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Juan E. Iranzo Martín*
Manuel Colinas González**
LA ENERGÍA EN ESPAÑA:
UN RETO ESTRATÉGICO
El sector energético se perfila como un sector estratégico en la economía globalizada.
La energía supone uno de los pilares básicos que mantienen el denominado «Estado del
bienestar». Como consecuencia, la correcta utilización de la energía y la liberalización
de los mercados devienen en elementos clave para conseguir un suministro estable. En
España, con el alto grado de dependencia observado, se hace necesario recurrir a otras
fuentes energéticas diferentes a las tradicionales, como es el caso de las energías
renovables, y fomentar algunos modelos ya existentes como es el caso de la energía
nuclear.
Palabras clave: economía de la energía, política energética, balance energético, biocarburantes, ciclos
combinados, economía globalizada, energía nuclear, energías renovables, sector energético, dependencia
energética.
Clasificación JEL: L71, L94, L95, N74, O13, Q42, Q48.
1.
La importancia de la energía en la economía
española
Intensidad energética
La economía española ha registrado un incremento
sostenido generador de empleo desde 1995 hasta
2007. En efecto, la economía española ha crecido por
encima del 3,2 por 100 anual acumulativo, lo que ha
permitido crear más de 7,5 millones de empleos. Este
proceso ha sido intensivo en consumo de energía, especialmente eléctrica, por su alta elasticidad renta.
* Director General del Instituto de Estudios Económicos.
** Responsable Área Finanzas Corporativas Instituto de Estudios
Económicos.
España, durante los últimos años, ha experimentado un
incesante crecimiento del consumo energético, involucrando a todos los sectores económicos, ya desde los
comienzos liberalizadores del sector energético, cuando, siguiendo la misma corriente liberalizadora de otros
países, España optó por la desintegración vertical, basada en la separación de las infraestructuras y de los
servicios que se prestan sobre ellas.
La evolución económica de España, ligada inexorablemente a la de Europa, ha supuesto un desarrollo notable en cuanto a la gestión y a la utilización de la energía. El aumento progresivo en el consumo energético se
produce no sólo en el consumo de energía final1, sino
1
Energía que se consume directamente por los usuarios (carbón, gas,
productos petrolíferos y electricidad).
ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
Mayo-Junio 2008. N.º 842
ICE
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JUAN E. IRANZO MARTÍN Y MANUEL COLINAS GONZÁLEZ
GRÁFICO 1
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO ENERGÉTICO
EN ESPAÑA
(En Ktep*)
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
2002
2003
2004
Consumo Energía Final
2005
2006
2007**
Consumo Energía Primaria
NOTA: * Miles de toneladas equivalentes de petróleo.
** Los datos para el año 2007 corresponden a la cifra acumulada de los
tres primeros trimestres del año.
FUENTE: Instituto de Estudios Económicos (IEE), Dirección General
de Política Energética y Minas (DGPEM).
también en el consumo de energía primaria2. No obstante, hay que resaltar que ya en el año 2006 se han
apreciado descensos en ambos tipos de consumo energético según la AIE3, y ello debido principalmente a un
considerable aumento en la eficiencia y en la gestión
energética dentro de la actividad económica, aunque no
se debe olvidar que las temperaturas medias alcanzadas han favorecido el control de dichos consumos.
Si observamos la evolución del consumo energético
(Gráfico 1) sobre una serie temporal más amplia, se
aprecia el incremento progresivo de dicho consumo, sobre todo en lo concerniente a la energía primaria.
2
Aquélla utilizada para la obtención de la energía final (petróleo, gas
natural, carbón, hidroeléctrica y energía nuclear), además se pueden
incluir las diferentes energías renovables.
3
AIE es la Agencia Internacional de la Energía (International Energy
Agency) creada en 1974 por la Organización para la Cooperación y el
Desarrollo Económico (OCDE) tras la crisis del petróleo de 1973. Su
finalidad es la de coordinar las políticas energéticas de todos sus
Estados miembros.
