energía eléctrica, por lo que podemos decir que la influencia directa que el sector
del petróleo ejerce sobre el eléctrico es hoy en día pequeña.
Figura 32- Relación producción, importación de crudo.
Producción
Importación
52297
Generación Eléctrica
52461
60000
40000
20000
107
0
2009
122
Generación Eléctrica
Importación
Producción
2010
Fuente Agencia Internacional de la Energía
Como se muestra en la siguiente figura la mayor parte de las importaciones de crudo provienen
principalmente de países como Rusia, Arabia Saudí, México e Irán, países con una situación
actual geopolítica complicada, lo que puede provocar variaciones importantes en el precio.
Figura 33- Orígenes de las importaciones de crudo
Rusia
Arabia Saudí
13%
25%
Irán
12%
11%
15%
13%
11%
México
Libia
Nigeria
Resto de países
La actividad de almacenamiento, transporte y distribución de productos petrolíferos en España
es realizada principalmente por una única empresa, la Compañía Logística de Hidrocarburos
53
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
(CLH), aunque también, en menor medida, existen otras empresas que cubren alguna parte de
estos servicios.En España el sector del petróleo está dominado por el grupo Repsol, que alcanza
una cuota de mercado del 60%. El segundo operador que cuenta aproximadamente con un
20% del total, es el grupo Cepsa y el resto de la red es servida por otras grandes petroleras con
cuotas de mercado inferiores al 10%. El elevado grado de concentración de este tipo de
proveedores implica un alto poder de negociación.
Como se ha comentado anteriormente y como puede apreciarse en la figura 33, el porcentaje de
potencia instalada de fuel-gas es un 19% en 1997, mientras que en 2010, este valor se ha
reducido a un 3%, a consecuencia de la introducción de generación renovable y ciclos
combinados. Es por esto que cada vez son menos las centrales de generación que precisan
directamente del petróleo lo que reduce la dependencia del coste de la electricidad al precio del
petróleo.
Figura 34- Evolución del mix energético 1997-2010
Mix 2010
Régimen Especial
0%
Ciclo combinado
0%
34%
26%
18%
Hidráulica
11%
Carbón
8%
Nuclear
Fuel-Gas
Mix 1997
3%
38%
26%
17%
19%
Fuente REE y elaboración propia.
Ha de tenerse en cuenta que el precio de venta del combustible no depende directamente de la
cotización del petróleo, sino de la cotización de ese combustible en los mercados
internacionales, además en este mercado el combustible cotiza en dólares mientras que en
España se vende en euros, por tanto el precio de venta del combustible será la suma de estos
tres factores, cotización internacional, margen comercial e impuesto especial multiplicado por el
IVA. El impuesto especial es fijo, mientras que la cotización y el margen son variables.
54
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Gas
El consumo total de gas natural en 2010 fue de 404.042 GWH, del cual un 28% ha estado
destinado a la producción eléctrica, como se muestra en la siguiente figura.
Figura 35-Consumo de gas natural España 2011
Consumo convencional
GNL de consumido directo
Generación eléctrica
28%
3%
69%
Fuente Cores, elaboración propia
Casi la totalidad del gas consumido en España es importado de países como Argelia, que
abastece un 38% de la demanda nacional, Nigeria, Noruega o Egipto. En la figura 36 también
puede observarse la evolución de los diferentes proveedores.
Figura 36- Evolución del aprovisionamiento del gas a España.
Fuente - CNE
Las principales reservas de gas natural se encuentran en oriente medio y Europa oriental. Estos
países presentan un importante riesgo-país. Aún así, la variedad geográfica de los países
55
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
exportadores de Gas Natural, es suficiente como para garantizar un suministro más seguro que
en el caso del petróleo.
En lo que respecta al mercado del gas natural, Gas Natural es la empresa con mayor cuota en el
mercado de aprovisionamiento (44%), seguida de Unión Fenosa Gas, Iberdrola y Endesa (ver
figura 37).
Figura 37- Cuota de mercado de las empresas a fecha de 2010
Gas Natural
Unión Fenosa Gas
Iberdrola
Endesa
Cepsa
Resto
5%
17%
44%
8%
11%
15%
Fuente –CNE
Uranio
Durante años España ha contado con explotaciones de Uranio propias, pero a partir de 2001 se
dejaron de producir concentrados de uranio en las minas de Saelices el Chico (Ciudad Rodrigo,
Salamanca) para pasar a abastecerse de uranio importado.
El conjunto de operaciones que van desde la extracción del mineral de uranio en la mina hasta
su carga como combustible en la central abarcan los procesos de: minería y fabricación de
concentrados de uranio, conversión a hexafluoruro de uranio, enriquecimiento en el isótopo
U235 hasta una concentración del 4-5% y por último la fabricación de elementos combustibles.
Las tres primeras actividades se llevan a cabo en el extranjero, mientras que en España, la
compañía ENUSA (Empresa Nacional del Uranio) Industrias Avanzadas, S.A. lleva a cabo la
última etapa. Pese a esto, en las estadísticas oficiales la producción de energía nuclear se
considera autóctona, aunque el uranio enriquecido para las centrales nucleares se importa del
exterior.
Enusa, es también la “central de compras” de todas la empresas eléctricas españolas. Esta
empresa trabaja con las centrales nucleares de Santa María de Garoña, Cofrentes, Almaraz 1 y
2, Ascó I y II y Vandellós II. Está participada al 60 por ciento por la Sociedad Estatal de
56
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Participaciones Industriales (SEPI) y al 40 por ciento por el Centro de Investigaciones
Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT).
Los principales fabricantes mundiales de combustible nuclear son Areva y WESTINGHOUSE y
GNF, mientras que ENUSA sólo participa en el 4%.
Figura 38- Principales fabricantes de combustible nuclear
AECL
14%
14%
NFI
MHI
6%
ENUSA
5%
14%
KNFC
4%
3%
OTROS
2%
16%
24%
AREVA
WESTINGHOUSE
GNF
TVEL
Fuente ENUSA
El poder de negociación de ENUSA como proveedor es elevado dado que su Fábrica de
Juzbado es la única que proporciona el combustible para todas las centrales nucleares españolas,
exceptuando la central de Trillo, que lleva exportando en los últimos años, aproximadamente el
60% de su producción a Francia, Suiza, Suecia, Alemania, Bélgica y Finlandia. Se puede
considerar que el riesgo de integración vertical aguas arriba de ENUSA, es elevado, ya que de
hecho posee participaciones en minas de URANIO (10% en COMINAK, la Compañía Minera
de Akouta, Níger), garantizándose así un abastecimiento continuo.
Las principales fuentes de recursos primarios de uranio se encuentran en Australia, Kazastán,
Canadá, EEUU, países geopolíticamente estables.
57
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 39- Países productores de Uranio
2% 1%
1%
2% 2%
6%
25%
4%
5%
6%
6%
17%
7%
7%
9%
Australia
Kazastán
Canadá
EE.UU.
Sudáfrica
Namibia
Brasil
Níger
Rusia
Uzbequistán
Ucrania
Jordania
India
China
Otros
Fuente-Elaboración propia
Carbón
Como se ha analizado en la Introducción Histórica y la situación actual, la producción de
carbón ha ido descendiendo a lo largo de los años, como consecuencia del aumento de
producción renovable. En la gráfica siguiente se puede comprobar cómo desde 2004 hasta hoy
la reducción en la producción de electricidad con carbón ha sido de más de un 20%.
Figura 40- Producción de carbón.
35,00%
30,00%
25,00%
20,00%
Producción %
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fuente ENERCLUB y eleboración propia
58
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
En los años 70 el 75% del carbón era en su totalidad de origen nacional, esta producción ha ido
disminuyendo a lo largo de los años, hasta hoy, que sólo representa una tercera parte del
consumo final. Pese a esto según el Plan Nacional de Reservas Estratégicas de Carbón 20062012, con la finalidad no tanto de preservar la reserva estratégica, sino la de mantener el empleo
en las zonas de extracción, y reducir las emisiones de CO2, reducirá las ayudas en un 1.25%
anual para la minería subterránea y un 3.25% anual para las de cielo abierto. Como dato, cabe
destacar que las provincias que producen el 98% del carbón tienen un PIB inferior a la media
nacional, en conjunto un 16%.
El carbón importado es de mejor calidad que el nacional, tiene mayor poder calorífico y es
menos contaminante. Este carbón proviene mayoritariamente de Sudáfrica (32%), Indonesia
(23%), Rusia (15%) y Colombia (11%).
El grado de concentración de los yacimientos es bajo ya que el carbón es el combustible fósil
más abundante, con reservas de más de 150 años y geográficamente más distribuido en el
mundo. Además, aún hoy quedan yacimientos sin explotar, a nivel internacional en provincias
del Norte como Asturias, León, Cantabria e internacionalmente en Sudáfrica, Indonesia o
Rusia.
A nivel empresarial, el grado de concentración está aumentando debido a la creación de grandes
grupos mundiales como Anglo, BHP-Billiton, Glencore, Rio Tinto y Xstrata.
El comercio internacional de carbón supone un pequeño porcentaje de la producción mundial,
ya que los países productores suelen consumir la mayor parte de su producción. En España,
existe un poder de negociación relativamente alto, derivado de las estrategias políticas que
atendiendo a razones de carácter social, priman la producción nacional frente a la importación.
Figura 41- Producción de carbón nacional frente al importado
Fuente - ENERCLUB
59
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Proveedores tecnológicos: Se entiende como proveedores tecnológicos a las empresas que
proporcionan tecnología a las centrales de generación. Dentro de esta clasificación se puede
hablar de empresas de ingeniería y empresas de bienes de equipo.
Las empresas de ingenería (INITEC, Iberinco, Empresarios Agrupados, Técnicas Reunidas,
Cobra…) son las que llevan a cabo los proyectos de construcción y mantenimiento de las
centrales, con el apoyo de empresas como ABB, General Electric y Ormazabal, que
proporcionan los equipos (generadores, transformadores, servicios auxiliares, baterías,
celdas…).
Según un informe publicado por Tecniberia 5 (Dic. 2011), la oferta de ingeniería excede
notablemente a la demanda del mercado nacional y de manera particular la demanda del sector
público. Del total de empresas del sector de la ingeniería, el 91,4% son Microempresas y
Pequeñas Empresas, el 6,6% son Medianas Empresas y tan solo un 2% son Grandes Empresas,
pero cabe destacar, que el 8,6% de las empresas facturan el 76,4% del total, de lo que se deduce
que el grado de concentración de empresas en lo referente al mercado es alto.
El impacto en el coste de la industria está relacionado con el grado de concentración, ya que a
mayor competencia, mayor variedad y flexibilidad en el coste de los proyectos.
Si hablamos del riesgo de integración vertical, cabe destacar que existen en España, claros
ejemplos de integración vertical entre empresas de ingeniería y empresas eléctricas, como es el
caso de Iberinco e Iberdrola, SOCOIN y Gas Natural Fenosa y otros.
En cuanto a las empresas de bienes de equipo hay que destacar que la mayoría de ellas son de
origen extranjero. Según diversas fuentes el valor total de bienes de equipo importados fue
aproximadamente de 37 millones de €.
En cuanto al riesgo de integración vertical, puede decirse que es alto y como ejemplo se puede
citar el caso de las centrales de ciclo combinado modulares que está haciendo General Electric.
Estas centrales modulares presentan una fuerte competencia porque son más sencillas de
instalar, incurren en menos costes ya que aprovechan las economías de escala.
“Proveedores administrativos”: El gobierno es el “proveedor” de las Leyes por las que se van
a tener que regir las empresas generadoras. Aunque existe libertad de instalación es el Estado y
las CCAA quienes tramitan la autorización administrativa.
5
Patronal de las empresas de ingeniería.
60
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Proveedores de regulación: La regulación un factor indispensable para el correcto
funcionamiento del sector. A continuación se muestran una serie de ejemplos.
 Las instalaciones de generación requieren costes de instalación elevados y periodos de
ejecución largos, del orden de años, en función de la tecnología. Como la evolución de la
demanda no es conocida a priori existe la posibilidad de que la capacidad instalada no sea la
necesaria, es por esto que la regulación será la que establezca las directrices a seguir
para regular los costes de inversión.
 La intensidad que se precisa en las inversiones hace que el número de empresas sea
reducido, lo que conlleva a que cada vez hay más empresas cuyas acciones son capaces de
modificar las condiciones de suministro de forma significativa y en particular el precio que
se paga por la electricidad. El control de este poder de mercado lo llevará a cabo la agencia
reguladora.
 El impacto en el coste de la industria que provocan estos proveedores tiene especial
importancia sobre todo por la incertidumbre y falta de estabilidad regulatoria. Esta tiene un
impacto negativo en las instalaciones dificultando y encareciendo la inversión. Como por
ejemplo podríamos destacar el caso del sector de la generación solar fotovoltaica en España.
3.1.2.2.
Clientes:
Los clientes de las empresas generadoras son todos los consumidores que negociarán el precio
de la energía a través de los diferentes mercados. Como se ha comentado en el apartado de
situación actual, el mercado eléctrico español funciona a través de una red de sucesivos
mercados en los que generación y demanda intercambian la energía directamente, como ocurre
con los contratos bilaterales ó el mercado organizado.
Durante el periodo 2008-2010 se ha producido una reducción de la concentración horizontal del
mercado de generación eléctrica. En la siguiente figura se puede observar cuales son las cuotas
de mercado de los principales agentes en el mercado total de generación eléctrica en España.
Puede decirse que el mercado está bastante repartido entre Endesa, Iberdrola, Gas Natural
Fenosa, EDP-Hidrocantábrico y EON-VIEGO. Se destaca que Iberdrola y otras empresas de
régimen especial poseen casi el 50% del mercado. Además puede observarse como la fusión
entre Gas Natural y Unión Fenosa ha provocado un aumento de sus cuotas de mercado a partir
del 2009.
61
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 42- Cuotas de Mercado de los principales agentes en el mercado total de generación eléctrica
Fuente CNE
Dentro del mercado mayorista una parte de la energía eléctrica se negocia en los mercados
ligados a los procesos de operación del sistema (reserva secundaria, terciaria y gestión de
desvíos, y resolución de restricciones técnicas) y la otra parte es destinada para la cobertura de
la demanda; esta última se negocia en el mercado libre, con comercializadoras, clientes directos
y las comercializadoras de último recurso CUR.
Como se puede observar en la siguiente figura en 2010 la mayor parte de la energía, un 95% se
destinó a cubrir la demanda y sólo un 5% a gestionar la operación del sistema.
Figura 43- Fuente Informe UNESA
Operación del sistema
Cobertura de la demanda
5%
95%
Fuente Informe UNESA
62
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Mercados destinados a la cobertura de la demanda
La demanda no solo la conforman los consumidores finales que pueden comprar su energía
directamente, sino tambien los que lo hacen a través de comercializadoras de mercado libre, de
último recurso, el bombeo y los servicios auxiliares.
Como se observa en la figura 44, con los datos semanales del mes de Enero del 2012, la mayor
parte de la demanda se distribuye entre las comercializadoras, qué a través del mercado diario
(MD) 38% y de contratos bilaterales (35%) en el mercado a plazo (BIL), cubren el 99% del
total de la demanda. Existe un elevado grado de concentración que les permite obtener cierto
poder de negociación. Los consumidores directos, en cambio, sólo suponen un 0,3%. Esto es
debido a que las comercializadoras obtienen mejores precios, por su especialización y volumen.
Figura 44- Distribución de la demanda en los diferentes mercados
Fuente CNE_Boletín seminal Mercado Mayorista
Atendiendo a la temporalidad de los mercados debemos diferenciar entre los mercados a plazo,
el mercado diario y los mercados a corto plazo.
a) Mercado a plazo
A través de los mercados a plazo, los clientes contratan la energía a precio cerrado y por
adelantado, eliminando así el riesgo al que conlleva la volatilidad del precio en el mercado
diario. En este sentido, al reducir el riesgo se incentiva la entrada de nuevos competidores. Aún
así, según los datos anteriores (ver figura 43) el % de demanda que se distribuye entre el
mercado diario y el mercado a plazo es similar.
Para analizar el grado de competencia en cuanto al mercado a plazo se refiere, se muestra en la
siguiente gráfica el balance de ventas y compras de energía de las principales empresas
generadoras de España.
63
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 45- Contratación Bilateral Física en España
Fuente Boletín Mensual MIBEL- Sept_2011
Como se ha citado anteriormente las principales empresas que participan de la contratación
bilateral tanto como generadores o como clientes son, Endesa, Gas Natural Fenosa,
Hidrocantábrico e Iberdrola. A la vista está que el reducido número de empresas y el balance
entre compras y ventas mostrado en la figura superior que es casi nulo, muestran un mercado
con poca competencia con características oligopolísticas.
Es importante resaltar el hecho de que aunque la competencia sea escasa si existe
competitividad, ya que toda empresa tiene como objetivo producir lo más económicamente
posible. Para frenar esta tendencia de “no mercado”, se obliga a las empresas a pujar
públicamente por grandes paquetes de energía a precio cerrado y a priori “desconocido” en las
subastas CESUR.
En cuanto a la sensibilidad del precio del mercado a plazo se puede decir que el precio que se
marca en los contratos bilaterales refleja el precio esperado del mercado diario. Por eso los
factores que influyen sobre el precio del mercado a plazo son los mismos que sobre el precio del
mercado diario.
Otro factor que afecta a la sensibilidad del precio es la competencia entre clientes. Como se ha
señalado anteriormente en este caso la competencia es casi nula, lo que facilitará la gestión a las
64
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
empresas generadoras.En cuanto a la integración vertical de las empresas incumbentes, que en
teoría no debe existir ya que actividades de generación y comercialización deben ser
independientes, la CNE cita textualmente:
“Se debe seguir analizando y supervisando el posible impacto sobre la competencia por la
integración vertical de los incumbentes, dado que se mantiene la diferenciación entre los
nuevos entrantes e incumbentes en cuanto al grado de integración vertical (los primeros venden
la mayoría de su energía en el mercado spot, mientras los segundos realizan contratos
bilaterales, principalmente intra-grupo con centrales inframarginales)”
b) Mercado diario:
A través de este mercado los generadores y los clientes contratan el día D-1, la energía para
cada hora del día siguiente (D). Como la mayor parte de la energía se ha contratado ya en el
CESUR, se pretende que este mercado sea un mercado de ajustes. Este precio lo determina el
punto de cruce entre la curva de oferta y la de demanda y refleja el coste de oportunidad, es
decir, los ingresos a los que renuncian los generadores por no producir.
Los generadores recuperarán sus costes de operación a través del margen de mercado que
proporcione (si lo proporciona) el precio casado y los pagos por capacidad. Estos últimos son
ingresos que reciben todos los generadores, los cuales consisten en reducir la parte de coste fijo
que deben recuperar las centrales.
Si analizamos la siguiente figura, observamos que los pagos por capacidad representa el
segundo segmento más importante después de la aportación del mercado diario e intradiario.
Figura 46- Componentes del precio final del Mercado de Generación 2010
Mercado diario e intradiario
Pagos por capacidad
Restricciones técnicas
Procesos del operador del sistema
7%
5% 2%
86%
Fuente UNESA y elaboración propia
65
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Por tanto, los pagos por capacidad facilitarán la nueva entrada de agentes, ya que con ellos se
aseguran una parte de la recuperación de la inversión. La evolución del precio medio diario tal y
como se observa en la figura 46 no es constante a lo largo del tiempo.
Estas fluctuaciones pueden verse provocadas por factores derivados de la oferta como el precio
de los derechos de emisión de CO2, los precios de los combustibles, de la previsión de demanda
renovable y de las reservas hidráulicas y por factores derivados de la demanda, como
crecimiento de la demanda en términos de energía y potencia máxima, laborabilidad,
temperatura, etc.
Figura 47- Precio medio diario euro/MWh
Fuente MIBEL.
Esta influencia que tienen las renovables en el precio medio puede observarse también en la
figura siguiente. Esta figura representa la curva agregada de oferta y demanda de precio
máximo. Se percibe como tanto la oferta como la demanda son precio aceptantes (la demanda,
porque es inelástica y la oferta porque las nucleares pueden ofertar a 0 mejor que parar, así
como las renovables que están obligadas a ofertar a 0), por lo que unas pocas centrales marcan
el precio de todo el mercado.
66
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 48- Curvas agregadas de oferta y demanda.
Precio marginal
Energía
contratada
Fuente OMIE
Si observamos el mix energético correspondiente a este día 15/01/2012, tan solo 100 GWh de la
generación proviene de centrales de gas, que son en las que pueden operar con mayor grado de
competencia frente a los aproximadamente 200 GWh de renovables.
Figura 49- Energía Diaria por tecnologías 2012
Fuente OMIE
Como se ha comentado anteriormente la
introducción de energías no gestionables en el
mercado de electricidad provoca que la programación que resulta del mercado diario es cada vez
67
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
más diferente a la programación real que se produce al final del día. Esto ha incrementado la
importancia del mercado a corto plazo (intradiario).
c) Mercado a corto plazo:
La penetración significativa de renovables que no son gestionables, la existencia de
restricciones técnicas zonales en la red, unido al impacto en el mercado del mecanismo de
restricciones de garantía de suministro, por el cual debe retirarse del programa casado, la
energía necesaria para poder despachar a las centrales de carbón autóctono y a la desaparición
del distribuidor como agente suministrador de electricidad, está provocando la necesidad de
programar un mayor volumen de servicios de ajuste y esto implica como se observa en la
siguiente figura un mayor coste para la demanda.
Figura 50- Evolución del sobrecoste de los servicios de ajuste para la demanda.
Fuente CNE
3.1.2.3.
Competidores potenciales:
En el ámbito de la actividad de generación, aspectos como la intensidad de capital de inversión
en nuevas instalaciones, el acceso a los canales de distribución, las barreras de entrada o salida y
la posición de los competidores actuales van a determinar la capacidad de entrada que van a
tener los nuevos entrantes.
El factor principal que determina el acceso al segmento de generación es la intensidad de capital
necesario y que a su vez requiere periodos largos de amortización. Las centrales antiguas ya
amortizadas podrán competir en el mercado spot a precios más competitivos que lo los nuevos
inversores, reduciendo así el número de empresas capacitadas para afrontar la inversión.
68
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Que la actividad de generación esté liberalizada y no sea un monopolio natural hace que de por
sí las economías de escala sean limitadas.
Aunque el producto final va a ser el mismo para todos los proveedores, la diferencia entre
tecnologías va a estar en la energía primaria de la que se parta para producir electricidad.
Debido tanto a los progresos tecnológicos, como a la creciente preocupación por el medio
ambiente y al cambio a tecnologías basadas en el gas natural y en renovables se han reducido
los costes fijos a la par que el tamaño óptimo de las centrales de generación, provocando que la
magnitud de las economías de escala se reduzcan.
