GRUPO I-TEMA 6
EL SECTOR ENERGÉTICO EN EL CONTEXTO DE LA ECONOMÍA ESPAÑOLA. EL
SISTEMA ENERGÉTICO ESPAÑOL. ENERGÍA PRIMARIA: FUENTES,
ABASTECIMIENTO, DEPENDENCIA Y DIVERSIFICACIÓN. ENERGÍA FINAL:
USOS Y CONSUMIDORES. SEGURIDAD DE SUMINISTRO: ÍNDICE DE
COBERTURA, INTERCONEXIONES Y ALMACENAMIENTO. ENERGÍA, MEDIO
AMBIENTE Y SOSTENIBILIDAD: EMISIONES E INTENSIDAD ENERGÉTICA.
PERSPECTIVAS. MERCADOS ENERGÉTICOS. MERCADOS DERIVADOS.
ESTRUCTURA EMPRESARIAL. PRECIOS ENERGÉTICOS. EVOLUCIÓN,
SITUACIÓN ACTUAL Y TENDENCIAS.
1. EL SECTOR ENERGÉTICO EN EL CONTEXTO DE LA ECONOMÍA ESPAÑOLA
El sector energético de un país y en concreto el español tiene una trascendencia fundamental
desde dos puntos de vista: por un lado, la energía en sus diversas formas es un insumo esencial
para el normal funcionamiento de las actividades económicas y, por otro, su aportación al PIB
nacional lo convierte en un sector relevante. Sin embargo, su carácter de insumo insustituible
provoca que la aportación directa al PIB infravalore el carácter estratégico del sector.
Con la finalidad de realizar un análisis del impacto macroeconómico del sector energético, se
utilizan los datos de la Contabilidad Nacional y las Tablas Input-Output publicados por el Instituto
Nacional de Estadística (INE), pudiéndose diferenciar los siguientes efectos:
• Efecto Directo: generado directamente por las empresas del sector, estimado en 26.000
millones de euros (el 2,7% del PIB). Este volumen corresponde a las empresas
agrupadas en las siguientes divisiones de la Clasificación Nacional de Actividades
Económicas (CNAE-09):
o División 05: Extracción de antracita, hulla y lignito.
o División 06: Extracción de crudos de petróleo y gas natural.
o División 35: Suministro de Energía Eléctrica, Gas, Vapor y Aire Acondicionado
(26.000 millones €).
o División 19: Coquerías, refino de petróleo y tratamiento de combustibles
nucleares (4.000 millones €).
NOTA: el Informe Anual 2016 del MINETAD presenta los siguientes datos sobre cada subsector anteriormente citado:
• Minerales energéticos: Empresas: 60 / VAB: 300 M € / Ocupados: 4.000
• Refino: Empresas: 8 / VAB: 1.000 M € / Ocupados: 9.000
• Suministro de Energía…: Empresas: 14.000 / VAB: 20.000 M € / Ocupados: 39.000
Por tanto, el impacto directo sería de 21.300 M€ aunque el orden de magnitud de la estimación anterior se puede considerar
igualmente válido.
• Efecto Indirecto: o generado en otros sectores mediante inversiones o gastos a lo
largo de la cadena de valor. Estimado en 21.000 millones de euros (el 2,2% del PIB).
• Efecto Inducido: tiene su origen en el gasto de la renta generada como consecuencia
de los efectos directo e indirecto. Estimado en 4.000 millones de euros (el 0,4% del
PIB).
Sumando los tres efectos, el sector energético supone el 5,3% de la economía española, siendo
mayoritaria la aportación del sector eléctrico.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 2
2. EL SISTEMA ENERGÉTICO ESPAÑOL
El SISTEMA ENERGÉTICO de un país comprende el origen de la energía utilizada en su territorio,
los métodos de transformación de la misma y su aplicación final. Incluye no solamente las
formas de energía primaria y final sino también las instalaciones de generación, transporte y
distribución así como los agentes económicos que intervienen en estos procesos.
El sector energético en España está caracterizado, al igual que en otros países de la UE, por los
siguientes rasgos diferenciadores:
• Se trata de un sector intensivo en capital, debido a las considerables inversiones
necesarias en infraestructuras y redes y el elevado tiempo de amortización de las
mismas.
• Su impacto en el PIB es más elevado que el observado en el empleo, a causa de la ya
mencionada importancia del capital. En todo caso, destaca el alto nivel de formación de
sus trabajadores.
• La concentración empresarial es resultado tanto de un proceso histórico de liberalización
a partir de empresas públicas como de la necesidad de movilizar grandes volúmenes de
capital y generar economías de escala.
• Se trata de un sector fuertemente regulado, como consecuencia de la existencia de
monopolios naturales y por su carácter estratégico para el país.
Además, en el caso de España confluyen otros hechos diferenciales: la situación geográfica
relativamente aislada dentro de la UE, el desarrollo tardío de subsectores como el gasista y la
inexistencia de recursos energéticos propios. Este último obstáculo está siendo superado
parcialmente en los últimos años con un rápido desarrollo del sector de las energías renovables.