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ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
Mayo-Junio 2008. N.º 842
El consumo de energía primaria en España, a tenor de
lo que se observa en el Cuadro 1, se basa principalmente
en la utilización del petróleo y de sus derivados, suponiendo en 2006 más de un 50,5 por 100 del total de energía
primaria consumida. El lugar preferente que ocupa el petróleo dentro de la energía primaria es un fenómeno crónico en nuestro país, aunque se debe resaltar que se ha reducido bastante desde el 73 por 100 que representaba,
sobre el total, en 1975, y el 52,6 por 100 en 2002. Por otro
lado, observamos un constante aumento en la utilización
del gas natural, que ha pasado de ser aproximadamente
del 14,7 por 100 del consumo en 2002, a representar una
proporción del 18,1 por 100 en el año 2006.
En lo referente al consumo de energía final, en el
Cuadro 2 se observa que el consumo de productos petrolíferos sigue encabezando la lista de energía final
consumida. Los productos petrolíferos suponen un 60,2
por 100 de toda la energía final consumida en 2006, si
bien hay que tener en cuenta que, al igual que ha pasado en el consumo de energía primaria, el peso de este
componente ha ido disminuyendo desde el 74,4 por 100
que representaba en 1975 sobre el consumo total, a ser
el 62,6 por 100 en el año 2002. El consumo eléctrico se
sitúa en segundo lugar, con un 21,2 por 100 del total de
la energía final consumida.
Por otro lado, se observa en 2006 una disminución
generalizada, al igual que en el caso del consumo de
energía primaria, en el consumo energético final con la
salvedad del consumo de electricidad, que se ha visto
aumentado en torno a un 2,9 por 100 respecto del año
anterior. Por su parte, el gas natural representó un 16,4
por 100 del total de energía consumida en 2006, frente
al 17,6 por 100 que supuso sobre el total en 2005.
En España, existe un elevado consumo de energía
para la producción de electricidad. Como principal método de producción destaca la generación térmica, con
un total de 195.542 GWh b.g.4 en régimen ordinario, lo
4
Gigawatios hora medidos a la salida del generador, por oposición a
GWh b.c.: idem, puestos en la red.
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
CUADRO 1
CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA. DISTRIBUCIÓN POR TIPO DE FUENTE
(En %)
Carbón . . . .
Petróleo . . .
Gas natural.
Hidráulica . .
Nuclear. . . .
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1975
1985
1995
2002
2006
Variación
1975-2006
17,90
73,20
1,60
3,90
3,40
27,00
55,90
3,10
3,80
10,20
19,30
55,95
7,75
2,15
14,85
17,60
52,55
14,75
2,25
12,85
12,10
50,35
18,05
8,35*
11,15
–5,80
–22,80
16,45
—
8,10
NOTA: * Incluye energía hidráulica y las otras energías renovables, que por su incidencia representan un porcentaje significativo.
FUENTE: Instituto de Estudios Económicos (IEE), Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM).
CUADRO 2
CONSUMO DE ENERGÍA FINAL. DISTRIBUCIÓN POR TIPO DE FUENTE
(En %)
Carbón . . . .
Petróleo . . .
Gas natural.
Electricidad .
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1975
1985
1995
2002
2006
Variación
1975-2006
9,5
74,4
2,2
13,9
10,1
68,5
3,6
17,8
3,9
68,4
9,5
18,1
2,7
62,6
15,4
19,3
2,2
60,2
16,4
21,2
–7,3
–14,2
14,2
7,3
FUENTE: Instituto de Estudios Económicos (IEE), Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM).
que supone un leve aumento del 0,9 por 100 respecto
del año anterior. Se debe resaltar el aumento considerable en la utilización del gas natural para la generación eléctrica, que supuso un incremento del 23,6
por 100 en 2006 respecto del año anterior, lo que supone un montante final de 66.221 GWh b.g. en régimen
ordinario; la energía nuclear representa el 27 por 100
del mismo, cifra que en el futuro, por lo menos, se debería de mantener. Por último, la demanda total nacional de energía eléctrica creció en torno al 3 por 100 en
el año 2006, con un total de 282.582 GWh b.c, considerando que la producción nacional ha supuesto 302.780
GWh b.g. en el año 2006, se observa un diferencial
cercano al 6,7 por 100.