En cuanto a los canales de distribución es el gobierno quien da la señal sobre qué tipo de
generación es necesaria en cada momento y después son las empresas generadoras las que
ofertan sus proyectos. Por tanto, es el Estado quien tiene la capacidad para determinar en
primera instancia y a largo plazo el mix de generación. A veces el carácter temporal (largo
plazo) de esta decisión, puede resultar una barrera de entrada, debido al riesgo regulatorio.
Mediante el estudio del sector se han detectado otras muchas barreras de entrada, entre ellas
destacamos las siguientes:
Agotamiento de nuevos emplazamientos para desarrollar centrales de cierta tecnología. Si
analizamos este punto por tecnologías tenemos:
 Eólica: Si bien casi todos los lugares adecuados para la nueva instalación de este tipo
de energía están ya copados, existe la posibilidad de la repotenciación de los parques ya
existentes. Esta labor se lleva a cabo por las propias empresas generadoras que
instalaron el parque inicialmente, cerrando la puerta a nuevos entrantes.
 Hidráulica: Actualmente, todos los emplazamientos propicios para el desarrollo de esta
tecnología están o bien ocupados por centrales ya instaladas o bien no pueden ser
explotados por su valor medioambiental.
 Bombeo: Todas las centrales que están en proyecto o próximas a la construcción
pertenecen a la misma empresa, la misma a la que pertenece la central hidráulica
correspondiente, esto hace que al igual que en las anteriores tecnologías la entrada de
nuevos competidores se hace muy difícil. Como se puede ver en la tabla inferior, se
espera que el total de potencia instalada de Bombeo a futuro sea de 8100 MW.
69
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 51- Instalaciones de bombeo previstas por REE
En construcción ó próximas a construir
La Muela II
Moralets II
840 MW
400 MW
En proyecto
Santa Cristina 750 MW
Jabalcón
550 MW
Belesar III
210 MW
Peares III
150 MW
Conchas-Salas 400 MW
Fuente- REE
Una barrera de entrada clara es la existencia de activos estratégicos en manos de empresas
incumbentes, como ejemplo, en el caso anterior, una empresa que posea una central hidráulica
tiene más facilidad para construir un bombeo que otra que no tuviera acceso a lo primero, ligado
a esto y recordando lo analizado en el epígrafe anterior (coste mercado) el precio diario de la
energía está determinado por el pool, en él, todas las centrales independientemente de a qué
empresa pertenezcan ofertan sus costes de operación, de ahí que una empresa que disponga de
muchas centrales con capacidad de marcar precio tendrá más poder de mercado.
En el caso de las centrales eólicas, debido al carácter inestable del viento, puede haber periodos
de tiempo en los que la generación sea muy superior a la demanda y por tanto la centrales
eólicas se vean obligadas desperdiciar parte de su producción eléctrica.
La supuesta integración vertical que presentan algunas empresas puede dar lugar a subsidios
cruzados y a información privilegiada. Un ejemplo sería, que una empresa que tiene tecnologías
de generación diferentes puede operar ó dejar de operar con una en beneficio de otra, en
contrapartida la separación de funciones que se establece en la Ley del Sector Eléctrico intenta
minimizar los riesgos de subsidios cruzados o de discriminación por parte de empresas
verticalmente integradas.
En cuanto a los costes derivados de la regulación y de participación en el mercado, podemos
exponer el caso de los ciclos combinados que debido al auge de esta tecnología en los últimos
años, el excedente de instalaciones que por motivos regulatorios (cumplir con el 20/20/20,
primas a renovables) no pueden funcionar el número de horas para que el que fueron
programadas en un inicio. Es por esto que son las centrales que más caro ofertan en el pool y
por tanto o no entran, o si entran lo hacen con costes que no les permiten recuperar sus costes
fijos (ni de operación).
70
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
A la presión económica que ejercen los competidores actuales en la guerra de precios en el
mercado se le debe sumar la presión política (por el carácter asocial del incremento de las tarifas
de acceso a los consumidores) que ha derivado en el déficit de tarifa actual, todo ello
está
actuando como una barrera de entrada a nuevos competidores.
Y para terminar con este apartado, se puede destacar que otra de las barreras de entrada pero en
este caso orientada hacia los generadores extranjeros es la escasa capacidad de interconexión
peninsular.
3.1.2.4.
Productos sustitutos.
Como principal sustituto a la generación tradicional se encuentra la generación distribuida. Se
conoce como generación distribuida al conjunto de equipos de pequeña potencia centralizados
en los centros de consumo. Aunque la expansión de este tipo de generación todavía está en su
fase más inicial, factores como
el cambio climático, la fiabilidad de suministro y la
liberalización del sector, representada por promotores independientes buscan inversiones más
reducidas y con corto plazo de ejecución, promueven su desarrollo.
Dentro de este tipo de generación se engloban tecnologías todavía en fase de aprendizaje, como
microturbinas, pilas de combustible, minieólica, tecnología de hidrógeno, etc.
Si centramos nuestras expectativas en un futuro más cercano, producto de las características de
la actividad de generación como la volatilidad de las renovables, la necesidad de igualar
generación a demanda y la incapacidad de almacenamiento, es necesario que coexistan todo tipo
de tecnologías. Pese a esto, la tendencia es que algunas de ellas, como las derivadas de
combustibles fósiles desaparezcan en beneficio de tecnologías de carácter menos contaminante.
Actualmente existen diversos tipos de tecnologías en desarrollo, de entre ellas podemos destacar
captadores de CO2 y tecnologías del hidrógeno, concentradores solares, pero todas ellas en fase
aún experimental.
3.2.
Operación del sistema y red de transporte
La red de transporte es el soporte físico mediante el cual el operador del sistema, a partir de
ahora OS, lleva a cabo la gestión técnica del sistema. Se considera una herramienta básica para
garantizar la independencia del mismo OS y asegurar el cumplimiento de las órdenes en cuanto
a operación y mantenimiento.
En España,
seguimos el modelo de organización TSO (Transmission System Operator),
modelo común en sistemas liberalizados con una estructura anterior de monopolio nacional. Las
71
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
actividades de operación del sistema y transporte de la electricidad se realizan a través de un
mismo agente. En este modelo, el operador y gestor de la red es también propietario de las
instalaciones de transporte.
3.2.1. Análisis DAFO:
3.2.1.1.
Fortalezas
 Que el Operador del sistema sea también el transportista le otorga la entidad necesaria para
evitar la “captura” del OS, garantizar el conocimiento de la red a operar así como asegurar
el cumplimiento de las órdenes de OS en cuanto a operación y mantenimiento de la red, ya
que la planificación de las redes a largo plazo favorece el desarrollo de las redes a futuro.
 En la actividad de transporte no tiene sentido realizar varias redes de alta tensión
redundantes, por este motivo se considera como un monopolio natural. Esto puede
considerarse tanto una fortaleza como una debilidad, fortaleza desde el punto de vista del
aprovechamiento de las economías de escala y debilidad desde el punto de vista del riesgo
al retorno de la inversión en redes.
 Si nos centramos ahora en la retribución de la actividad de transporte, tenemos que destacar
que busca incentivar una gestión eficiente, por eso además de un término de remuneración
ligado al valor actualizado de las inversiones y del término que permite recuperar los costes
de operación y mantenimiento existen unos incentivos a la disponibilidad y eficiencia de las
instalaciones.
3.2.1.2.
Debilidades
 Como se acaba de comentar el transporte es una actividad regulada y además monopolio
natural, por ello existe la obligación en incurrir en inversiones “ruinosas” debido a que el
transportista es el único que puede realizar ese servicio.
 Además debido al riesgo regulatorio, puede haber un cambio de estructura y surgir nuevos
competidores, bajar la tarifa y no recuperar costes.
 España tiene una
baja capacidad de interconexión, se considera casi como una isla
eléctrica. Con un 3,4% de interconexión está lejos de la recomendación del 10%, este factor
reduce la seguridad de suministro.
 La lentitud de los trámites administrativos ralentizan todo el proceso de instalación y puesta
en servicio de redes y subestaciones. Ligado a esto podemos hablar de las presiones que
grupos medioambientales ejercen para paralizar o ralentizar las obras. Estos dos factores se
resumen como barreras de entrada derivadas de las excesivas restricciones en las
autorizaciones de emplazamientos para nuevas instalaciones.
72
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 La lejanía entre la situación de las principales centrales generadoras y de los centros de
consumo incurre en pérdidas para la red de transporte, aunque realmente estas pérdidas sean
más una debilidad para los generadores.
3.2.1.3.
Amenazas
 En un futuro cuando la Generación distribuida
esté establecida
implicará que
la
generación se sitúe cerca de los lugares de consumo. Esto provocará una pérdida de valor
para las redes de transporte por el desaprovechamiento de la capacidad de transporte ya
instalada.
A tenor de esto surge la siguiente pregunta:
“¿Llegará a ser tan elevado la penetración de generación distribuida como para que la red de
transporte pierda valor?
Se cree que la red eléctrica no perderá valor, en todo caso cambiará de forma, pasando de la
actual estructura de tipo piramidal o jerárquica (uno produce y muchos consumen) hacia un
modelo mallado, donde todos los nodos puedan consumir y producir indistintamente.”
 La separación legal entre actividades no elimina el conflicto de intereses de las empresas
eléctricas verticalmente integradas ya que las redes son activos estratégicos para servir a los
intereses comerciales.
3.2.1.4.
Oportunidades
 Para mejorar las interconexiones, el mallado interno y la fiabilidad de las líneas existentes
en la planificación de REE 2012-2020 se estima que se realizarán:
o
5 nuevas líneas nuevas o de apoyo.
o
3 mallados.
o
Desarrollo de dos nuevas interconexiones con Francia.
o
Interconexiones subterráneas, las cuales son preferentes desde un punto de vista
físico (medioambiental y constructivo).
o
Refuerzos en los sistemas insulares.
 La integración segura de las energías renovables no gestionables, será uno de los grandes
retos para la seguridad de suministro eléctrico. Ligado a esto se espera que un mayor
desarrollo de la electrónica de potencia (FACTS), dote a la red de una mayor flexibilidad.
 En el futuro el desarrollo de superconductores que proporcionen transmisión sin pérdidas y
del interruptor en continua favorecerán el desarrollo de las interconexiones en continua.
73
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 La posibilidad de usar las canalizaciones y conductores para las redes de
telecomunicaciones puede reportar beneficios económicos en las actividades tanto de
transporte como de distribución.
 Según el Anteproyecto de ley (Mayo 2011) se promueve la integración de los distintos
mercados internos de los estados miembros de la UE, la coordinación de las operaciones de
transporte a nivel transfronterizo y refuerza el papel de los órganos reguladores y su
independencia.
“Anteproyecto de ley (Mayo 2011), el gobierno pretende avanzar en el modelo de separación
de las funciones de operación de sistema y transporte hacia el denominado ISO, este modelo
permite a las empresas integradas verticalmente mantener la propiedad de sus activos, aunque
un gestor de red independiente se ocupará del transporte. En cuanto al modelo ITO-ISO, las
empresas integradas verticalmente también pueden mantener la propiedad, siempre que se
garantice separación efectiva de intereses, con normas de equipamiento,
personal e
identidades distintos para cada uno de los departamentos encargados de la gestión de redes. “
Figura 52- DAFO Transporte
TRANSPORTE
FORTALEZAS
Planificación de las redes a largo plazo.
Actividad regulada. Monopolio natural.
Economías de escala.
Incentivos a la disponibilidad de las
redes.
DEBILIDADES
Obligación de incurrir en inversiones que no
reporten beneficios.
Realentización trámites administrativos y
presiones grupos ecologistas.
Riesgo regulatorio
Baja capacidad de interconexión implica menos
seguridad de suministro
OPORTUNIDADES
Planificación REE , desarrollo
interconexiones, mallados..
Desarrollo tecnológico FACTS
AMENAZAS
Generación distribuida
Interés de las empresas en las redes como
activos estratégicos
Interconexiones en cc, investigación y
desarrollo.
74
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.2.2. Análisis 5 fuerzas de Porter
3.2.2.1.
Proveedores:
Red Eléctrica de España (REE), es como se ha comentado antes, la empresa encargada de
gestionar la red de transporte al completo.
Los principales proveedores estratégicos para REE son los suministradores de servicios, como
por ejemplo, las empresas eléctricas que gestionan los desarrollos de las redes, las empresas de
ingeniería para la elaboración de los proyectos de ejecución, así como empresas constructoras
que realizan la obra civil y los suministradores de materiales como ABB, Siemens, Prismyan,
General Cable Schneider,General-Electric, etc. Existen muchas empresas de este tipo, por tanto
una baja concentración de proveedores hace que el poder de negociación de los mismos sea
menor.
Los proveedores para el operador del sistema, como se ha analizado en apartados anteriores,
son los generadores ya que proporcionan la energía necesaria para realizar los ajustes y
favorecer tanto la seguridad de suministro, como un seguimiento volátil de la demanda. El
grado de concentración de estos clientes es elevado, ya que son 6 empresas las dueñas de todas
las centrales de generación capaces de proveer la energía necesaria al operador del sistema.
3.2.2.2.
Clientes:
Los clientes de la red de transporte son tanto los consumidores últimos como
los centros de generación que solicitan acceso a la red de transporte. Estos últimos, ya que para
evacuar su energía precisan de un punto de acceso a la red de transporte, y los consumidores
finales, ya que son los que pagan a través de la tarifa de acceso los costes de las redes.
La competencia entre los dos tipos de clientes no tiene sentido en este caso, ya que, provienen
de actividades independientes.
Además la red de transporte por ley debe llegar a todos los centros de consumo de España, tanto
a los núcleos cercanos a las ciudades, subestaciones de transformación a tensión de distribución,
como a las zonas rurales.
Las tarifas de acceso son únicas en todo el territorio español, independientes de la economía y
geografía de los consumidores y deben calcularse para cubrir los costes de inversión, de
operación, mantenimiento y de gestión de las redes.
75
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Si observamos la siguiente figura, dentro de la estructura del escandallo de costes, el %
dedicado al transporte supone un 8,5% del total, después de la prima a renovables, la actividad
de distribución y el déficit acumulado de otros años.
Figura 53- Liquidaciones CNE
Fuente CNE, MYTIC (prevision 2010)
En cuanto al coste de cambio para los clientes, observamos que no existe, de momento ningún
coste de esta naturaleza mientras no se cambie de modelo organizativo (de TSO a ITO ó a ISO).
Sin embargo si se analiza desde el punto de vista de la empresa transportista, el coste de la red si
varía en función de la localización del consumo. Coste de las líneas, los apoyos, y de la obra
civil.
En cuanto a la información a los clientes, REE debe proporcionar datos muy relevantes para las
instalaciones que se van a conectar a la red, como pueden ser la potencia de cortocircuito en el
punto de la conexión, previsión de desarrollo de red, etc.
3.2.2.3.
Competidores potenciales:
El carácter de monopolio natural de la red de transporte, favorece el aprovechamiento de las
economías de escala, mientras que la inviabilidad económica de construir líneas de transporte
redundantes se alza como la barrera de entrada más importante.
A futuro, un desarrollo elevado de las interconexiones internacionales, podría provocar la
creación de una red común europea de transporte, e introducir, la competencia de algún modo
76
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
en el sistema organizativo de la red de transporte actual. Este tema se desarrollará más
ampliamente en el Capítulo 5.
3.2.2.4.
Productos sustitutos
En un futuro cuando la Generación distribuida, esté establecida implicará que la generación se
sitúe cerca de los lugares de consumo. Esto provocará, como se ha comentado en el apartado
3.2.1.3, un cambio en la estructura actual de la red, pasando de ser piramidal (uno produce y
muchos consumen) hacia un modelo mallado, donde todos los nodos puedan consumir y
producir indistintamente.
3.3.
Distribución:
La actividad de distribución de energía eléctrica se ocupa de transportar la energía eléctrica
desde los puntos de conexión con la red de transporte generalmente subestaciones hasta los
consumidores finales.
Las empresas distribuidoras no sólo realizan las funciones técnicas de planificar las redes,
encargarse de su desarrollo y realizar las obras, explotación y mantenimiento, sino que además
desempeñan la función comercial de atención a sus clientes, midiendo y facturando los
consumos, la conexión a la red de nuevos clientes y la resolución de quejas en relación a la
calidad.
La distribución es un monopolio natural regulado al igual que el transporte. Además presta un
servicio esencial, por lo que la competencia entre redes de distribución es económicamente
ineficiente.
En España, en las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectadas a sus redes
son Iberdrola Distribución Eléctrica S.A.U., Unión Fenosa Distribución, S.A., Hidrocantábrico
Distribución Eléctrica, S.A., E.ON Distribución, S.L. Endesa (peninsular y extrapeninsular),
FEVASA y SOLANAR. Y 365 empresas distribuidoras con menos de 100.000 clientes.
77
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.3.1. Análisis DAFO:
3.3.1.1.
Fortalezas
 La distribución es también un monopolio natural y al igual que en el transporte no es
económico hacer dos redes redundantes.
 Existen también incentivos por calidad.
 Las empresas distribuidoras son las encargadas de la medición de suministros, por lo que
tienen toda la información relativa a los perfiles de demanda.
 La integración vertical entre comercializadoras, generadoras y distribuidoras es una
fortaleza para las empresas incumbentes, pero sin embargo, es una debilidad para el
mercado.
3.3.1.2.
Debilidades
 No existe competencia, luego al igual que ocurre con la actividad de transporte el coste lo
afronta la propia distribuidora.
 Pérdidas de energía en la red de distribución.
 El esquema de retribución de las redes de distribución está basado en los costes de
inversión, operación, mantenimiento y gestión comercial, esta retribución es fijada
anualmente por el MITYC y por el Regulador
cada 4 años y se actualiza cada año
teniendo en cuenta la evolución del IPC (índice de precios de consumo), y del IPI (índice de
producción industrial).
 Las distribuidoras deben responder en condiciones de igualdad a todas las solicitudes de
acceso y conexión y no todas ellas tienen el mismo coste.
3.3.1.3.
Amenazas
 El desarrollo futuro de Smart grids, implica una inversión en tecnología, I+D y desarrollo
de las redes muy elevada. Existe la amenaza de que si no se instaura un marco empresarial
adecuado el sistema económico-empresarial puede verse repercutido negativamente.
 La instalación de los nuevos modelos de contadores pueden verse como una barrera de
entrada si no se compatibilizan con los actuales. Además el sector de empresas dedicadas a
la toma de medidas eléctricas puede verse sustituido. Sin embargo, esta amenaza puede
verse también como una oportunidad para crear mercado en torno a las nuevas soluciones
tecnológicas, que están empezando a proponer hoy día. Más en concreto, se puede destacar
que se ha creado una normativa común que deben cumplir todos los fabricantes de
contadores inteligentes y concentradores, con el fin de crear un mercado abierto que
proporcione la oportunidad de competir en calidad de las soluciones tecnológicas y precios.
78
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 Una mejor gestión de la demanda puede conllevar a la reducción de la inversión en
distribución.
3.3.1.4.
Oportunidades
 Los incentivos en calidad repercuten favorablemente en la retribución de la distribución.
 En un futuro, podrá llegarse a un mercado único europeo de gas y electricidad, para soportar
este avance las redes deberán reforzarse para que su estado técnicamente hablando, no sea
un inconveniente.
 El desarrollo de las smart grids, están abriendo camino
a la compartición de
las
canalizaciones, conductores y demás instalaciones, con las redes de telecomunicaciones.
Este desarrollo, a su vez, lleva ligado mejoras en las redes, un menor coste de
mantenimiento, monitorización y mejor gestión de la red.
 Integración total de las fuentes de energía.
 Reducción de las pérdidas.
 Optimización de los flujos de electricidad.
 Optimización de la operación para satisfacer los consumos con menores requerimientos de
activos.
 Mayor fiabilidad de las redes.
 Mayor observabilidad y gestionabilidad.
Figura 54- DAFO Distribución.
DISTRIBUCIÓN:
FORTALEZAS:
Monopolio natural, economías de escala.
Portadores de la información que caracteriza
los perfiles de la demanda.
DEBILIDADES:
No existe competencia.
Esquema de retribución basado en costes que
regula el MITyC. Variación en función del IPC, IPI.
Incentivos en calidad.
Respuesta en condiciones de igualdad a todos los
consumidores.
Calidad de las redes
Integración vertical.
OPORTUNIDADES:
Incentivos en calidad.
Incentivos Smart Grids.
Integración total de las fuentes de energía.
Aumento de la gestionabilidad.
Reducción de las pérdidas.
Optimización de la capacidad.
Aumento de la fiabilidad de las redes.
Uso de instalaciones, redes, por sector
telecomunicacions.
AMENAZAS:
Inversión económica que supone el avance.
Incentivos desorbitados que hagan que la nueva
industria se desarrolle a un ritmo inadecuado.
Mejora gestión de la demanda, menos necesidad
de inversión en las redes de distribución.
79
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.3.2. Análisis 5 fuerzas de Porter
3.3.2.1.
Proveedores:
En la actividad de distribución son proveedores, aquellos agentes que proporcionan energía,
como es el caso de la red de transporte, las instalaciones que se encuentran dentro del régimen
de generación distribuida y se conectan directamente a las redes de distribución, la regulación y
las empresas de tecnología.
Proveedores de regulación
Como la red de distribución es un monopolio
la regulación debe asegurarse que la
distribuidora recupera sus costes de inversiones en refuerzos y nuevas instalaciones de red;
costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red; costes de las pérdidas de
transportar y distribuir la energía por la red; costes de atención comercial: lectura, facturación,
como de que las tarifas de acceso no sean muy elevadas para el consumidor final.
No tiene sentido hablar en este apartado de grado de concentración de los proveedores de
regulación, ya que por un lado es el Ministerio de Industria, Tursimo y Comercio, el que
establece y controla las tarifas de retribución, mientras que la CNE, ente regulador de los
sistemas energéticos, opera fundamentalmente como un organismo consultivo.
Proveedores de tecnología
A la hora de enfocar la red de distribución hacia el nuevo concepto de “Smart Grids”, implica
que ya que como el grado de modernización en las redes de distribución es menor que en el caso
de las redes de transporte, la inversión que ha de acometerse será mayor. Son diversas empresas
las que están llevando a cabo el desarrollo de la tecnología smart, pero este sector está aún por
madurar.
Proveedores de energía
Típicamente los proveedores de energía a la red de distribución, serán la red de transporte, otras
redes de distribución de diferentes empresas y generadores de pequeña potencia, (generalmente
menores de 50 MW), denominados como generación distribuida.