3. ENERGÍA PRIMARIA: FUENTES, ABASTECIMIENTO, DEPENDENCIA Y
DIVERSIFICACIÓN
2.1. DEFINICIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA Y FUENTES
Se define la ENERGÍA PRIMARIA como la forma de energía disponible en la naturaleza antes de
ser convertida o transformada. La estructura de fuentes de energía primaria en un sistema
energético está determinada por múltiples FACTORES, entre ellos: los recursos naturales
disponibles (tanto geológicos como hidráulicos, solares o eólicos), factores geoestratégicos o los
usos y aplicaciones finales de la energía.
Con el objeto de analizar las FUENTES de la energía primaria en España se utiliza como origen de
información los datos adelantados del Balance Energético 2018 del Ministerio para la Transición
Ecológica.
En total la Energía Primaria consumida en 2018 fue de 129.373 ktep (kilo toneladas
equivalentes de petróleo) con el siguiente desglose:
• Petróleo: 45%
• Gas Natural: 21%
• Energías Renovables: 14%
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 3
• Nuclear: 11%
• Carbón: 9%
En relación a la media de la UE, la energía primaria en España muestra una mayor dependencia
de los productos petrolíferos (45% frente a 35%), que se compensa con un menor peso del gas
natural (21% frente a 23%) y el carbón (9% frente a 15%).
2.2. ABASTECIMIENTO, DEPENDENCIA Y DIVERSIFICACIÓN
2.2.1. Concepto de abastecimiento, dependencia y diversificación
El ABASTECIMIENTO de las fuentes de energía primaria puede efectuarse en base a recursos
propios (como yacimientos geológicos en territorio nacional, en el caso de los combustibles
fósiles) o recurriendo a las importaciones.
La DIVERSIFICACIÓN se define como la combinación de diferentes vías de abastecimiento de la
energía con el objetivo de distribuir el riesgo mencionado sobre la seguridad de suministro.
El concepto de DEPENDENCIA se define como la relación entre la energía primaria procedente de
la importación y la energía primaria total. Por tanto, los sistemas energéticos con menor
autonomía vienen definidos por índices de dependencia elevados, que incrementan el riesgo
sobre la seguridad de suministro.
Eurostat, la oficina estadística de la Unión Europea, publica anualmente los ÍNDICES DE
DEPENDENCIA de cada uno de los Estados miembros, con el objeto de tomar en consideración
dichos índices en el diseño de la política energética europea. Los últimos datos disponibles para
el año 2017 en Eurostat muestran los siguientes resultados:
• Índice de Dependencia de España: 73,9%.; Índice de Dependencia de la UE-28: 55,1%.
Estos datos indican que España importa el 74% de la energía primaria, un porcentaje muy
superior a la media comunitaria. Las principales economías europeas muestran índices más
reducidos: es el caso de Alemania (64%), Francia (49%) o Reino Unido (35%).
Nota: Los dos últimos países presentan índices reducidos por la gran extensión de la energía nuclear (que se
considera de producción nacional, a pesar de que el uranio sea importado) y por su producción de hidrocarburos en el
Mar del Norte respectivamente. Los índices españoles son similares a los de otras naciones del Mediterráneo como
Italia (77%) o Portugal (80%), con sistemas energéticos de una estructura similar.
Este ELEVADO ÍNDICE DE DEPENDENCIA se debe a los siguientes factores:
a. HIDROCARBUROS: El grado de autoabastecimiento (relación entre producción y consumo) de
crudo únicamente alcanzó en 2018 el 0,14% mientras que en el caso del gas natural se
situó en el 0,31% (fuente: Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos,
en adelante CORES). Por tanto, más del 99% de los hidrocarburos consumidos en España
tuvo que importarse.
b. CARBÓN: La extracción de carbón nacional se ha reducido notablemente en las últimas dos décadas a causa de los elevados
costes de explotación y la mala calidad del mineral. Además de ello, el fin de las ayudas de estado a las minas no competitivas
(Decisión 2010/787/UE del Consejo) y las disposiciones comunitarias relativas a las emisiones contaminantes en grandes
instalaciones de combustión han motivado un retroceso en la oferta y la demanda respectivamente. Como consecuencia, las
importaciones de carbón han llegado a triplicar la extracción de carbón nacional (13,7 millones de toneladas importadas frente
a 4 millones extraídas en 2014).
En definitiva, sólo una parte del carbón y la totalidad de la energía de origen renovable y nuclear
se pueden considerar producidas íntegramente en España.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 4
En cuanto a la evolución reciente del Índice de Dependencia de España, la expansión de las
energías renovables ha permitido una reducción gradual desde 2005 (cuando alcanzó un
máximo del 81%) aunque en 2014-2015 se ha roto esta tendencia descendente.
La DIVERSIFICACIÓN constituye una información adicional a la dependencia, puesto que permite
verificar la variedad de fuentes de suministro. A continuación se analiza el grado de
diversificación para los combustibles fósiles y el uranio (materia prima para la producción de
energía nuclear):
a) PETRÓLEO: Se utilizan como fuente de información los datos adelantados del ejercicio
2018 publicados por CORES, corporación tutelada por el Ministerio para la Transición
Ecológica. Se observa una adecuada diversificación, entre países pertenecientes y no
pertenecientes a la OPEP y entre áreas geográficas. Los principales países de origen
fueron Nigeria (15%), México (14%) y Arabia Saudí (11%).
b) GAS NATURAL: Existe una elevada dependencia de Argelia, que suministró en 2018 el
51% de las importaciones de gas natural, la práctica totalidad del mismo mediante la
empresa estatal Sonatrach. A pesar de ello, la capacidad que presentan las plantas de
GNL proporciona elevada flexibilidad al sistema, que importó gas de 11 países.
c) URANIO: Se importaron en 2013 unas 2.000 toneladas de concentrados de uranio procedentes de Níger, Namibia y Rusia
además de contratar en el exterior otros servicios adicionales (Fuente: ENUSA). Se considera que el mercado mundial del
uranio permite un alto grado de diversificación.
d) CARBÓN: El 36% de las importaciones procedió de Colombia y el 23% de Indonesia, considerándose que existe una
diversificación suficiente (Fuente: Carbunión, asociación empresarial del sector).