Esto se ha debido, sobre todo, a la demanda industrial y del transporte, así como a la climatología favora-
ble que se ha observado. Como consecuencia final, el
consumo durante el año comentado ha decrecido un 1,8
por 100 respecto al observado en 2005.
Respecto a las energías primarias, hay que destacar
que en el último trimestre de 2006 el consumo de productos petrolíferos descendió un 0,2 por 100 respecto al mismo período del año 2005, resaltando el aumento de la
demanda de carburantes en el sector de transporte, si
bien dejando clara la diferencia entre el consumo de gasóleos y el consumo de gasolinas. En lo referente al consumo final de carbón, fue un 6,4 por 100 menor que en el
año 2005. Finalmente, en cuanto a electricidad para usos
finales, en 2006 experimentó un aumento del 2,9 por 100,
aumento que fue inferior al registrado en 2005.
El consumo de energía primaria descendió durante el
año 2006 un 1,3 por 100.
ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
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CUADRO 3
GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO POR TIPO DE FUENTE
(En %)
2002. .
2003. .
2004. .
2005. .
2006. .
2007* .
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Carbón
Petróleo
Gas natural
Hidráulica
Nuclear
Resto
Total
35,1
35,4
33,1
31,3
33,8
29,5
0,5
0,5
0,4
0,2
0,2
0,2
2,5
0,9
1,3
0,5
0,2
0,1
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
22,1
22,1
21,3
19,0
19,8
18,9
NOTA: * Los datos para el año 2007 corresponden al promedio de los tres primeros trimestres del año.
FUENTE: Instituto de Estudios Económicos (IEE), Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM).
Vulnerabilidad del Sector Energético en España
La garantía de suministro en todo momento debe
constituir el principal objetivo de la política energética,
sin embargo, el conjunto de la Unión Europea (UE) viene experimentando una creciente dependencia energética, con la excepción de Dinamarca. Esta dependencia
se ha visto incrementada por el aumento del consumo
interno, y también por la caída en la producción autóctona de energía de los países componentes de la Unión,
que se cifró en un 4,2 por 100 en 2005. La Unión Europea (UE) manifestó una tasa de dependencia del 56,2
por 100 en 2005, frente al 54 por 100 en 2004, esto es,
el 56 por 100 de las necesidades energéticas dependen
directamente de las importaciones que se hacen desde
países terceros, que no siempre tienen la estabilidad
económica y política que permiten pensar en la inexistencia de problemas en lo referente al suministro. España ha sido un país que ha mantenido una constante dependencia energética exterior, como consecuencia de la
falta de recursos autóctonos necesarios para hacer
frente a la ya conocida evolución económica del país.
Este crecimiento económico que se ha venido experimentando en los últimos años ha incrementado esa tasa
de dependencia de manera sobresaliente, en concordancia con el aumento del consumo energético final
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ICE
ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
Mayo-Junio 2008. N.º 842
para el desarrollo industrial y el uso privado. Como consecuencia de ello España se sitúa con una tasa de dependencia en torno al 85,1 por 100 a finales de 2007,
por el incesante aumento en el consumo de energía interna, que ya a finales de 2005 se incrementaba en un
2,1 por 100 respecto del año anterior, y con unas importaciones netas del sector energético que aumentaron el
7,7 por 100 también respecto al mismo año.
Una vez estructurados estos datos se debe reflexionar sobre la situación, cada vez más deficitaria, del autoabastecimiento interno en España. Así, en el Cuadro 3, se observa una disminución paulatina de la capacidad de autoabastecimiento, proveniente en parte del
ya comentado crecimiento económico experimentado
en el país, así como por el aumento del consumo privado en general, y el uso mínimo de energías alternativas.
Como se puede observar, ya en el año 2006 España se
encontraba con un grado de dependencia superior al 80
por 100; sin embargo, en el año 2007 se ha constatado
por Eurostat5; que esta dependencia se ha situado, en
porcentaje, con un valor que supera el 85 por 100.
5
Eurostat es la Oficina estadística de las Comunidades Europeas.
Esta oficina es la generadora de datos oficiales para la Unión Europea,
además de procurar la necesaria armonización en los métodos
estadísticos de los distintos Estados miembros.