a) La red de transporte, provee de energía a las redes de distribución. La organización
jerárquica de la red eléctrica a través de niveles de tensión, 400/220 kV para el
transporte y a partir 132 kV para la distribución, establece un límite entre ellas, pero
80
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
cabe destacar, que la remuneración de la red de transporte es mayor que la de la red de
distribución.
En España, la red de transporte y de distribución son actividades separadas, en caso de
que estuvieran integradas verticalmente, como es el caso de Francia, el poder de
negociación para desarrollar nuevas infraestructuras así como el aprovechamiento de
las economías de escala sería mayor.
b) Otras redes de distribución Las redes de distribución de una compañía eléctrica pueden
conectarse también a otras redes de distribución de compañías vecinas, esta conexión
desde el punto de vista técnico, supone una medida de respaldo al suministro.
c) Generación distribuida, son aquellos productores de régimen especial conectados
directamente a la red de distribución. Existen diferentes tipos de tecnologías que se
pueden englobar dentro de la generación distribuida, entre ellas, las turbinas de gas
(ciclo abierto), microturbinas y turbinas de vapor(cogeneración), los ciclos combinados,
los motores alternativos, minihidráulica, eólica, solar, pilas de combustible, volantes de
inercia( Flywheels).
El desarrollo de la Generación distribuida puede motivar el nacimiento de Empresas de
Servicios Energéticos (ESEs), que jugarán un papel decisivo, con el apoyo de los
organismos públicos como el IDAE ó agencias regionales de energía, promoviendo y
facilitando su difusión y conocimiento entre los futuros interesados en la implantación
de las instalaciones contempladas en el real decreto Nov 2011. Este decreto Pretende
propiciar el incremento de instalaciones de microcogeneración y energías renovables en
el sector residencial y terciario modificando profundamente el modelo centralizado de
grandes plantas de generación eléctrica, muy distantes del consumidor final.
Otro aspecto importante que puede determinar la evolución de la generación distribuida,
es el resultado del nuevo decreto del 28-Enero-2012, por el cual se eliminan las primas a
la generación renovable, por tanto se espera que la inversión en tecnologías de “régimen
especial”, se reduzca considerablemente. En España, podría asimilarse la generación
distribuida al régimen especial, con la cualidad de que no se considera operable.
3.3.2.2.
Clientes:
Las distribuidoras, no tienen ningún interés económico en la opción que elija el cliente, ya que
independientemente de ésta cobra lo mismo, ya que su retribución está regulada por el Estado y
tiene las mismas obligaciones en calidad.
Dentro de los clientes de la red de distribución podemos encontrar a los siguientes agentes:
81
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 Los consumidores que contratan el acceso a las redes directamente con el distribuidor y
la energía con el comercializador.
 A las propias empresas comercializadoras, desde el punto de vista de que las
distribuidoras son las portadoras de la información que caracteriza a los perfiles de la
demanda, información valiosa para las comercializadoras, ya que son estas las que con
la información de previsión de demanda compran la energía en el mercado mayorista.
 Si lo analizamos desde el punto de vista de la topología de la red, existen dos tipos de
instalaciones de red de distribución en función de la localización del punto de consumo.
En zonas rurales, las redes de distribución se instalan aéreas, siendo más económicas
que las redes subterráneas que abastecen a los centros urbanos.
3.3.2.3.
Competidores potenciales:
Al ser un monopolio natural las economías de escala no resultan ser un atractivo para los nuevos
competidores. La actividad de distribución está dominada por 8 grandes empresas (las de más
de 100.000 clientes) se reparten la mayor parte del mercado. La retribución total de estas 8
empresas asciende a 4.635.594 mientras que el resto de distribuidoras, las otras 365 se reparten
en total una retribución de 373.067.326 euros.
Figura 55- Retribución a las empresas distribuidoras.
Fuente- Informe CNE
3.3.2.4.
Productos sustitutos:
El desarrollo futuro de Smart grids, implica una inversión en tecnología, I+D y desarrollo de
las redes muy elevada. Existe la amenaza de que si no se instaura un marco empresarial
adecuado, el sistema económico-empresarial se verá repercutido. Se deberá buscar la forma de
consolidar una producción de tecnología nueva, segura y focalizada a largo plazo en España.
82
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.4.
Comercialización y mercado minorista:
La comercialización es la actividad mediante la cual el suministro de electricidad se entrega a
los clientes finales a cambio de una retribución económica, ni la calidad ni la garantía de
suministro está en el ámbito de actuación del comercializador.
3.4.1. Análisis DAFO
3.4.1.1.
Fortalezas
 La estructura empresarial de las comercializadoras permite que una misma empresa puede
aprovechar su estructura comercial para ofrecer distintos productos (gas, mantenimiento de
instalaciones, telefonía...) a los consumidores de electricidad.
 Eliminación de las posibles barreras de entrada a la información de los clientes finales.
 Que las tarifas de acceso se establezcan en iguales condiciones para todas las
comercializadoras.
 Supuesta integración vertical con los generadores.
 Debido al gran número de comercializadoras se supone una alta actividad competitiva.
3.4.1.2.
Debilidades
 Economías de escala muy limitadas.
 La capacidad reducida de interconexión con los países cercanos limita el suministro de
energía y por tanto la capacidad de crear un mercado común que abra la puerta a nuevas
empresas extranjeras.
 La fidelización de clientes mediante estrategias agresivas de marketing, puede provocar el
efecto contrario al deseado.
 Riesgo regulatorio derivado de que el pago de las tarifas de acceso a las redes esté
establecido por la Administración.
 Insuficiente separación entre las actividades de distribución y comercialización, posible uso
de la calidad del servicio como una herramienta comercial, cuando se supone que la
seguridad de suministro es una condición básica que se presupone.
 Poco desarrollo de mecanismos de promoción de una participación activa del consumo en el
mercado minorista.
3.4.1.3.
Amenazas
 Posibilidad de abuso de las comercializadoras dominantes.
 Oferta de contratos a muy largo plazo a los consumidores.
83
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
 Flujo de información inadecuado al intentar realizar un cambio de suministrador.
 Altos costes de switching.
3.4.1.4.
Oportunidades
 Las futuras asignaciones de capacidad en las interconexiones favorecerían la entrada en el
mercado de nuevas empresas de comercialización.
 La instauración de mecanismos como periodos iniciales de prueba, duración máxima de los
contratos ó posibilidad de rescindir contratos pueden servir de protección contra la
concentración de agentes comercializadores.
 La posibilidad de selección de contratos a largo plazo o corto puede suponer una mejora
global de la actividad.
 Propiciar la creación de nuevos productos, como distintos tipos de tarifa, contratos, equipos
de medida, combinación de productos como el gas y la electricidad, que impulsen la
competitividad y la industria relacionada.
Figura 56- DAFO Comercialización
COMERCIALIZACIÓN:
FORTALEZAS:
Igualdad de tarifas de acceso.
Empleo de la estructura comercial para
gestionar varios segmentos del negocio
Capacidad de información al cliente final
Ingetración vertical
Alta competitividad
DEBILIDADES:
Limitación de suministro debido a la escasa
interconexión.
Fidelización o captura del cliente, mediante estrategias
agresivas de márketing.
Mantenimiento de las tarifas pese al aumento del coste
de producción de energía.
Riesgo regulatorio.
Separación insuficiente con distribución
Poco desarrollo de mecanismos de promoción de
participación activa en el mercado minorista
OPORTUNIDADES:
Futuras asignaciones de capacidad en las
interconexiones
Mercado común europeo, abre la puerta a
nuevas empresas.
Venta de productos combinados, telefonía -gaselectricidad
Mecanismos iniciales de prueba, duración
máxima de los contratos.
Posiblidad de elegir la temporalidad del
contrato
AMENAZAS:
Posibilidad de abuso de las comercializadoras
dominantes.
Contratos a muy largo plazo para los consumidores.
Altos costes de switching, flujos de información
inadecuados.
84
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Análisis 5 fuerzas de Porter:
3.4.1.5.
Proveedores:
Proveedores de energía
Las empresas comercializadoras pueden obtener la energía a través del mercado de producción
en cualquiera de sus formas, (contratos bilaterales, mercado a plazo, subastas CESUR ó
mercado diario).
En cuanto al poder de negociación, hay que destacar sobre todo la importancia de los mercados
a plazo ya que el precio se fija previo acuerdo de los dos agentes. Si se trata de una CUR,
entonces la energía se contrata a través de la subastas CESUR. Las subastas tienen la ventaja de
que permiten obtener un precio de la electricidad competitivo por el que los agentes
participantes se comprometen a suministrar energía durante un determinado periodo de tiempo
al precio resultante de la subasta. Si en cambio la energía es contratada en el mercado libre, el
poder de negociación es nulo ya que el precio de venta es resultado de la mera casación entre
oferta y demanda.
En cuanto al riesgo de integración vertical las actividades de la red están separadas, por lo
que en teoría no puede haber relación entre los diferentes segmentos de las empresas eléctricas.
Proveedores de regulación
Dentro de los proveedores de regulación se encuentran los siguientes:
a) CNE: Órgano encargado de acreditar el cumplimiento de los requisitos establecidos en
caso de que les sea requerido por la Administración competente, el Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio o por la Comisión Nacional de Energía.
b) Para poder adquirir energía eléctrica con el fin de suministrar a sus clientes, las
empresas comercializadoras deberán presentar al operador del sistema y, en su caso, al
operador del mercado y a las empresas distribuidoras, las garantías que
reglamentariamente se establezcan.
Proveedores de red
Para transportar la energía, las empresas comercializadoras hacen uso de las redes de transporte
y distribución mediante la contratación y el pago de los peajes o tarifas de acceso.
85
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
3.4.1.6.
Clientes:
Los consumidores finales podrán elegir entre acogerse a la tarifa o ir a mercado a través de un
comercializador.
Según se cita en el último informe sobre el sector energético español de la CNE, en el sector
eléctrico el mayor número de comercializadores activos se está observando en el segmento de
los consumidores de gran tamaño, los cuales presentan mayor flexibilidad al precio y sin
posibilidad de acogerse a una tarifa regulada. Por otro lado, existe una menor presión
competitiva en el segmento de consumidores domésticos, ya que es una demanda menos
flexible y con mayores costes de cambio de comercializador. Además en este último caso la
entrada de nuevos competidores ha sido reducida y la referencia de precio prácticamente
coincide con la Tarifa de Último Recurso (TUR).
Desde el punto de vista del producto, la electricidad es un bien poco diferenciable, por lo que las
comercializadoras competirán por el liderazgo de precios y por la diferenciación a partir de la
introducción de productos como “gas y electricidad. Ligado a esto hay que destacar que más del
90% de los consumidores de gas y electricidad son suministrados por comercializadores que
pertenecen a grupos empresariales con actividades de distribución de gas y/o electricidad, y que
los principales consumidores de estos tipos de productos pertenecen al segmento doméstico.
Este producto combinado puede ayudar a las comercializadoras a alcanzar su objetivo principal,
el cual consiste en garantizarse una cuota de mercado importante para aprovecharse de las
economías de escala.
Para analizar más en detalle las características fundamentales que rigen la actividad de
comercialización es preciso estudiar primero la estructura del consumo de electricidad. El
consumo nacional se estructura a través de diferentes niveles de potencia contratada.
Figura 57- Número de consumidores según nivel de tensión
BT (Pc<10 kW) BT(Pc>10 Kw)
6% 0,3%
AT
94%
Fuente CNE (datos 2010)
86
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Como se observa en la figura anterior casi el total de los clientes que contratan las tarifas con las
comercializadoras son de baja tensión y de ellos el 94% tiene derecho a la tarifa de último
recurso, mientras que solo un 0,3% de los clientes pertenecen a alta tensión.
Si en cambio, observamos el siguiente gráfico en el que se representa la energía consumida en
función del segmento de consumo, casi el 49% de la energía ha sido consumida por los clientes
de alta tensión, por tanto el 0,3% de los clientes consume casi mitad de la energía generada.
Figura 58- Energía consumida según niveles de tensión
BT (Pc<10 kW)
BT(Pc>10 Kw)
AT
31%
49%
20%
Fuente CNE
Atendiendo ahora a la facturación media final, se observa que es el segmento de baja tensión el
que presenta mayor facturación media final, dado que el número de consumidores en baja
tensión es el más elevado.
Figura 59- Facturación media final según tarifas de acceso
88,983948
27,90538
BT (< 1 kV)
AT1
2,472218
0,970688
1,71555
AT2
AT3
AT4
Fuente- Elaboración propia , datos CNE
Por tanto, hay más consumidores en BT y su facturación es mucho mayor, aunque el consumo
eléctrico sea menor que el consumo de los clientes de AT. Esto viene motivado a raíz de que la
87
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
mayoría de los clientes de AT contratan la energía directamente en el mercado ó a través de
contratos a plazo.
Si se analiza ahora el tamaño medio por tarifa de acceso, son los abonados a la tarifa 3.0 en baja
tensión y a la AT 4 en alta los que más MWh consumen por cliente.
Figura 60- Energía consumida total según tarifas de acceso
Según el gráfico siguiente, en baja tensión son los sectores de la administración pública, el
alumbrado, el sector doméstico y el comercio los que más MWh consumen por cliente.
Figura 61- Proporción de consumidores tarifa 3.0 según sector de consumo
Fuente CNE
En cuanto a la cuota de mercado en BT, se destaca que a fecha de 2010 ENDESA e
IBERDROLA poseían respectivamente el 44% (28% a través de la CUR) y el 33% (20% a
través de la CUR). La evolución de las cuotas de mercado de las diferentes empresas se refleja
en la siguiente figura.
88
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 62- Cuotas de mercado de las diferentes comercializadoras
Fuente CNE
El segmento de alta tensión (AT4) está formado principalmente por clientes industriales, de los
que destacan la metalurgia no férrea que pese a su reducido número de clientes tiene un
consumo muy elevado, la fundición que por el contrario
representa casi el 40% de los
consumidores de este nivel. El mayor número de clientes lo representa el sector de la
producción y distribución eléctrica, pero su consumo apenas representa el 1.1% del total.
Figura 63- Proporción de consumidores tarifa AT4 alta según sector de consumo
Fuente CNE
En el segmento de mercado de alta tensión, la cuota conjunta de las principales empresas
comercializadoras, IBERDROLA y ENDESA, que en 2007 se situaba en el 68%, se ha reducido
al 53% en 2010. Esta disminución ha sido compensada
por el crecimiento de otros
comercializadores independientes que han pasado del 2% en 2007 al 20%.
89
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Figura 64- Cuota de mercado en AT.
80
70
60
50
Iberdrola y Endesa
40
30
Comercializadoras
independientes
20
10
0
2007
2010
Fuente CNE
3.4.1.7.
Competidores potenciales
La actividad de comercialización es una actividad liberalizada, son muchas las empresas que
coexisten en el mercado minorista, por tanto, el aprovechamiento de las economías de escala no
resulta un aspecto atractivo para los competidores potenciales. Sin embargo, el número de
comercializadoras varía en función del segmento de mercado.
Como se ha comentado anteriormente, el segmento de consumo en el que es más fácil la
entrada de nuevas comercializadoras competidoras es en el segmento de demanda de gran
potencia.
En el segmento doméstico, la limitación de entrada de nuevos competidores está marcada por la
similitud de precios con la TUR, lo que deja a los comercializadoras un reducido margen de
beneficio. A favor, hay que destacar que un factor clave para el desarrollo de la
comercialización con consumidores domésticos ha sido la propiedad de las redes de
distribución. Esto ha aportado una demanda crítica de clientes en amplias zonas del territorio.
En cuanto a la integración entre actividades de aprovisionamiento de gas/generación eléctrica y
comercialización se puede decir que ha representado una ventaja importante para los
incumbentes con respecto a los nuevos entrantes, pero esto puede verse mitigado por un
incremento de liquidez y profundidad del mercado mayorista a plazo de electricidad y gas.
Como se ha comentado en el apartado 3.4.2.2 la electricidad como tal es un bien poco
diferenciable, no presenta en sí una potencia de innovación como el sector de la telefonía
90
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
móvil. En un futuro, el desarrollo de las smart grids, va a fomentar la creación de nuevos
productos más diferenciados enfocados a la gestión de la demanda, medidas de consumo, etc.
3.4.1.8.
Productos sustitutos
Como producto sustituto dentro de la actividad de comercialización se podría encontrar la
denominada “Tarifa Regulada”. Esta tarifa estaría gestionada por las distribuidoras desplazando
por tanto a las actuales comercializadoras.
Por otro lado, también hay que destacar la posibilidad del autoconsumo. La capacidad de
generar “in situ” la energía necesaria para el autoabastecimiento podría relegar a un segundo
plano a las empresas comercializadoras.
3.5.
RIVALIDAD SECTORIAL
Íntimamente ligado con la economía del país, este sector se encuentra actualmente saturado.
Con la actual crisis económica el consumo eléctrico ha disminuido y en la misma línea el
crecimiento del mercado. Es por esto que la rivalidad es una importante fuerza a analizar.
El sector eléctrico español, es un sector cuanto menos peculiar, en el cual la rivalidad varía
según la actividad.
Generación
Puede decirse que la competitividad en esta actividad presenta un nivel medio. Por un lado la
existencia de un mercado liberalizado permite la participación de un mayor número de
empresas, mientras que por otro la intensidad de capital necesario para acometer las inversiones
es tan elevado que reduce el número de empresas integrantes a las incumbentes.
Tanto es así, que un agente particular interesado en centrales clásicas de combustión, ajeno a
las grandes compañías eléctricas establecidas, no podría competir en precios al no poder obtener
economías de escala en el aprovisionamiento de combustibles.
En cuanto a la fijación de los precios, la coexistencia de un precio casado en mercado con una
tarifa regulada por el Estado obstaculiza el funcionamiento natural del mercado.
Transporte y distribución
En transporte y distribución, la rivalidad entre las empresas es inexistente ya que se rigen bajo
un régimen de monopolio natural. Además estas actividades prestan un servicio esencial, para
el buen funcionamiento de todo el sistema. El conjunto de todo esto provoca que un régimen
diferente del monopolio sea económicamente ineficiente.
91
Capítulo 3- Análisis de la competitividad
Comercialización
En el caso de la actividad de comercialización, la existencia de un mercado minorista
liberalizado, facilita la rivalidad entre los competidores. Además, a diferencia de generación, el
número de comercializadoras presentes en este mercado es lo suficientemente elevado como
para decir que existe un nivel de competencia alto.
Se destaca el hecho de que los requerimientos administrativos y económicos para comenzar la
actividad de comercialización sean bajos en comparación con los de la actividad de generación.
Esto implica un continuo nacimiento de nuevos agentes comercializadores, que hacen aumentar
dicha rivalidad, que además se acentúa aún más por la nula diferenciación del producto. De esta
manera, los agentes tratarán de diferenciarse a través de la reducción de los precios finales. Para
ello, tratarán de reducir los costes de adquisición de la energía aprovechando las economías de
escala que proporcionarán los contratos bilaterales con las empresas generadoras.
Así pues, tal y como se comentó anteriormente, hoy en día coexisten dos grandes grupos de
comercializadoras, unas dedicadas a los consumidores de poca potencia, mayoritariamente
acogidos a la Tarifa de Último Recurso y otras enfocadas a los grandes consumidores
industriales.
92
Capítulo 4- Modelo
4. MODELO
El modelo que se plantea ofrece a través de la introducción de las expectativas de inversión en
distribución, transporte y la evolución que se espera de la demanda y de la potencia instalada
según el escenario planteado, ver cuál será el precio de mercado y la composición del mix de
generación de energía para que el margen entre el coste de la energía y los ingresos presente
déficit, superávit ó 0, dentro del horizonte del 2030.
Con todo esto se pueden realizar estudios prospectivos y de planificación del sector, tanto en la
parte como en la no regulada, en esta última dando señales indicativas de necesidad de
generación.
En la siguiente figura se representa el esquema a grandes rasgos del modelo.
Figura 65- Esquema del modelo
Fuente – Elaboración propia
93
Capítulo 4- Modelo
Como se observa en el esquema a partir de la tasa de crecimiento de la demanda se establece
cual va a ser la demanda de energía en barras de central y multiplicando este valor por el precio
final que pagará el cliente se obtendrán los ingresos totales del sector.
Los costes del sistema en cambio, se calcularán a partir del coste de la energía generada y de los
peajes de acceso. El primero será el resultado de la energía generada anualmente multiplicado
por el precio del mercado y el segundo será la suma del coste de transporte, distribución, gestión
comercial, primas renovables, costes permanentes, etc.
Siguiendo este esquema se van a definir a continuación cuales van a ser las variables actuantes
del modelo planteado. En primer lugar se realizará una primera diferenciación de las variables
en función de si afectan a la determinación de los ingresos ó de los costes del sistema, para
pasar posteriormente a analizarlos internamente.
4.1.
Determinación de los ingresos.
Los ingresos totales vendrán determinados por el producto entre la demanda de energía en
barras de central entre el precio que paga el cliente final.
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑏𝑐 𝐺𝑊𝑕 × 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑐𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 [€/𝐺𝑊𝑕]
4.1.1. Tasa de crecimiento de la demanda.
Esta tasa es la constante fundamental que va a determinar la mayor parte de las variables finales.
Su valor es constante y vendrá determinado por el escenario planteado. A partir de ahora se
denominará TCD [%].
4.1.2. Consumo total de energía.
La tasa de crecimiento medio de la demanda, citada anteriormente, hará evolucionar el consumo
total de energía, según la siguiente fórmula:
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑊𝑕 𝑖 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑊𝑕
𝑖−1
× (1 + 𝑇𝐶𝐷)
Como dato de partida se tomará el consumo final de electricidad de 2011 correspondiente a
255.179 GWh. Además se ha divido este valor entre los principales segmentos de demanda,
94
Capítulo 4- Modelo
consumo doméstico, pymes y consumo industrial. El porcentaje de cada uno de ellos será
25%,30% y 75% respectivamente.
4.1.3. Demanda de energía en barras de central.
Es importante destacar la diferencia existente entre el consumo final de electricidad y la
demanda en barras de central, ya que esta última es el resultado de sumarle al consumo final las
pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución. El consumo de energía eléctrica en
barras de central en 2011 en España ha sido de 260867 GWh.