4. ENERGÍA FINAL: USOS Y CONSUMIDORES
3.1. CONCEPTO
Se define la ENERGÍA FINAL como la energía apta para su uso en los sectores de la economía
que actúan como consumidores finales de la misma. Se puede analizar su estructura desde tres
puntos de vista fundamentales, según se estudie: a) La forma de energía, tal y como se analizó
en el caso de la Energía Primaria; b) El uso o aplicación de la misma, distinguiendo entre usos
energéticos y no energéticos; c) Los sectores económicos consumidores.
A continuación se realiza este triple análisis a partir de los datos adelantados del Balance
Energético 2018 del Ministerio para la Transición Ecológica así como el “Balance Energético
1990-2016” elaborado por IDAE que detalla los usos y sectores consumidores.
3.2. CONSUMOS POR FORMAS DE ENERGÍA
El consumo de energía final en España en 2018 alcanzó los 92.192 ktep según el siguiente
desglose:
• Productos Petrolíferos: 53%.
• Electricidad: 22%.
• Gas Natural: 16%.
• Renovables térmicas: 7%.
• Carbón: 2%.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 5
En conclusión, se observa una preponderancia de los combustibles fósiles (en torno al 67%) y
especialmente de los productos petrolíferos debido a que el sector del transporte, y
especialmente los modos por carretera y aéreo, tienen una gran relevancia en España.
3.3. USOS DE LA ENERGÍA
• Usos energéticos: 94,6%
• Usos no energéticos: 5,4%. Destacan los usos de productos petrolíferos (hasta el 16%
del total) en el sector químico para la producción de plásticos y otros derivados.
3.4. CONSUMIDORES (datos correspondientes a 2015, no actualizados)
• Transportes: 38,6%. Destacan:
? Modo carretera: 31,0%. Aproximadamente un 80% del consumo se realiza en
forma de gasóleos y un 20% de gasolinas.
? Modo aéreo: 6,4%, íntegramente querosenos.
• Industria: 28,6%. Aproximadamente el 37% de la energía consumida en la industria se
efectúa en forma de gas natural y un 26% en forma de energía eléctrica. Destacan por su
consumo los sectores:
? Químico: 7,9%
? Minerales no metálicos: 3,9%
? Siderurgia y fundición: 3,3%
• Usos domésticos: 17,1%. El 41% se consume en forma de energía eléctrica y el 21% de
gas natural.
• Comercio, servicios y Administraciones Públicas: 10,7%. El 68% se consume en forma de
energía eléctrica.
• Agricultura y pesca: 3,3%
• Otros: 1,1%
5. SEGURIDAD DE SUMINISTRO: ÍNDICE DE COBERTURA, INTERCONEXIONES Y
ALMACENAMIENTO
4.1. OBJETIVOS BÁSICOS DE UN SISTEMA ENERGÉTICO
Los TRES OBJETIVOS BÁSICOS DE UN SISTEMA ENERGÉTICO, consagrados por la Unión Europea
en su estrategia energética, consisten en: a) la obtención de energía a precios competitivos, b)
de manera sostenible y c) garantizando en todo momento la seguridad de suministro.
Este último aspecto, la SEGURIDAD DE SUMINISTRO, definida como la disponibilidad
ininterrumpida de energía a precios tolerables, se analiza en este epígrafe a través de tres
conceptos que la caracterizan en un sistema energético: el Índice de Cobertura, las
interconexiones internacionales y la capacidad de almacenamiento.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 6
4.2. ÍNDICE DE COBERTURA
La seguridad de suministro se basa en el aseguramiento de la cobertura de la demanda
energética, un aspecto que es analizado por el Índice de Cobertura (IC). Éste se define como el
cociente entre las capacidades de entrada al sistema más el saldo de las conexiones
internacionales entre la demanda punta diaria. El Índice de Cobertura debe tener en cuenta
tanto la capacidad de producción como la capacidad de transporte y es un parámetro de gran
importancia para la planificación energética especialmente en los sectores eléctrico y del gas
natural.
Tanto el Ministerio para la Transición Ecológica como la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia (CNMC) consideran en sus análisis un valor objetivo para el Índice de Cobertura del
110%, es decir, con un coeficiente de seguridad de 1,1. Valores superiores del Índice denotan un
exceso de inversiones, es decir, infraestructuras infrautilizadas mientras que valores inferiores
pueden implicar riesgo de suministro.
4.3. INTERCONEXIONES
Las INTERCONEXIONES INTERNACIONALES se definen como el conjunto de líneas y
subestaciones (en el caso del sector eléctrico) o el conjunto de gasoductos y estaciones de
bombeo y medida (en el caso del gas natural) que permiten el intercambio de energía entre
países vecinos.
a) Sistema Eléctrico
Las interconexiones internacionales eléctricas son parte vital de la iniciativa denominada Unión
Energética impulsada en el año 2015 por la Comisión Europea, con el objeto de garantizar la
seguridad de suministro y avanzar hacia un mercado único competitivo. El objetivo comunitario
consiste en alcanzar en el año 2020 una capacidad de interconexión eléctrica internacional del
10% de la capacidad instalada en cada uno de los Estados Miembros.
España, debido a su particular ubicación geográfica, parte de una situación de desventaja,
existiendo sólo una capacidad de interconexión del 3% en el año 2014. Considerando esta
situación tradicional de “isla eléctrica”, en marzo de 2015 se suscribió la Declaración de Madrid
por parte de los gobiernos de España, Francia y Portugal junto a la Comisión Europea
manifestando su compromiso con el objetivo comunitario.
Nota: Además se han declarado Proyectos de Interés Común de la UE las siguientes interconexiones a ejecutar entre
2014 y 2020: a) Transformador desfasador en Arkale (entre España y Francia) en servicio desde julio de 2017. b)
Golfo de Vizcaya (entre España y Francia) mediante un cable submarino, con un reparto de costes entre ambos países
aprobado en 2017 por las autoridades reguladoras. c) Pirineos Centrales (entre España y Francia), todavía en estudio.
d) Interconexión norte entre España y Portugal: Beariz-Fontefría-Ponte de Lima, en ejecución.
En 2015 finalizó la ampliación de la interconexión hispano-francesa mediante la ejecución de un nuevo enlace en
Santa Llogaia (Gerona).
A pesar de este esfuerzo de inversión, se prevé que España sea en el año 2020 junto a Chipre el
único Estado Miembro que no alcance el objetivo de interconexión del 10%, situándose el
objetivo nacional en el 8%.
b) Sistema Gasista
Se pueden analizar las seis interconexiones en dos grandes grupos:
• Interconexiones destinadas a la importación de gas natural desde Argelia: son los
gasoductos Magreb (por Tarifa) y Medgaz (por Almería).
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 7
• Interconexiones destinadas a alcanzar el mercado único europeo del gas natural: con
Portugal (Badajoz y Tuy) y especialmente con Francia (Irún y Larrau).
Nota: En abril de 2016 se ha declarado Proyecto de Interés Común de la UE la tercera interconexión con Francia
denominada South East Transit Pyrenees (STEP), primera fase del proyecto Midcat, a través de Cataluña. En enero de
2019 las autoridades reguladoras energéticas de España y Francia rechazaron la solicitud de inversión de los
promotores por considerar que el proyecto no está suficientemente maduro ni garantiza beneficios económicos. Esta
nueva interconexión tendría el doble objetivo de disminuir el aislamiento del sistema gasista ibérico y ofrecer a Europa
Central y Occidental una alternativa al gas ruso.
4.4. ALMACENAMIENTO
El almacenamiento comprende en una serie de tecnologías que permiten disponer de una
reserva de energía, ya sea en forma de energía primaria o final, que facilite la respuesta del
sistema ante alguno de los siguientes fenómenos:
• Modulación y ajuste entre la oferta y la demanda. El objeto es hacer frente a los
desequilibrios motivados por interrupciones de suministro, variaciones estacionales, diarias,
etc.
• Existencias mínimas de seguridad. Con ellas se pretende asegurar un marco de continuidad
y suministro energía en caso de fallo de los aprovisionamientos.
A continuación se analizan las estrategias de almacenamiento en los sistemas eléctrico y de
hidrocarburos gaseosos y líquidos.
a) Sistema Eléctrico
La energía eléctrica puede ser generada, transportada y transformada con facilidad, sin embargo
resulta complicado almacenarla en grandes cantidades. Pero, aun siendo complicado, existen
diversos métodos de almacenamiento de energía a lo largo de la cadena de suministro:
• A gran escala (GW): hidroeléctrica reversible (bombeo), almacenamiento térmico.
• Almacenamiento en redes (MW): pilas y baterías; condensadores y superconductores;
volantes de inercia.
• A nivel de usuario final (kW): baterías, superconductores, volantes de inercia.
En general, estos sistemas de almacenamiento se encuentran poco extendidos en el sistema
eléctrico español y no suponen un porcentaje significativo de la energía generada, aunque los
sistemas de bombeo pueden tener desarrollo en los próximos años.