4.1.4. Punta anual de demanda
El elemento crítico a la hora de dimensionar un sistema eléctrico no es tanto la demanda de un
periodo, si no la punta de máxima demanda del sistema en dicho periodo. Esta magnitud
determina la necesidad de instalación de nuevo equipo generador y el desarrollo de las redes de
transporte y distribución. En 2011, la punta de demanda ha sido de 44.107 MW.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, los datos de partida relativos a la demanda serán los
siguientes:
Tabla 1- Variables referentes a la demanda 2011
DEMANDA
2011
Consumo total [GWh]
255.179
Consumo doméstico [MWh]
63.795
Consumo pymes
76.554
Consumo industrial
140.348
Demanda de energía bc [GWh]
260.867
Punta de demanda [MW]
44.107
Fuente – REE y elaboración propia
4.1.5. Precio final que paga el cliente.
Esta será la variable final que vamos a obtener del modelo haciendo que los ingresos obtenidos
sean iguales a los costes finales.
4.2.
Determinación de los costes del sistema.
Los costes totales del sistema vendrán determinados por la suma del coste de la energía
generada más los costes de las tarifas ó peajes de acceso.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎[€] = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎[€] + 𝑃𝑒𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜[€]
95
Capítulo 4- Modelo
4.2.1. Coste de la energía generada.
Debido a la dificultad para conocer los costes de generación de cada central, se va a analizar el
coste global de generación según la siguiente ecuación.
€
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑊𝑕 × 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜[
]
𝑀𝑊𝑕
Siendo el precio de mercado de generación el establecido en el programa P48.
4.2.1.1.
Energía generada
Será la variable que represente el total de la energía será generada por los diferentes tipos de
tecnología de generación. La composición del mix de energía (GWh) responderá al mercado y
las limitaciones propias de cada una de las tecnologías.
En 2011, la cobertura de la demanda en términos de energía ha sido la siguiente:
Tabla 2- Generación de energia[GWh] 2011
Generación de energía [GWh]
(datos 2011 - avance estadistico REE)
270.362
Nuclear
57.670
Ciclo combinado
55.074
Carbón
46.427
Hidráulica
27.650
Fuel/gas
7.491
Consumos en generación
Hidraulica renovable
Eólica
- 8.043
5.156
42.060
Solar fotovoltaica
7.912
Solar termoeléctrica
2.029
Térmica renovable
4.640
Térmica no renovable
31.646
Consumo bombeo
-3.245
Interconexiones internacionales
-6.105
Fuente – REE
96
Capítulo 4- Modelo
4.2.1.2.
Precio de mercado mayorista.
El precio del mercado mayorista vendrá determinado por el precio de mercado de generación
establecido en el programa P48, e incrementado una tasa en función del escenario propuesto.
4.2.1.3.
Potencia instalada.
El total de potencia instalada en 2011 fueron 106.295 MW que se repartieron según la siguiente
tabla. El mix de potencia es determinista, se establecerá a priori a partir de las decisiones de
inversión, según el escenario.
Tabla 3- Capacidad total del sistema [MW] 2011
Capacidad total del sistema [MW]
106.295
(datos 2011 - avance estadístico REE)
Nuclear
7.777
Ciclo combinado
27.123
Carbón
12.210
Hidráulica
17.538
Fuel/gas
5.425
Hidraulica renovable
2.036
Eólica
20.881
Solar fotovoltaica
4.099
Solar termoeléctrica
949
Térmica renovable
1.142
Térmica no renovable
7.115
Fuente – REE
4.2.2.
Coste de los peajes de acceso.
El coste de los peajes de acceso, vienen determinados por la adicción de los costes de las
actividades reguladas transporte y distribución, de la gestión comercial, las primas a las energías
renovables, etc. A continuación en la tabla 4 se identificarán cada uno de los componentes que
forman los peajes de acceso.
97
Capítulo 4- Modelo
Tabla 4- Componentes principales de los costes de acceso
Costes de los peajes de acceso
Coste total de transporte
Coste de distribución
Coste de gestión comercial
Prima de régimen especial
Costes permanentes
Déficit de años anteriores
Ingresos por exportaciones
Sistema de interrumpibilidad en el mercado
Diversificación y seguridad de abastecimiento
4.2.2.1.
Coste total de la actividad de transporte.
El coste total de la red de transporte será el resultado de sumar, el coste del transporte, con el
coste de las nuevas inversiones en las redes de transporte.
Tabla 5- Coste total de la actividad de transporte 2011
Coste total
1.825.851.860
Coste de transporte
1.722.434.000
Coste de nuevas inversiones
103.417.860
Fuente - REE
4.2.2.1.1.
Coste de transporte REE.
A fecha de 2011 los costes de transporte de Red Eléctrica de España, se desglosan en los
términos indicados en la siguiente tabla.
Tabla 6- Coste del transporte actual Red Eléctrica de España 2011
Coste del transporte actual REE
1.722.434.000
REE
1.527.087.000
Resto empresas (Incl. IB pero no Extrapen.)
40.914.000
Total Transporte peninsular
1.568.001.000
Extrapeninsulares
154.433.000
Total Coste transporte (Peninsular + SEIE)
1.722.434.000
Fuente – REE
98
Capítulo 4- Modelo
4.2.2.1.2.
Coste de las nuevas inversiones.
Los costes de las nuevas inversiones están formados por los costes de inversión de operación y
mantenimiento y por los costes de estructura. A continuación se establecen los términos que
componen cada partida.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑛𝑢𝑒𝑣𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑂𝑀 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎
a) Costes de inversión:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛𝑛 = 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑛 + 𝑅𝐴𝐼𝑛
Donde:
-
La amortización se valorará contando con una vida útil de 30 años.
𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =
-
𝑉𝑅𝐼𝑛
𝑉𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙
𝑅𝐴𝐼𝑛 : Retribución acumulada de la inversión
𝑅𝐴𝐼𝑛 = 𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 × 𝑇𝑅
-
𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 : Activo neto pendiente
𝑛
𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 = 𝑉𝑅𝐼𝑛 + 𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛−1 −
𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖
𝑖=0
-
𝑉𝑅𝐼𝑛 : Valor reconocido de la inversión, se establecerá como un cuatro por ciento mayor
que la inversión anual, aproximando según la estimación del coste medio ponderado del
capital (WACC, por sus siglas en ingles) realizada por la CNE en su informe del año
2008.
-
Inversión anual: Es un dato de entrada, que evolucionará según el escenario planteado
en función de si se acometen o no nuevas inversiones.
b) Costes de OyM: Estos costes reflejan la operación y el mantenimiento de las redes y se
han estimado como la mitad de los costes de inversión.
𝐶𝑂𝑦𝑀 =
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛
2
c) Costes de estructura: Representarán el 10% de los costes de Operación y
Mantenimiento.
99
Capítulo 4- Modelo
En la siguiente tabla se muestran el total de los costes de las nuevas inversiones a fecha
de año 2011.
Tabla 7- Coste de las nuevas instalaciones 2011
Coste total nuevas inversiones
103.417.860
Inversión anual (M€) [media de 317 mill €]
819.000.000
Valor reconocido inversión (Coste *1,04)
851.760.000
Amortización (vida util media de 30 años)
28.392.000
Activo neto pdte
851.760.000
Retribución acumulada la inversión
38.329.200
Costes de inversión (Amortización + retribución inversión) 66.721.200
4.2.2.2.
Costes de OyM
33.360.600
Costes de estructura (10% costes OyM)
3.336.060
Total
103.417.860
Coste de total de la actividad de distribución.
El coste total de la actividad de distribución está formado principalmente por dos términos. Al
primero de ellos lo denominaremos “retribución bolsa” el cual representa la suma de los costes
de inversiones pasadas y de operación y mantenimiento de las redes. El segundo denominado
como “Y” ó aumento de actividad,
tiene en cuenta los costes derivados de las nuevas
inversiones, dentro de los cuales se van a tener en cuenta las amortizaciones de los activos
asociados a los incrementos de retribución por aumento de actividad a lo largo de los ejercicios,
partiendo desde el del 2008, ya que se considera que según la normativa actual las inversiones
de ejercicios anteriores ya han sido amortizadas.
4.2.2.1.1. Retribución bolsa
𝑛
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛𝑛 = 𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎𝑛 +
𝑌𝑛
𝑖=2008
100
Capítulo 4- Modelo
Esta partida la conformarán los costes asociados a la retribución a la inversión y la retribución a
la operación y mantenimiento.
𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎𝑛 = 𝑅𝐼𝑛 + 𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛
Donde:
-
𝑅𝐼𝑛 : Es la retribución a la inversión calculada a partir de la amortización del activo neto
del año n a 40 años y de la retribución financiera del año n.
𝑅𝐼𝑛 = 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑛𝑒𝑡𝑜 + 𝑅𝐹𝑛
Siendo:
𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑛𝑒𝑡𝑜 =
𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜𝑛
40
𝑅𝐹𝑛 = 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜𝑛 × 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛
Se ha considerado una tasa de retribución financiera del 7,43%. El dato del Activo neto
ha sido proporcionado por el departamento de Negocios Regulados de Gas Natural
Fenosa, y la tasa de retribución se ha obtenido a partir del “Informe sobre el sector
energético español “del 7 de Marzo de 2012, de la Comisión Nacional de la Energía.
-
𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 : Representa el coste asociado a la retribución y al mantenimiento en el año n.
Se ha considerado que esta retribución supone un 35% de la retribución asociada al
coste total de la actividad de distribución.
𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 = 35% × 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛𝑛
La evolución del coste total de distribución vendrá determinada por la aplicación de una tasa de
actualización denominada como IA a la retribución financiera 𝑅𝐹𝑛 , a los costes de operación y
mantenimiento 𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 y a la amortización del activo neto.
Dicha tasa de actualización se calcula según la siguiente fórmula:
𝐼𝐴 = 0,2 × 𝐼𝑃𝐶 − 𝑋 + 0,8 × (𝐼𝑃𝑅𝐼 − 𝑦)
Donde:
-
IPC: Índice de precios al consumidor.
-
IPRI: Índice de precios industriales.
101
Capítulo 4- Modelo
-
X=0,8%
-
I= 0,4%
4.2.2.1.2. Y ó Aumento de actividad.
Este término del cual se ha hablado antes, incorpora de acuerdo con el artículo 8 del Real
Decreto 222/2008 un nuevo inmovilizado a la actividad de distribución asociado al aumento de
actividad, cuya retribución Y tiene en cuenta las amortizaciones de los activos asociados a los
incrementos de retribución por aumento de actividad a lo largo de los distintos ejercicios desde
el 2008, ya que como se ha comentado antes las inversiones acometidas en años anteriores se
consideran amortizadas.
En la siguiente tabla se muestran el total de los costes totales de distribución a fecha de año
2011.
Tabla 8- Coste total asociado a la actividad de distribución 2011
Retribución TOTAL [Mill € ]
4.633
Retribución bolsa
3.918
Retribución Inversión
2.467
Amortización
1.023
Retrib. Financiera
1.444
Retribución O&M
1.451
Retribución Y
716
Y2008
215
Y2009
267
Y2010
234
Fuente – Gas Natural Fenosa
4.2.2.3.
Coste gestión comercial.
Este coste trata de reflejar el coste de todos los procesos de gestión que llevan a cabo las
empresas distribuidoras para facilitar un funcionamiento eficiente del sistema. Hay que destacar
que según el Real Decreto Ley 13/2012 de transposición de directivas europeas con afección al
sector eléctrico, este coste se reduce en un 75%.
4.2.2.4.
Primas al régimen especial.
Es la variable que representa el coste que le supone al sistema las primas al régimen especial.
El valor acumulado de esta prima a fecha de 2011 es de 6.019.145.000.
102
Capítulo 4- Modelo
Debido a la entrada en vigor de la ley del 27 Enero 2012, por la que se elimina esta prima a las
instalaciones de nueva construcción, se espera que la evolución de esta variable se mantenga
constante o incluso, en los mejores casos presente una tendencia decreciente.
4.2.2.6.
Costes permanentes.
Los costes permanentes están formados por las compensaciones a los sistemas extrapeninsulares
e insulares, por los cargos a los presupuestos del estado, por los cargos a las tarifas de acceso,
por la retribución al operador del sistema, a la CNE y por el plan de viabilidad de ELCOGAS.
Se ha considerado que la evolución de estos costes va a permanecer constante a lo largo de todo
el periodo de estudio.
A continuación se muestran cuales han sido los costes reales de estas partidas a fecha de 2011.
Tabla 9- Costes permanentes del sistema eléctrico
Costes permamentes
824.924.000
Compensación extrapeninsular e insulares
760.654.000
Operador del sistema
39.032.000
CNE
25.238.000
Plan de viabilidad de ELCOGAS
66.919.000
Fuente - CNE
4.2.2.7.
Déficit acumulado de años anteriores.
Tabla 10- Anualidades del déficit de años anteriores
Anualidades déficit de años anteriores
1.902.342.000
Peninsular
1.736.789.000
Extrapeninsular
165.553.000
Fuente - CNE
4.2.2.8.
Ingresos exportaciones.
Ingresos por Exportaciones
-
48.900.000
Fuente - CNE
103
Capítulo 4- Modelo
104
Capítulo 5- Escenario propuesto
5. PLANTEAMIENTO Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS
5.1.
Escenario de evolución tecnológica
El escenario planteado se fundamenta principalmente en el compromiso con la seguridad de
suministro a través de la obtención de un mix de generación eléctrica variado, en la reducción
de la dependencia de fuentes de energías primarias procedentes del exterior, así como en la
adopción de medidas para garantizar una integración segura de generación renovable.
Figura 66- Escenario propuesto.
Fuente- Elaboración propia.
Se van a diferenciar dos periodos temporales que abarcarán desde el 2012 hasta el 2030,
realizando un paso intermedio en el 2020.
Las variables que van a determinar el escenario son la evolución de la demanda, la potencia
instalada y las expectativas de inversión en la red de transporte y distribución. A continuación
se procederá a explicar cada una de estas variables de entrada.
5.1. Evolución de la demanda
Como dato de partida se tomará el consumo final de electricidad de 2011, correspondiente a
255.179 GWh con una tasa de crecimiento de la demanda de un 2% interanual medio.
Se ha divido el consumo total entre los
principales segmentos de demanda, consumo
doméstico, pymes y consumo industrial. El porcentaje de cada uno de ellos será 25%,30% y
75% respectivamente.
105
Capítulo 5- Escenario propuesto
Figura 67- Evolución de la demanda 2011-2030
400.000
350.000
300.000
MWh
250.000
Consumo total [GWh]
200.000
Consumo doméstico
150.000
Consumo Pymes
100.000
Consumo industrial
50.000
2.011
2.012
2.013
2.014
2.015
2.016
2.017
2.018
2.019
2.020
2.021
2.022
2.023
2.024
2.025
2.026
2.027
2.028
2.029
2.030
-
Fuente – Elaboración propia
Es importante destacar la diferencia existente entre el consumo final de electricidad y la
demanda en barras de central, ya que esta última es el resultado de sumarle al consumo final las
pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución. El consumo de energía eléctrica en
barras de central en 2011 en España ha sido de 260867 GWh y evolucionará con una tasa de
crecimiento del 2% al igual que el consumo final. Es por esto que las pérdidas en la red de
distribución y transporte también presentarán una tendencia creciente.
Figura 68- Evolución de la demanda en barras de central
Demanda de energía en bc
Consumo total
400.000
350.000
300.000
250.000
2.030
2.029
2.028
2.027
2.026
2.025
2.024
2.023
2.022
2.021
2.020
2.019
2.018
2.017
2.016
2.015
2.014
2.013
2.012
2.011
200.000
Fuente – Elaboración propia
106
Capítulo 5- Escenario propuesto
5.2.
Potencia instalada.
5.2.1.
Periodo 2011-2020
Se partirá de los datos del mix de potencia instalada en el 2011 establecidos en el avance
estadístico de Red Eléctrica de España. La potencia total instalada pasará de 106.295 MW en
2011 A 133.067 en 2020.
El mix de potencia instalada que se ha propuesto para 2020, se fundamenta principalmente en
la evolución que propone el Plan de Energías Renovables (PER), en la cual la tecnología eólica,
solar fotovoltaica y térmica renovable aumentarán en torno a un 40%, la tecnología solar
termoeléctrica un 80% y la térmica no renovable un 48% y en cuanto a la energía hidráulica el
ascenso será de un 12% y de un 7% en el caso de hidráulica renovable.
Las tecnologías de régimen ordinario sin embargo seguirán una senda diferente. El descenso
más notable lo protagonizarán las centrales de fuel y gas disminuyendo un 50%. La tecnología
de carbón decrecerá un 25% y en el caso de la tecnología nuclear la potencia instalada
disminuirá un 6% derivado del cierre de Garoña.
En el caso de la tecnología de ciclos
combinados se ha establecido que la potencia total instalada será un 7% mayor, derivado este
crecimiento de la instalación de un nuevo grupo a lo sumo.
Tabla 11- Potencia instalada 2011-2020
2011
2020
Capacidad total del sistema [MW] 106.295 133.067
Nuclear
Ciclo combinado
Carbón
Hidráulica
Fuel/gas
Hidráulica renovable
Eólica
Solar fotovoltaica
Solar termoeléctrica
Térmica renovable
Térmica no renovable
7.777
7.317
27.123
12.210
17.538
5.425
2.036
20.881
4.099
949
1.142
7.115
29.073
9.158
19.900
2.713
2.200
35.000
7.250
4.800
1.950
13.707
Fuente – PER y elaboración propia
107
Capítulo 5- Escenario propuesto
5.2.2.
Periodo 2021-2030
Partiendo de la situación prevista para 2020, se han analizado dos escenarios secundarios
teniendo en cuenta la hipótesis del alargamiento ó no de la vida útil de las centrales que
cumplen su vida útil. Este grupo incluye a todas las centrales nucleares y de carbón y parte de
las instalaciones de cogeneración.
Como se ha comentado en la introducción histórica, las centrales nucleares actualmente
operativas en España fueron construidas durante la década de los 80. La tecnología nuclear de
estas instalaciones está basada en reactores de segunda generación de agua ligera a presión y
en ebullición (PWR y BWR) y se estima que la vida útil de estas centrales es de 40 años.
Opción I: Cierre de las centrales que cumplen su vida útil.En este primer escenario se considera
que la instalación de nueva generación respondería a las tendencias actuales. De manera que el
déficit de potencia se supliría con ciclos combinados, generación eólica no gestionable, plantas
cogeneradoras y en menor proporción solar y biomasa. Como se puede observar en la siguiente
figura la necesidad de nueva generación a instalar en el sistema eléctrico peninsular hasta 2030
se situará en torno a 40.000 MW.
Figura 69- Necesidades de potencia instalada en 2030 en caso de cierre de centrales nucleares y de carbón al final
de su vida útil.
160000
Cogeneración, térmica no
renovable y fuel-gas
Térmica renovable
140000
120000
Solar
100000
80000
Eólica
60000
Hidráulica
40000
Carbón
20000
Ciclo combinado
0
2011
2020
2030
Nuclear
Fuente – Elaboración propia.
Como se ha comentado en el apartado de “Situación Actual “, la integración de generación
eólica en el sistema eléctrico en condiciones de seguridad requiere por sus características
actuales de funcionamiento, de una tecnología de generación que aporte servicios de regulación
108
Capítulo 5- Escenario propuesto
al sistema. Es por esto que en el escenario presentado a continuación se ha considerado la
instalación de turbinas de gas (de arranque rápido) y de instalaciones de bombeo puro que
operan diariamente bombeando en horas valle y generando en horas punta, con el objetivo de
evitar la parada de grupos térmicos en la franja horaria del valle de demanda.
De esta manera, en 2030 la potencia instalada sería de unos 145 MW y quedarán distribuidos
por tecnologías de la siguiente manera.
Figura 70- Potencia instalada por tecnologías en 2030 en el caso 1
160.000
140.000
Térmica no renovable
Térmica renovable
120.000
Solar termoeléctrica
100.000
Solar fotovoltaica
Eólica
80.000
Hidraulica renovable
60.000
Fuel/gas
40.000
Hidráulica
Carbón
20.000
Ciclo combinado
-
Nuclear
2011
2020
2030
Fuente – Elaboración propia
En vista de los resultados, el 40% y el 30% de la potencia total instalada corresponderían a la
tecnología de ciclos combinados y a la tecnología eólica respectivamente. Sin embargo, bajo la
hipótesis inicial de preservar la seguridad de suministro, el alto grado de dependencia del gas
resultaría inadmisible.
Se desprende de la evolución de este escenario que es indispensable mantener un mix de
generación variado, con un porcentaje adecuado de potencia de disponibilidad elevada y con
capacidad de aportar regulación al sistema. Es por esto que en la siguiente opción se va a partir
de la hipótesis de mantenimiento de una cantidad significativa de potencia nuclear y de carbón.
109
Capítulo 5- Escenario propuesto
Opción II: Alargamiento de vida útil de las centrales nucleares y de carbón.
Como se ha comentado anteriormente en este escenario se pretende compaginar un alto
compromiso con la sostenibilidad y con la seguridad de suministro. Los altos precios de las
emisiones de CO2 y del gas natural provocarán una aceleración en la innovación tecnológica que
solamente podrá llevarse a cabo si se acomete una fuerte inversión.
El tipo de generación que se integrará en este escenario dependerá de las innovaciones
tecnológicas alcanzadas. Se plantean dos vías de investigación, la primera será el desarrollo de
tecnologías renovables gestionables, es decir, con capacidad de gestionar su energía y la
segunda
basada en la obtención de sistemas de captura y almacenamiento de CO2, para
impulsar el uso de la tecnología de carbón limpio.
Por tanto se considerará que a fecha de 2030, se realizarán las inversiones necesarias para hacer
técnicamente factibles los desarrollos tecnológicos que necesitan las tecnologías renovables para
ser gestionadas. Esto provocará un despunte de la generación solar, eólica, de la cogeneración,
de la térmica renovable y de la hidráulica, apoyada esta última por nuevas instalaciones de
minihidráulica y bombeo. Aun considerando que los sistemas de captura y almacenamiento de
CO2 puedan llegar a ser rentables en este periodo de tiempo, se estima que la tecnología de
carbón, permanecerá constante.
Figura 71- Evolución de la potencia instalada de 2011 a 2030
160.000
Térmica no renovable
140.000
Térmica renovable
Solar termoeléctrica
120.000
Solar fotovoltaica
100.000
Eólica
80.000
Hidraulica renovable
60.000
Fuel/gas
40.000
Hidráulica
20.000
Carbón
Ciclo combinado
2011
2020
2030
Nuclear
Fuente – Elaboración propia
110
Capítulo 5- Escenario propuesto
A continuación se muestra la tabla de datos asociada a la figura anterior.
Tabla 12- Potencia instalada 2020-2030
2020
Capacidad total del sistema [MW]
Nuclear
Ciclo combinado
Carbón
Hidráulica
Fuel/gas
Hidráulica renovable
Eólica
Solar fotovoltaica
Solar termoeléctrica
Térmica renovable
Térmica no renovable
133
2030
151.6
7.317
7.317
29.073
34.073
9.158
9.158
19.900
22.900
2.713
1.356
2.200
2.500
35.000
38.000
7.250
12.000
4.800
5000
1.950
2.950
13.707
15.000
Fuente – Elaboración propia
5.3.
Expectativas de inversión en la red de transporte
5.3.1.
Periodo 2011-2020
Debido al aumento progresivo de la demanda según la tasa establecida anteriormente (2%) el
sistema requerirá un fuerte desarrollo de la red de transporte que podría consistir en la
repotenciación de hasta un cuarto de las líneas existentes mediante el aumento de la capacidad
de transporte y a su vez un aumento de la capacidad de transformación, como indica el plan de
ampliación de REE para el 2020.
111
Capítulo 5- Escenario propuesto
Además, para fortalecer la seguridad de suministro se deberán de reforzar las interconexiones
con Portugal y con Francia esta última
deberá partir según el “Informe Marco sobre la
demanda de energía eléctrica (CNE)” desde la subestación de Muruarte en Navarra. Esta nueva
interconexión complementaría a la planificada a través de Cataluña que permitirá alcanzar el
objetivo de 4.000 MW de intercambio entre España y Francia a medio-largo plazo.
5.3.2.
Periodo 2021-2030
Siguiendo con la evolución del periodo anterior el aumento de la demanda que se plantea en este
escenario va a necesitar del apoyo de una red de transporte más segura y estable. Para su
evolución se deberán realizar una serie de inversiones, que según diversas fuentes, favorecerán
la evolución de los siguientes factores críticos:
A nivel nacional:

Interconexiones en continua (sistema HVDC): La realización de las interconexiones
en continua se usa frecuentemente para interconectar sistemas eléctricos separados
donde no es posible utilizar conexiones tradicionales de corriente alterna, como por
ejemplo enlaces entre sistemas a diferente frecuencia. Los enlaces en continua
permitirán realizar interconexiones a largas distancias y además contribuirán de forma
Importante a controlar las transmisiones de energía, protegiendo la estabilidad y frenado
de las perturbaciones. Lo que resulta será una ventaja para los países eléctricamente
estables y “cuasi-autosuficientes”, será un inconveniente para los más débiles ya que
estas interconexiones aislarán unos sistemas eléctricos de otros, impidiendo que ante
situaciones de falta los sistemas aislados no puedan darse apoyo técnico entre ellos.

Interconexiones con otros países: Siguiendo la tendencia del 2020, se deberán seguir
fortaleciendo las interconexiones de España con Francia, con el fin de mejorar la
seguridad de suministro.
A nivel internacional:

Supergrid europea: El objetivo fundamental de esta gran red será la de interconectar
los grandes parques eólicos del Norte de Europa, con las futuras centrales solares
fotovoltaicas
que se extenderán a lo largo del Norte de África. Esta red de
interconexión será de vital importancia para la creación de un mercado común de la
electricidad para todos los miembros de la Unión Europea, así como se deberá crear un
marco regulatorio apropiado.
Esta idea de red global nace de la creciente necesidad de independizarse de fuentes de
energía agotables a través de la integración de generación renovable a gran escala.
112
Capítulo 5- Escenario propuesto
Como reto hacia un futuro más allá de 2050 se plantea un sistema eléctrico europeo
libre de emisiones de CO2, sin combustibles fósiles, 100% basado en renovables y
nucleares.
Técnicamente, una Supergrid es una red capacidad de transporte a largas distancias muy
elevada, superpuesta a la red de transporte tradicional de igual forma que esta está
superpuesta a la red de distribución. Los elementos fundamentales de los que estaría
compuesta una Supergrid sería de enlaces HVDC de hasta 2000 MW, límite de
capacidad actual. Actualmente no existe interruptor comercial HVDC, pero se tiene
constancia de que los fabricantes están investigando en ello.