Nota: se puede señalar como proyecto pionero a gran escala el de la central hidroeólica Gorona del Viento (isla de El
Hierro), que permite almacenar parte de la energía eléctrica generada a partir de los aerogeneradores en forma de
energía hidroeléctrica. Ésta se acumula empleando la electricidad no volcada a la red en el bombeo de agua.
b) Sistema Gasista
Las infraestructuras actualmente existentes son de dos tipologías diferentes:
• Almacenamientos subterráneos de gas natural: el gas se almacena en el subsuelo
aprovechando antiguos yacimientos [Gaviota (Vizcaya), Serrablo (Huesca) y Marismas
(Huelva)] o se inyecta en acuíferos profundos o en cavidades generadas en formaciones
salinas [Yela (Guadalajara)]. La capacidad operativa de almacenamiento es de 31.700
GWh de gas natural, lo que supone una capacidad de almacenamiento reducida respecto
a otros Estados miembros.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 8
• Almacenamiento de gas natural licuado (GNL) en las plantas de regasificación: de las 23
plantas de regasificación existentes en Europa, 6 de ellas se encuentran en España con
una capacidad de almacenamiento de 3,5 millones de m3 (o 22,8 TWh) de gas natural
licuado. Por tanto, España presenta una capacidad elevada de almacenamiento de GNL en el marco de la UE y
constituye una pieza clave en la “Estrategia sobre el gas natural licuado (GNL) y el almacenamiento de gas” publicada por la
Comisión Europea en 2016.
Nota: las plantas de regasificación operativas se encuentran en Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao, Mugardos, y
Sagunto. El Musel (Gijón) no ha entrado en operación.
Es preciso señalar la obligación legal de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de
gas natural que asciende actualmente a 20 días de ventas o consumos firmes en el año natural
anterior. CORES es la entidad responsable de supervisar la existencia de dichas existencias.
c) Hidrocarburos líquidos
La capacidad de almacenamiento de productos petrolíferos alcanza los 13,84 millones de m3, de
los que el 53% corresponde a depósitos de CLH.
La obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos
en España asciende actualmente a 92 días equivalentes de las ventas o consumos
computables, que deben mantenerse en todo momento. De estos 92 días de obligación total,
CORES mantiene 42 días (existencias estratégicas) mientras que la industria mantiene los 50
días restantes (reservas de la industria).
6. ENERGÍA, MEDIO AMBIENTE Y SOSTENIBILIDAD: EMISIONES E INTENSIDAD
ENERGÉTICA
5.1 CONCEPTO
Un sistema energético se puede calificar como sostenible cuando se puede mantener durante
un horizonte temporal dilatado sin agotar los recursos o causar daños irreversibles al medio
ambiente. Dos parámetros fundamentales que definen la sostenibilidad de un sistema son: a)
Las emisiones totales de CO2, por su contribución al calentamiento global; y b) La intensidad
energética resultante, entendida como la energía consumida en relación a la actividad
económica. El objetivo de sostenibilidad de toda planificación energética consiste en minimizar
ambos factores, con el fin de garantizar una mitigación del calentamiento global y a la vez
generar una actividad económica poco intensiva en el consumo de recursos energéticos.
5.2 EMISIONES
El Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI), gestionado por el Ministerio para la
Transición Ecológica, recopila la información relativa a las emisiones y sumideros de gases de
efecto invernadero según lo previsto por la Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático
(UNFCCC) y su Protocolo de Kioto, así como por el Reglamento 525/2013 de la UE de
notificación de emisiones de gases de efecto invernadero.
Las emisiones totales de la economía española durante 2017 ascendieron a 340,2 millones de
toneladas equivalentes de CO2 (un 4% más que en 2016). Los sectores que generaron un mayor
porcentaje de estas emisiones fueron:
• Transporte: 26%
• Generación de electricidad: 20%
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 9
• Industria: 19%
Destaca el descenso experimentado en las emisiones desde 2007 hasta 2014 a causa de dos
factores fundamentales:
a) El descenso del consumo de energía como consecuencia de la recesión económica y el
consiguiente descenso del PIB.
b) El buen funcionamiento del sistema de comercio de derechos de emisión comunitario
introducido en España por la Ley 1/2005, además de otros mecanismos análogos.
La reactivación de la actividad económica a partir de 2014 ha revertido esta tendencia.
5.3 INTENSIDAD ENERGÉTICA
Se define la INTENSIDAD ENERGÉTICA como el ratio entre la energía consumida en un año y el
PIB en un país. El dato publicado por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energia
(IDAE) para 2016 es el siguiente:
Intensidad E. Primaria (ktep/ 10€)
España (2015) 0,1050 (ajustada a paridad de poder de compra)
UE-28 (2015) 0,1255
En España se ha producido un descenso de este parámetro del 22% desde el año 2000, un
buen indicador de la mayor eficiencia de la economía, que precisa menor consumo de energía
para producir actividad. En los últimos años este parámetro se mantiene estable.
Nota: el Balance Energético 2018 del MITECO proporciona un valor de 110,8 tep/ millón de € (equivalente a 0,1108 ktep/10 €)
aunque este dato no está ajustado a paridad de poder de compra ni puede compararse con los datos de la UE.
También se utiliza la intensidad de la energía final.
El análisis de la intensidad energética por sectores de actividad muestra que en el sistema
energético español sólo el sector del Transporte posee una intensidad energética superior a la
media comunitaria. La razón principal es el mayor peso del transporte de mercancías por
carretera respecto a los modos ferroviario o marítimo que en otros países, siendo el modo
carretera más intensivo en el consumo de energía.
7. MERCADOS ENERGÉTICOS
Se ha procedido en las últimas dos décadas a la creación de mercados mayoristas organizados
en los sectores eléctrico y de gas natural, con el objetivo de mejorar la transparencia y
objetividad en la formación de precios y avanzar gradualmente hacia un mercado único europeo.
Se analiza a continuación la evolución en cada uno de los sectores:
8.1 SECTOR ELÉCTRICO
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en su artículo 11 fijaba la futura existencia de un mercado
de producción de energía eléctrica con las siguientes características: “El mercado de producción
de energía eléctrica es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y
venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energía eléctrica. El
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 10
mercado de producción de energía eléctrica se estructura en mercados a plazo, mercado diario,
mercado intradiario, la resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios
complementarios, la gestión de desvíos y mercados no organizados”.
En junio de 2007 el esfuerzo de aproximación de los sistemas eléctricos de España y Portugal
cristalizaba en el inicio de la operación del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL). Para su
gestión son claves las figuras del OPERADOR DEL MERCADO (que realiza la gestión y liquidación
de los mismos: el Operador del Mercado Ibérico) y el OPERADOR DEL SISTEMA (que realiza la
gestión técnica y económica de los mercados de ajustes: Red Eléctrica de España).
8.2 SECTOR DE GAS NATURAL
La Ley 8/2015 distingue entre:
• Mercado Primario: en el que actúan los productores y los importadores de gas natural,
considerándose externo al sistema gasista.
• Mercado Secundario: en el que actúan los importadores y los comercializadores,
considerándose parte del sistema gasista y en el que se ha creado el Mercado Ibérico del
Gas Natural (MIBGAS), de concepción y funcionamiento análogo al MIBEL. La primera
sesión del MIBGAS se celebró en diciembre de 2015.
Es preciso subrayar que tanto MIBEL como MIBGAS son mercados organizados, existiendo
además mercados no organizados en torno a transacciones bilaterales acordadas directamente
entre los agentes o a través de brokers. En el caso del sector eléctrico, la mayoría de las
transacciones se gestionan en MIBEL; en cambio, en el sector gasista, las transacciones
bilaterales son mayoritarias.
8. MERCADOS DERIVADOS
Un CONTRATO DERIVADO O SIMPLEMENTE “DERIVADO” es un acuerdo de transferencia de
riesgo cuyo valor se deriva del de un activo subyacente. Por tanto, los mercados de derivados
energéticos son aquellos en los que se negocian este tipo de productos financieros en los que el
activo subyacente es el precio de un producto energético. Entre los productos derivados más
comunes destacan:
• Futuros: son contratos de compra-venta de energía en firme en un período especificado y a
un precio fijo.
• Opciones: son contratos que dan al comprador el derecho, pero no la obligación, de adquirir
o vender energía con un período y precio determinados. El comprador de la opción paga una
“prima” por la posibilidad de no ejercer el derecho.
Estos mercados brindan a los compradores y los vendedores la posibilidad de poder realizar la
cobertura de sus riesgos de forma adecuada. En el caso del sistema energético español, es
destacable la importancia de los siguientes mercados a plazo de electricidad:
• Mercados organizados de futuros: OMIP, gestionado por el Operador del Mercado IbéricoPolo Portugués (OMIP), forma parte del MIBEL y el European Energy Exchange (EEX).
• Mercado no organizado (denominado over the counter-OTC): son gestionados por
agencias de intermediación. Suponen en volumen el 95% de los mercados a plazo.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 11
El activo subyacente de la mayor parte de contratos de futuros en estos mercados es el precio
spot (o precio al contado) de la electricidad.
Como muestra de la liquidez de los mercados a plazo y de su importancia para la estabilidad del
sector eléctrico, la suma del volumen negociado en mercados organizados y no organizados
durante el ejercicio 2017 fue de 143.900 GWh, lo que supuso el 57% de la demanda eléctrica
peninsular durante ese año (252.000 GWh).
El seguimiento mensual de ambos mercados es realizado por la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia (CNMC).
9. ESTRUCTURA EMPRESARIAL
El sector energético destaca por la concentración empresarial y la internacionalización de las
grandes corporaciones resultantes. Las grandes inversiones en infraestructuras, tanto de
generación eléctrica como de procesamiento y transporte de electricidad, gas o petróleo, han
ejercido de barrera de entrada a la actividad. Estas barreras han persistido en las actividades
reguladas relacionadas con la instalación y operación de redes.
En cambio, la liberalización de las actividades de comercialización de productos energéticos ha
permitido la entrada de agentes que no tienen intereses en otras etapas de la cadena de valor
pero pueden obtener beneficio o a través de una eficiente gestión de las carteras de
aprovisionamientos y clientes o bien mediante el trading puro, es decir, participando únicamente
en la compra y venta de energía sin suministrar a clientes finales. Aunque estos agentes
concentran una cuota reducida del mercado (en torno al 25% de cuota de negocio en
electricidad y el 30% en gas natural), su actuación incrementa la liquidez de los mercados y
ejerce de incentivo a que las grandes empresas del sector sean más competitivas.
El sector energético español está constituido por cinco grandes grupos en los sectores eléctrico y
gasista, presentes tanto en la comercialización como en la distribución: Iberdrola, Endesa,
Naturgy, EDP España (grupo de capital portugués) y Viesgo. A estos hay que añadir Repsol y
CEPSA en el sector de hidrocarburos líquidos, presentes en todas las etapas de la cadena de
valor. Por último, con una dimensión mucho más reducida pero con un gran valor estratégico, los
transportistas de electricidad y gas Red Eléctrica de España y Enagas, participados por la SEPI.