Inicio del asentamiento de la solar en el norte de África (Plan solar Mediterráneo)
El Plan solar Mediterráneo es un proyecto ambicioso y de gran complejidad económica,
política a la par que técnica. El objetivo de este proyecto es favorecer el desarrollo
económico del Norte de África y de asegurar el aprovisionamiento energético europeo.
Para ello se propone implantar centrales de producción de energía eléctrica basadas en
tecnología fundamentalmente solar y eólica, principalmente para alimentar los centros
de consumo locales y transferir el resto de energía sobrante al centro de Europa.
Según una de las fuentes entrevistadas, el Plan Solar Mediterráneo requerirá una
inversión de unos 70.000 millones de euros aproximadamente para estar plenamente en
marcha en 2020. De los cuales 50.000 se destinarán a las plantas de generación y 20.000
al desarrollo de la red de transporte, para sumar en total una capacidad de generación de
20 GW.
El papel que jugará España en un futuro si este plan sigue adelante será fundamental.
Ya que la península es una de las principales vías de comunicación entre Marruecos y
el resto de Europa. De hecho, actualmente la conexión entre España y Marruecos es la
única disponible hoy en día.
Con todo lo anterior el aumento del número de las instalaciones conllevará un coste asociado a
las nuevas inversiones y que influirá posteriormente en el coste final de la energía eléctrica.
Partiendo de de las inversiones previstas en el informe nombrado anteriormente, las inversiones
en la red de transporte hasta 2050 seguirá la siguiente evolución:
113
Capítulo 5- Escenario propuesto
Tabla 13- Evolución de la inversión en transporte
2012
Inversión anual
(M€)
800.000.000
2013
600.000.000
2015
300.000.000
2020
300.000.000
2025
300.000.000
2050
300.000.000
Años
Fuente – Elaboración propia
Como puede observarse la evolución de las inversiones sigue una tendencia decreciente, ya que
la reducción de la demanda que se está percibiendo estos últimos años hace innecesario
dimensionar la red para aumentos del 3% anual hasta 2020. La razón de que el descenso de las
inversiones sea paulatino en los primeros años es que la totalidad de las mismas están
comprometidas para este año y parte de las del 2013 también, mientras que las de los años
siguientes no. Las inversiones se mantendrán constantes en media hasta 2030 en 300 millones
debido a la necesidad de seguir realizando interconexiones internacionales, de mantener la
seguridad de suministro.
5.4.
Expectativas de inversión en la red de distribución
Paralelamente a los cambios en generación, se va a plantear la hipótesis de que el consumo
eléctrico adopte conductas más eficientes. Esto se verá reflejado no sólo en la moderación de
la demanda, sino también en una gestión activa de ésta. Este factor influirá directamente sobre
la necesidad de acometer los siguientes objetivos:

La modernización de la red de baja y media tensión.

La inclusión de las smart grids ó redes inteligentes, no afectarán hasta 2050,
como método para gestionar el autoconsumo, pero sí como vía de operación de
las redes de baja tensión.
Para alcanzar estos objetivos se requerirá de un nivel de inversiones que dependerán en su
mayor medida de las decisiones políticas, debido a que como se ha comentado en apartados
anteriormente la distribución es un negocio regulado.
114
Capítulo 5- Escenario propuesto
Para analizar los costes de distribución se han introducido como datos de entrada las siguientes
variables:
Tabla 14- Datos de entrada modelo distribución
R 2008
4.061.204
% Costes inversión
65%
2.639.783
% Costes O&M
35%
1.421.421
T RF
7,43%
Vida útil
Activo 2008
22
40.079
Fuente – CNE, Gas Natural Fenosa, Elaboración propia
Donde R2008, es la retribución a la actividad de distribución correspondiente al año 2008. Este
dato junto con el dato del Activo 2008 y el porcentaje de costes de inversión y de operación y
mantenimiento han sido proporcionados por el Departamento de Negocios Regulados de Gas
Natural Fenosa. La tasa de retribución financiera sin embargo se ha obtenido a partir del
“Informe sobre el sector energético Español”, del 7 Marzo de 2012 publicado por la Comisión
Nacional de la Energía (CNE).
5.5.
Evolución del precio de la energía en el mercado mayorista
Debido a la volatilidad que puede presentar la evolución de este precio, influenciado por
diversos factores explicados en capítulos anteriores, se ha establecido coherentemente una tasa
de incremento del precio de la energía en el mercado mayorista en torno al 2% en el periodo de
2012- 2020 y del 0,98% en el periodo de 2021-2030.
Se ha establecido que esta variable sea una variable de entrada y de salida como bien se
mostrará en capítulo 6. Aquí se analizará cual será la evolución del mercado mayorista en
función del margen de beneficios o pérdidas que se plantee.
5.6.
Incremento del precio del kwh del cliente final
Al igual que la variable anterior, el incremento del precio del KWh del cliente final se plantea
inicialmente como una variable de entrada estimada en un 3% y posteriormente se analizará cual
será su valor real en función del margen estimado.
115
Capítulo 5- Escenario propuesto
116
Capítulo 6- Resultados
6. RESULTADOS
A partir del escenario planteado en el apartado anterior se han obtenido los siguientes resultados
en cuanto al mix de generación, costes totales del sistema eléctrico, precio medio de la energía y
del cliente final.
6.1.
Energía generada y mix de tecnologías de generación
Como se muestra en la siguiente gráfica la evolución de la energía generada partirá en 2011 de
un valor de 217.000 GWh y seguirá una tendencia creciente, que se hará más notable a partir del
2020 y llegará a alcanzar en 2030 en torno a los 400.000 GWh.
Figura 72- Evolución de la generación de energía [GWh]
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Generación de energía
[GWh]
Fuente – Elaboración propia
La cobertura de esta energía por tecnologías seguirá la evolución mostrada en la tabla 16. Se
hace hincapié en las restricciones de generación en función del número de horas que tienen
tecnologías como la eólica y solar, la primera en torno a las 2.500-3.000 h/MW y la segunda
entre 2.000 y 2.500 h/ MW. A partir de estos datos y con el valor de la potencia instalada de
cada tecnología en 2030 se obtienen los siguientes límites superiores en cuanto a la energía
generada por tecnología eólica y solar.
Tabla 15- Límites de generación eólica y solar.
Límites superiores de generación
Energía eólica [GWh]
95.000
114.000
Energía solar [GWh]
30.000
36.000
117
Capítulo 6- Resultados
A continuación se muestra los resultados en cuanto a la cobertura de la generación por
tecnología.
Tabla 16- Energía generada 2011-2030
2.011
2.012
2.013
2.015
2.020
2.025
2.030
270.362
277.540
284.718
292.970
328.860
376.318
397.747
Nuclear
57.670
57.440
57.210
56.750
55.600
54.782
54.782
Ciclo combinado
55.074
57.072
59.070
63.066
73.056
75.739
80.000
Carbón
46.427
44.777
43.127
39.828
31.579
33.252
36.820
Hidráulica
27.650
28.467
29.284
30.919
35.005
28.695
28.695
Fuel/gas
7.491
7.075
6.659
5.826
3.746
2.809
1.873
Consumos en generación
-8.043
-8.146
-8.249
-8.454
-8.968
-8.968
-8.968
Hidraulica renovable
5.156
5.316
5.475
5.794
6.592
6.592
6.592
Eólica
42.060
45.347
48.633
55.207
71.640
83.320
95.000
Solar fotovoltaica
7.912
8.406
8.900
9.887
12.356
13.678
15.000
Solar termoeléctrica
2.029
3.401
4.773
7.518
14.379
7.315
250
Térmica renovable
4.640
5.480
6.320
8.000
12.200
12.093
11.986
Térmica no renovable
31.646
33.237
34.829
38.011
45.968
56.342
66.717
Consumo bombeo
-3.245
-4.227
-5.209
-7.173
-12.082
-1.541
-9.000
Interconexiones
-6.105
-6.105
-6.105
-12.210
-12.210
-12.210
-12.210
Generación de energía
[GWh]
internacionales
Fuente – Elaboración propia.
Dependencia del exterior:
En cuanto a la dependencia del exterior, factor que incluye tanto el nivel de importaciones de
materia prima como el riesgo de desabastecimiento asociado a cada combustible, se puede decir
que España seguirá teniendo una fuerte dependencia del gas natural y del carbón. Si bien es
cierto, que el abastecimiento del carbón no resulta un factor tan crítico como el del gas natural,
dado que es la materia prima más repartida geográficamente.
La dependencia del exterior como factor de riesgo viene derivado del riesgo-país que sufren
algunos de los
países productores de gas natural, petróleo, de los cuales se habla más
detenidamente en el apartado “Poder de negociación de los proveedores”.
118
Capítulo 6- Resultados
Figura 73- Cobertura por tecnologías de la energía generada 2030
Nuclear
Ciclo combinado
14%
17%
Carbón
Hidráulica
0%
3%
Fuel/gas
4%
20%
Hidraulica
renovable
Eólica
Solar fotovoltaica
24%
Solar termoeléctrica
9%
Térmica renovable
7%
2%
Térmica no
renovable
0%
Fuente – Elaboración propia
Avances tecnológicos:
De acuerdo con el escenario planteado y con el objetivo de conseguir más eficiencia en el
consumo de energía primaria y en la operación de renovables, se requerirá introducir al sistema
mecanismos de almacenamiento de energía que permitan a nivel de conjunto convertir en
estable el programa de generación renovable y poder aportar servicios de operación.
A nivel central, las instalaciones renovables incorporarán sistemas de almacenamiento de
energía como bombeos, sistemas inerciales, supercondensadores, etc, distribuidos a lo largo de
todo el territorio y operados por el operador del sistema.
Además se desarrollarán las agrupaciones de generadores de régimen especial junto con bolsas
de consumidores gestionados por el operador de distribución, DSO. Estos servicios podrán ser
prestados por las centrales pertenecientes al segmento de “Generación distribuida”. Centrales de
generación renovable cuya potencia instalada no supere los 20 MW.
119
Capítulo 6- Resultados
6.2.
Costes totales del sistema
El coste total del sistema evolucionará desde los 38.880 mil millones de euros a 48.842 mil
millones en 2030. A continuación se muestran cuales será la evolución de las diferentes partidas
de costes del sistema eléctrico.
Tabla 17- Escandallo de costes del sistema eléctrico español.
ESCANDALLO DE COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
Costes de Transporte
2011
1.825.851.860
2012
1.880.882.587
2013
2.041.783.956
2015
2.208.592.354
2020
2.397.448.189
2025
2.533.914.024
2030
2.634.109.859
Costes de distribución
Retribución a la distribución
Distribuidores D.T.11
Costes de Gestión comercial
4.633.484.070
4.862.115.000
359.174.000
226.591.000
4.600.029.164
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
4.702.794.724
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
4.932.228.132
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
5.526.360.761
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
6.072.154.414
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
6.552.598.450
4.862.115.000
359.174.000
56.647.750
Sistema de interrumpibilidad
en mercado
522.000.000
449.199.200
449.199.200
449.199.200
449.199.200
449.199.200
449.199.200
54.343.000
54.207.000
63.562.759
63.402.651
67.235.757
67.066.398
67.240.484
67.066.398
181.870
0
188.908
0
194.974
0
136.000
6.019.145.000
160.108
6.019.145.000
169.360
6.019.145.000
174.086
6.019.145.000
181.870
6.019.145.000
188.908
6.019.145.000
194.974
6.019.145.000
Costes permamentes
Compensación extrapeninsular
e insulares
Operador del sistema
CNE
Anualidades déficit de años
anteriores
Peninsular
Extrapeninsular
Exceso de dérficit de años
anteriores
824.924.000
1.962.060.926
1.975.301.120
1.977.603.112
1.981.393.492
1.984.821.295
1.987.775.568
760.654.000
39.032.000
25.238.000
1.892.823.000
39.618.000
29.619.926
1.892.823.000
51.146.596
31.331.524
1.892.823.000
52.574.114
32.205.997
1.892.823.000
54.924.617
33.645.875
1.892.823.000
57.050.277
34.948.018
1.892.823.000
58.882.291
36.070.277
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
1.902.342.000
1.736.789.000
165.553.000
2.089.637
2.089.637
2.089.637
2.089.637
2.089.637
2.089.637
2.089.637
Coste Total Peajes
16.010.770.567
16.935.959.023
17.216.539.145
17.615.087.669
18.334.807.899
19.020.502.228
19.604.102.438
Coste total Generación
14.869.910.000
15.264.708.719
15.972.697.587
17.099.594.571
21.192.182.222
25.740.789.012
28.878.614.073
Diversificación y Seguridad del
Abastecimiento
Moratoria nuclear
2 parte del ciclo de
combustible nuclear
Prima Régimen especial
Total costes sistema eléctrico
30.880.680.567
32.200.667.742
33.189.236.731
34.714.682.240
39.526.990.121
44.761.291.240
48.482.716.511
Demanda (GWh)
Precio kWh cliente final
Ingresos
260.867
0,120
31.304.040.000
266.084
0,127
33.845.928.048
271.406
0,127
34.522.846.609
282.371
0,127
35.917.569.612
311.760
0,127
39.655.899.106
344.208
0,127
43.783.316.937
380.034
0,127
48.340.319.730
423.359.433
1.645.260.306
1.333.609.878
1.202.887.372
128.908.985
-977.974.303
-142.396.781
Deficit/Superavit
Fuente – Elaboración propia
120
Capítulo 6- Resultados
6.2.1. Coste de los peajes de acceso.
En la figura siguiente puede observarse con más claridad el porcentaje de aportación al coste
total de las partidas fundamentales, estas son la retribución al transporte y a la distribución, el
déficit derivado de años anteriores y la prima al régimen especial.
Figura 74- Porcentaje de los costes del sistema 2030
Costes de Transporte
Costes de distribución
10%
14%
Sistema de interrumpibilidad en mercado
10%
Diversificación y Seguridad del
Abastecimiento
33%
Prima Régimen especial
31%
Costes permamentes
2%
Anualidades déficit de años anteriores
Exceso de dérficit de años anteriores
Además hay que destacar de la tabla 17 que:

El coste de la gestión comercial se reduce un 75% en 2012, pasando de 226.591.000
euros a 56.647.750 euros.