Además existen una serie de empresas clasificadas en otros sectores como la fabricación de
bienes de equipo mecánicos y eléctricos o de servicios de ingeniería que han registrado
crecimientos notables en paralelo a la instalación de ciclos combinados en la década del 2000 o
del despliegue de energías renovables a partir de 2005. Estas empresas han seguido el camino
de la internacionalización y los proyectos tipos PPP o project finance: es el caso de Siemens
Gamesa (eólica, resultante de la fusión de Siemens Wind Power y Gamesa en 2017) o Abengoa
(solar y biocarburantes) o las divisiones energéticas de grandes ingenierías como Técnicas
Reunidas.
Un concepto de utilidad para la aproximación a la estructura empresarial es el de los operadores
dominantes, que son aquellas empresas que alcanzan en un mercado previamente delimitado
una cuota de mercado superior al 10%. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
pública periódicamente la lista de operadores dominantes en cada sector.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 12
Nota: En noviembre de 2018, según resolución de la CNMC, los operadores dominantes eran los siguientes:
SECTOR ELÉCTRICO
OPERADORES DOMINANTES
ACTIVIDAD TOTAL ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ACTIVIDAD DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD
GRUPO ENDESA GRUPO ENDESA GRUPO ENDESA
GRUPO IBERDROLA GRUPO IBERDROLA GRUPO IBERDROLA
GRUPO EDP/ HIDROCANTÁBRICO GRUPO EDP/ HIDROCANTÁBRICO GRUPO EDP/ HIDROCANTÁBRICO
GRUPO GAS NATURAL FENOSA GRUPO GAS NATURAL FENOSA GRUPO GAS NATURAL FENOSA
GAS NATURAL
OPERADOR DOMINANTE
GRUPO NATURGY
GRUPO ENDESA
CARBURANTES
OPERADOR DOMINANTE
GRUPO REPSOL
GRUPO CEPSA
GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO
OPERADOR DOMINANTE
GRUPO REPSOL
GRUPO CEPSA
Como ejemplo de las cuotas de mercado, la CNMC ofrece los siguientes datos en el mercado minorista de la electricidad:
• Endesa: 37%; Iberdrola: 22%; Gas Natural Fenosa: 14%
Mientras que en el mercado minorista del gas natural:
• Gas Natural Fenosa: 47%; Endesa: 17%
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 13
10. PRECIOS ENERGÉTICOS
Los precios de la energía proporcionan información sobre el grado de competencia y liquidez de
los mercados, además de reflejar en el corto plazo las tensiones entre oferta y demanda que
pueden amenazar la seguridad de suministro.
Existe gran diversidad de precios energéticos:
• En función del mercado analizado: del mercado mayorista (entre comercializadores) o del
minorista (consumidor final);
• En función del elemento que se comercializa: coste de la materia prima o incluyendo los
costes de la red (peajes) y la carga impositiva;
• En función del horizonte de entrega del producto: precios al contado o spot
(generalmente con entrega en un plazo inferior a un mes) o precios a largo plazo o
futuros.
• En función del tipo de tarifa: libre o regulada (fijada por el Gobierno). En España
subsisten precios regulados de la electricidad (PVPC) y el gas natural (TUR) a los que se
pueden acoger los consumidores domésticos, así como un precio regulado del GLP
envasado.
Con el fin de garantizar una comparación homogénea y robusta entre los precios registrados en
diferentes en Estados miembros, la Unión Europea ha introducido mejoras en la metodología de
obtención, desglose y reporte de los precios de los productos energéticos, especialmente la
electricidad y el gas natural, tratando de reflejar el precio final en la factura del consumidor. Los
precios de los productos petrolíferos suelen registrar menores diferencias entre Estados
miembros, al existir un mercado mundial suficientemente líquido y ser el margen del refino un
parámetro bastante constante. Como resultado de ese ejercicio, anualmente, la Comisión
Europea publica un informe titulado Precios y Costes de la Energía en Europa.
Una de las principales críticas de esta metodología es su inclusión de los impuestos. Excluyendo
estos, se acentúa el incremento de precio en España respecto a la media de la UE, lo que
repercute negativamente en la renta disponible de los hogares y la competitividad de la
industria.
10.1 ELECTRICIDAD
La creciente interconexión física y operativa entre los mercados ha incrementado la
convergencia de precios en la UE. Sin embargo, España continúa mostrando desacoplamiento a
causa de su reducida capacidad de interconexión con Francia. Esto se traduce en precios
relativamente elevados incluyendo la materia prima, coste de la red e impuestos:
• Quinto precio más elevado de electricidad para los hogares, por encima de 200 €/MWh,
• Decimocuarto precio más elevado de electricidad para la industria, por encima de 80
€/MWh,
En España, el precio diario (entrega al día siguiente) de la electricidad en el mercado organizado
MIBEL es uno de los principales parámetros utilizados para comprobar su evolución y su
comparación con los precios de otros mercados organizados europeos.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 14
10.2 GAS NATURAL
En el caso del gas natural se reproduce la misma situación, España continúa mostrando
desacoplamiento a causa de su reducida capacidad de interconexión con Francia y su
dependencia del GNL, cuyo precio es superior al del gas ruso y noruego por gasoducto del que se
nutre el resto de la UE. Esto se traduce en precios relativamente elevados incluyendo la materia
prima, coste de la red e impuestos:
• Sexto precio más elevado de gas natural para los hogares, por encima de 70 €/MWh,
• Decimoctavo precio más elevado de gas natural para la industria, en torno a 30 €/MWh,
En España, el precio diario del gas natural en el mercado organizado MIBGAS es uno de los
principales parámetros utilizados para comprobar su evolución y su comparación con los precios
de otros mercados organizados europeos.
11. EVOLUCIÓN, SITUACIÓN ACTUAL Y TENDENCIAS
11.1 EVOLUCIÓN
En las últimas décadas se han llevado a cabo los siguientes procesos en los mercados
energéticos nacionales:
• Desintegración vertical de los monopolios regionales que ejercían actividades de producción,
transporte, distribución y comercialización en el sector eléctrico a partir de la Ley 54/1997.
• Desintegración vertical de los monopolios regionales que ejercían actividades de
regasificación, almacenamiento básico, transporte, distribución y comercialización en el
sector del gas natural a partir de la Ley 34/1998.
• Extinción del monopolio de petróleos (CAMPSA).
• Privatización de los activos públicos (salida parcial del capital de Enagas y REE y total de
empresas como CLH, Repsol y Endesa).
• Separación de las actividades en todos los sectores entre actividades reguladas
(relacionadas con las redes de transporte y distribución) y no reguladas o liberalizadas
(comercialización).
Estos procesos, así como la progresiva internacionalización de los mercados no son singulares
del sistema energético español sino que son fruto de las sucesivas directivas de mercado
interior de la Unión Europea iniciadas en 1996.
11.2 SITUACIÓN ACTUAL
El sector energético español suministra un insumo esencial para la economía y, por tanto,
depende del crecimiento económico en general y del sector industrial en particular. El
crecimiento sostenido del PIB desde 2018 ha hecho crecer la demanda de electricidad, gas e
hidrocarburos líquidos aunque se ha observado recientemente un cierto desacoplamiento en la
correlación PIB-demanda, descendiendo la intensidad energética gracias a una mejora la de la
eficiencia.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 15
La demanda eléctrica en España alcanzó en 2018 los 259.000 GWh, un 0,8% más que en 2017
a pesar de que el PIB creció un 2,3%. La demanda de gas también se mantuvo constante
respecto al ejercicio anterior, en torno a los 350.000 GWh. Por último, la demanda de productos
petrolíferos se mantuvo por tercer año consecutivo en torno a los 58-59 millones de toneladas.
El sector energético español presenta las siguientes características:
• Infraestructuras maduras y con suficiente capacidad para suministrar la demanda a medio
plazo.
• Grandes grupos empresariales saneados y con capacidad de innovación y ejecución de
nuevas inversiones, con capacidad de competir en otros mercados europeos o en
Sudamérica, especialmente a partir de la compra de empresas locales.
• Experiencia en la integración de energías renovables en el sistema eléctrico y potente sector
de bienes de equipo y servicios de ingeniería asociados.
El sector afronta unos años de incertidumbre tecnológica, en los que la planificación y la
regulación proporcionarán la certidumbre necesaria para que se acometan las inversiones
necesarias para la transición ecológica.
11.3 TENDENCIAS
Las tendencias se pueden clasificar en dos grandes categorías:
• Tecnológicas: la inversión en I+D+i energética cobra especial importancia en un contexto de
transición energética en el que los efectos de red pueden favorecer la rápida penetración de
aquellas empresas que consigan introducir antes un producto en el mercado. Entre estas
inversiones se pueden citar las siguientes:
o Proyectos de smart grids, impulsados por transportistas y distribuidores de
electricidad, con el fin de adaptar las redes a las nuevas posibilidades en aspectos
como telegestión, gestión activa de la demanda, generación distribuida o desarrollo
de la movilidad eléctrica.
o Proyectos de gestionabilidad de la creciente generación con tecnologías renovables y
almacenamiento de energía eléctrica.
o Proyectos de producción de biometano de origen renovable o hidrógeno, con el fin de
aprovechar la capilaridad de las redes de gas natural.
• Empresariales: se tiende a la paquetización de servicios, al igual que en sectores análogos
como el de las telecomunicaciones, presentando ofertas globales que incluyan todos los
servicios energéticos requeridos por el consumidor (carburante, electricidad, gas). Estas
ofertas incorporarán progresivamente servicios añadidos que incorporen al consumidor al
mercado, utilizando las crecientes oportunidades que proporcionarán las smart grids y los
sistemas de gestión de la demanda.
Asimismo, los grandes grupos empresariales tienden a tener activos y cartera de suministros
multienergéticos, incrementando la diversificación y posibilitando ofrecer los paquetes de
servicios referidos anteriormente. Esta tendencia es especialmente acusada en el caso de
aquellos grupos empresariales con más presencia en los sectores de petróleo y gas, que
pretenden incorporarse a la creciente electrificación de la economía aprovechando su
presencia en los puntos de consumo a través de la red de estaciones de servicio y su
trayectoria de fidelización del cliente.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T06-Sistema Energético Español 16
Dentro de estos movimientos se pueden citar el producto Cepsa Hogar, que unifica
electricidad, gas y carburante o la reciente adquisición de Viesgo (generación y
comercialización de electricidad) por Repsol.