A partir del 2015 el coste por la moratoria nuclear desaparecerá reduciendo la partida
de diversificación y seguridad del abastecimiento en casi un 74%.

En cuanto a la prima del régimen especial, puede verse que permanecerá constante
hasta 2030, al igual que el déficit de años anteriores.
121
Capítulo 6- Resultados
6.2.2. Coste de la generación vs Coste de los peajes
Como puede analizarse en la siguiente gráfica de 2012 hasta 2015 los costes de generación
serán menores que los costes de los peajes de acceso, para luego incrementarse de forma más
marcada sobre estos hasta 2030. Esto será derivado al incremento de la generación de energía
en ese periodo.
Figura 75- Evolución del coste total del sistema
60.000
50.000
M€
40.000
Coste Total Peajes
30.000
Coste total Generación
20.000
Coste total
10.000
0
2011
2012
2013
2015
2020
2025
2030
Fuente – Elaboración propia
6.3.
Ingresos vs costes del sistema
La evolución de los ingresos se muestra en la tabla 17. Esta será creciente con el tiempo debido
a la también creciente evolución de la demanda en barras de central y del precio del KWh que
pagará el cliente final.
Figura 76- Ingresos vs Costes del sistema
60.000
50.000
M€
40.000
30.000
Coste total
20.000
Ingresos
10.000
0
2011
2012
2013
2015
2020
2025
2030
Fuente – Elaboración propia
122
Capítulo 6- Resultados
La diferencia entre estos costes totales y los ingresos darán lugar al déficit ó superávit de tarifa.
A continuación se muestra cual será la tendencia del margen como resultado del escenario
propuesto.
Figura 77- Evolución del margen del sistema eléctrico español.
2.000
1.500
1.000
M€
500
Margen
0
2011
-500
2012
2013
2015
2020
2025
2030
-1.000
-1.500
Fuente – Elaboración propia
6.4.
Escenario défict y superávit 0.
Con el objetivo de homogeneizar el margen resultante en el apartado anterior se plateará a
continuación un nuevo escenario, cuyos datos de entrada serán los mismos que en el propuesto
en el capítulo 5 añadiendo la condición de que el margen sea nulo. Ahora, las variables de salida
se corresponderán con el precio medio de la energía y del cliente final.
6.4.1. Precio medio de la energía y del cliente final
El resultado del escenario planteado se puede observar en la siguiente tabla. Ambos precios
presentarán una evolución creciente con el tiempo. Se destaca que el precio del mercado de la
energía presentará un crecimiento del 15% mientras que el aumento del precio del cliente final
será de un 5%.
Figura 78- Evolución del precio medio de la energía y del cliente final con margen 0.
2012 2013 2015 2020 2025 2030
Precio kWh cliente final [€]
0,121 0,122 0,123 0,127 0,130 0,128
Precio MWh mercado energía [€] 60,928 60,784 62,472 64,833 65,803 72,247
Deficit/Superavit
0
0
0
0
0
0
Fuente – Elaboración propia
123
Capítulo 6- Resultados
124
ANEXO
7. CONCLUSIONES,
RECOMENDACIONES
Y
PROPUESTAS DE DESARROLLO FUTURO.
De acuerdo con lo analizado hasta ahora puede decirse del sector eléctrico español, que es un
sector muy complejo derivado de la interacción cuatro actividades principales de naturaleza es
diferente. Generación y comercialización liberalizada y transporte y distribución reguladas.
La evolución de este sector será por tanto resultado del impacto de las diversas variables
actuantes que ligarán de forma directa ó indirecta estas cuatro actividades.
Dos de las variables críticas son la regulación y la inseguridad jurídica. Hasta hoy el sistema
regulatorio y jurídico español se ha mostrado imprevisible, dando señales equívocas a los
inversores provocando la mayoría de los conflictos a los que se enfrente actualmente el sector.
A continuación se resumirán cuales son estos conflictos y qué recomendaciones se aportan
desde este proyecto.
Es crítica la situación de la tarifa eléctrica, cuyo valor es el resultado de la adicción de
diferentes costes procedentes de una parte regulada y otra liberalizada. La dificultad de
equilibrar estos costes adecuadamente conlleva a la formación de un precio no competitivo.
Como medida se propone separar y reconocer individualmente estos costes regulados y hacerlos
completamente visibles, para poder analizar así que partes deben externalizarse y cuáles deben
ser incluidas.
Como indicador, podría decirse que todos los costes que deberían eliminarse de la tarifa serían
los costes fijos regulados no imputables al sector. Estos son el coste de la CNE, la moratoria
nuclear, las primas a tecnologías y otras partidas que corresponden a temas políticos.
Otro de los temas candentes actuales, es el déficit tarifario que se lleva acumulando desde el
2005, producido no sólo por la estructura de la tarifa eléctrica y la subestimación de los costes
reales del sistema, fruto de la introducción masiva de renovables, si no por la interacción de
diversos factores como las estrategias políticas.
A fecha de hoy se están promoviendo medidas para reducir el déficit de tarifa, entre ellas la
entrada en vigor del RD del 27 de Enero del 2012, por el que se eliminan de manera temporal
las primas a las instalaciones de régimen especial de nueva instalación. Esta medida va a
125
ANEXO
propiciar que el déficit se mantenga constante en los valores actuales, pero para reducirlo y
erradicarlo en un plazo de cinco a diez años, van a hacer falta medidas más drásticas.
En cuanto a las instalaciones de tecnología renovable previas al cambio de ley anteriormente
citado, se espera que en un plazo de dos años hayan alcanzado la madurez tecnológica, por lo
que será de vital importancia para fomentar un mercado competitivo que dejen de tener
prioridad de acceso al pool frente al régimen ordinario.
Como medida salvavidas a estas tecnologías que participan en el mercado desde una posición
de desventaja, en concreto los ciclos combinados, será necesario revisar al alza los pagos por
capacidad. Esta medida permitirá que los ciclos combinados, que proporcionan la flexibilidad y
el respaldo que el sistema eléctrico necesita, recuperen sus costes fijos.
En línea con esto,
también se cree necesario revisar las restricciones que limitan la operación de las centrales
térmicas de carbón a precios más económicos a favor de las centrales térmicas de carbón
nacional.
En cuanto al debate nuclear, se parte de la idea de que todo tipo de tecnología es necesaria para
fortalecer el mix energético. Se plantea la cuestión de qué hacer a la hora de extender la vida útil
de las centrales, como primera medida podría considerarse la repartición directa del 50% de los
beneficios con el sistema, o según el modelo regulatorio expuesto por José Ignacio Pérez
Arriaga, la fijación de un precio objetivo en el pool un porcentaje por debajo del marginal.
En la actividad de transporte, durante esta época de mínimos, las inversiones deben mantener el
carácter productivo y generador de empleo, pero sin perder cierto carácter selectivo a la hora de
llevar a cabo proyectos que mejoren los costes del sistema y de las industrias consumidoras.
Para mantener y mejorar la red de suministro será necesario seguir desarrollando las
interconexiones con Francia. Y en cuanto a la eficiencia energética será importante buscar vías
de desarrollo. Es poco rentable a corto plazo, pero a medio y largo plazo, es fundamental para
lograr un sistema energético sostenible. Y más que su aplicación directamente en el sector
energético, es fundamental su aplicación tanto en el sector de la construcción (eficiencia
energética en edificios), como en el del transporte (de mercancías).
Como conclusión, es conveniente recordar que para que la industria nacional pueda disponer de
un nivel razonable de competitividad y sostenibilidad económica a largo plazo, será
fundamental disponer de un precio del kWh competitivo. Es por tanto fundamental que la
evolución del mercado energético español permita alcanzar unos niveles de precios razonables y
que potencien esos factores.
126
ANEXO
ANEXOS
1- Esquema general del sector
2- Tabla de costes de transporte
3- Tabla de costes de distribución
127
ANEXO
1
128
ANEXO
Constantes transporte
Vida media de activos retribuidos en 2012 (años)
tasa retribución [tmonetaria 3 %+1,5]
TRANSPORTE(se desprecia el incentivo a la disponibilidad por su
pequeño tamaño)
Coste del transporte actual REE (decae año a año)
REE (Transporte)
Resto empresas (Incl. IB pero no Extrapen.)
Total Transporte peninsular
Extrapeninsulares
Total Coste transporte (Peninsular + SEIE)
2
20
4,5%
2.012
1.722.434.002
2.013
1.799.718.513
2.014
1.828.615.889
2.015
1.886.099.396
2.020
1.926.880.941
2.025
1.933.407.485
2.030
1.921.799.030
1.527.087.000
1.605.053.410
1.634.632.685
1.692.798.093
1.736.989.133
1.746.925.173
40.914.001
40.232.101
39.550.201
38.868.301
35.458.801
32.049.301
28.639.801
1.568.001.001
1.645.285.511
1.674.182.886
1.731.666.394
1.772.447.934
1.778.974.473
1.767.366.013
1.738.726.213
154.433.001
154.433.002
154.433.003
154.433.002
154.433.007
154.433.012
154.433.017
1.722.434.002
1.799.718.513
1.828.615.889
1.886.099.396
1.926.880.941
1.933.407.485
1.921.799.030
800.000.000
600.000.000
300.000.000
300.000.000
300.000.000
300.000.000
300.000.000
832.000.000
27.733.333
1.655.368.000
624.000.000
20.800.000
2.223.242.667
312.000.000
10.400.000
2.458.317.333
312.000.000
10.400.000
2.682.992.000
312.000.000
10.400.000
3.650.365.333
312.000.000
10.400.000
4.357.738.667
312.000.000
10.400.000
4.805.112.000
74.491.560
100.045.920
110.624.280
120.734.640
164.266.440
196.098.240
216.230.040
102.224.893
51.112.447
5.111.245
158.448.585
156.171.253
78.085.627
7.808.563
242.065.443
187.549.613
93.774.807
9.377.481
290.701.901
208.059.973
104.029.987
10.402.999
322.492.959
303.591.773
151.795.887
15.179.589
470.567.249
387.423.573
193.711.787
19.371.179
600.506.539
459.555.373
229.777.687
22.977.769
712.310.829
Coste de nuevas inversiones
Inversión anual (M€) *media de 317 mill €+
Valor reconocido inversión (Coste *1,04)
Amortización (vida util media de 30 años)
Activo neto pdte
Retribución acumulada la inversión (considerando tasa monetaria 3
%+1,5)
Costes de inversión (Amort + retrib inversión)
Costes de OyM
Costes de estructura (10% costes OyM)
Total
COSTE TOTAL TRANSPORTE
1.880.882.587
2.041.783.956
2.119.317.789
2.208.592.354
2.397.448.189
2.533.914.024
2.634.109.859
129
ANEXO
Constantes distribución
R 2008
% Costes inversión
% Costes O&M
T RF
Vida útil
Activo 2008
Inflación
IPRI Bienes de equipo
x
y
Índice de actualización
Índice de actualización
acumulado
65%
35%
7,43%
22 CNE
40.079
2008
0,036
0,024
0,008
0,004
1
3
4.061.204
2.639.783
1.421.421
2009
-0,007
0,002
0,008
0,004
0,0216
2010
0,023
0,005
0,008
0,004
-0,0046
1,0216 1,01690064
2011
0,03
0,012
0,008
0,004
0,0038
2012
0,012
0,0072
0,008
0,004
0,0108
2013
0,015
0,0096
0,008
0,004
0,00336
2014
0,018
0,0108
0,008
0,004
0,00588
2015
0,02
0,012
0,008
0,004
0,00744
2020
0,02
0,012
0,008
0,004
0,0088
2025
0,02
0,012
0,008
0,004
0,0088
2030
0,02
0,012
0,008
0,004
0,0088
1,020764862 1,03178912 1,03525593 1,04134324 1,04909083 1,09607043 1,14515382 1,19643524
IA =0,2* (IPC -0,8)+0,8*(IPRI-0,4)
Coste distribución
Retribución TOTAL
[ millones de euros]
Retribución bolsa
Retribución Inversión
Amortización
Retrib. Financiera
Retribución O&M
Retribución Y
Y2008
Y2009
Y2010
Y2011
Y2012
Y2013
Y2014
Y2015
Y2016
Y2017
Y2018
Y2019
Y2020
Y2021
Y2022
Y2023
Y2024
Y2025
Y2026
Y2027
Y2028
4.061
4.292
4.463
4.633
4.600
4.703
4.815
4.932
5.526
6.072
6.553
4.061
2.640
1.002
1.638
1.421
4.073
2.621
1.024
1.597
1.452
3.978
2.533
1.019
1.514
1.445
3.918
2.467
1.023
1.444
1.451
3.883
2.416
1.034
1.383
1.467
3.819
2.347
1.037
1.310
1.472
3.764
2.284
1.043
1.240
1.480
3.714
2.223
1.051
1.172
1.491
3.472
1.914
1.098
816
1.558
3.201
1.574
1.147
426
1.628
2.899
1.199
1.199
0
1.701
219
216
269
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Capítulo 8- Bibliografía
8. Bibliografía
Documentos:
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2.
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3.
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4.
Asociación española de la industria eléctrica, UNESA. “Memoria anual”, 2010.
5.
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6.
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7.
BOE-A-2012-1310. Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de Enero.
8.
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9.
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10. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Boletín mensual de indicadores eléctricos y
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11. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Informe sobre el sector energético español”.
Marzo 2012.
12. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Propuesta de retribución definitiva para el año
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13. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Ley del Sector Eléctrico”.2008.
14. GÓMEZ SAN ROMÁN, Tomás. “Regulación de la distribución de energía eléctrica en
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Pontificia de Comillas.
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16. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. “ Plan de energías renovables 2011-2020”.
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Capítulo 8- Bibliografía
17. GUILLÉN MARCO, José Antonio. “El sector eléctrico español ante los retos del modelo
energético”. Jornada sobre “El sector eléctrico español ante los retos del modelo
energético”.
18. MORALES, Jorge. “Diez claves para entender el sistema eléctrico español”. Fundación
Ciudadanía y Valores.
19. M.ROMEO, Luis. “Energías y tecnologías”, Curso superior de negocio energético,
Universidad de Zaragoza, CIRCE.
20. PORTER, Michael. “Estrategia competitiva, Técnicas para el análisis de los sectores
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21. Red Eléctrica de España. “El Marco Legal Estable, Economía del sector eléctrico 19881997”.
22. RIVERO TORRE, Pedro.”El sector eléctrico en España”. Revista de Economía. Junio 2009.
23. RÝAN MURÚA, Álvaro.” Visión de un distribuidor eléctrico”. Iberdrola
24. SEPÚLVEDA, F.Javier. “Proyecto final de carrera- La Generación distribuida en España”.
Universidad Carlos III de Madrid. 2010.
25. TREBOLLE, David. “Tesis de Master- La generación distribuida en España”. Universidad
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Otras fuentes:
1.
2.
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
http://www.ree.es/

http://www.esios.ree.es/web-publica/
Comisión nacional de la energía.

3.
Energía y Sociedad.

4.
http://www.minetur.gob.es/energia/es-ES/Paginas/index.aspx
Club Español de la Energía. ENERCLUB.

7.
http://www.unesa.es/
Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

6.
http://www.energiaysociedad.es/
Unesa.

5.
http://www.cne.es
http://www.enerclub.es/
Operador del Mercado Eléctrico Español.

www.omel.es
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