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
En relación con el gas natural España mantiene su
dependencia importadora de países que no tienen estabilidad política, económica y social. Esto presupone incertidumbre a la hora de tener cubiertas las necesidades requeridas para el consumo interno, lo que implica
la necesidad de crear sistemas de reservas propios que
puedan asegurar el abastecimiento lineal de las necesidades de este combustible.
Sigue siendo Argelia, seguida de Nigeria, el país del
que más se abastece España en lo que se refiere a gas
natural. Si bien es cierto que el papel de países como
Qatar o Trinidad y Tobago se ha visto incrementado en
los últimos años en detrimento de las importaciones provenientes de otros países, como es el caso de Noruega.
En lo que se refiere a la procedencia del petróleo importado por España, se observa un abanico más amplio
de países que con respecto al sistema importador de
gas natural. Rusia se ha convertido en el primer país exportador de petróleo a España, seguido a cierta distancia de México y de Nigeria. Como en el caso del gas natural, nos encontramos con un alto grado de dependencia, acentuado por la existencia de un cartel que maneja
y controla el precio y la producción de petróleo. Esto supone una inferencia muy notable en la evolución de los
precios del activo, provocando incertidumbre respecto
de su evolución futura. Sin embargo, en el sector de los
hidrocarburos nos encontramos con un sistema logístico maximizado en constante evolución que permite generar reservas para un plazo respetable, como se analizará en el siguiente apartado.
Logística del suministro: stocks estratégicos
La demanda de productos petrolíferos y sus derivados, en especial gasolinas y gasóleos, depende directamente de una serie de aspectos que van a determinar el
grado de consumo; así, la orografía del territorio, la distancia a recorrer por los individuos, la estructura impositiva y el nivel de renta, junto con los precios de medios
alternativos de transporte que utilicen otro tipo de combustibles que no sean los provenientes del mundo fósil.
El mercado español de productos petrolíferos está liberalizado desde 1992, si bien es cierto que el sistema de
precios permaneció estatalmente controlado hasta
1998. En España se importa aproximadamente el 98
por 100 del crudo, que posteriormente se procesa en las
refinerías, y que proviene de un abanico de países que
en los últimos años se ha incrementado en número,
concluyendo así una disminución del riesgo país, a diferencia de lo que históricamente venía ocurriendo al estar las importaciones sometidas a un reducido grupo de
cuatro o cinco países exportadores, cuya estabilidad política y económica no es ni ha sido, en su mayoría, muy
fiable. Esta situación acrecienta la importancia de contar
con un dimensionamiento correcto en cuanto al sistema
logístico y de reservas estratégicas de los diferentes
productos petrolíferos. En general, las refinerías españolas producen más del 81 por 100 de los productos
consumidos en el país, viéndonos obligados a importar
el resto de productos, sobre todo aquellos en los que
España se muestra deficitaria, como es el caso de los
gasóleos, y exportando, fundamentalmente a Estados
Unidos de América, el exceso de gasolinas que nuestro
sistema produce. Todo esto es consecuencia, como
bien se puede apreciar, de que nuestro parque automovilístico ha pasado a estar formado mayoritariamente
por automóviles que se impulsan a través de la utilización del gasóleo (60,23 por 100 del consumo de hidrocarburos), con un consumo en 2006 de 35.281 KTm6.
Sin embargo, en lo que se refiere al consumo de gasolinas, se situó en el mismo período de tiempo en 6.961
KTm (9,82 por 100 del consumo de hidrocarburos).
Como consecuencia de lo expuesto, en el año 2005 se
importaron más de 14 millones de toneladas de gasóleo
y se exportaron casi tres millones de toneladas de gasolina.
En cuanto a la gestión de las reservas en el sistema
de hidrocarburos español se mantienen existencias de
seguridad a través de la Corporación de Reservas
6
Miles de toneladas.
ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
Mayo-Junio 2008. N.º 842
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JUAN E. IRANZO MARTÍN Y MANUEL COLINAS GONZÁLEZ
Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), que
se dedica al mantenimiento y a la gestión de una parte
de las reservas mínimas de hidrocarburos y al control y
a la inspección de las que mantienen otros sujetos colaboradores del sistema de reservas de hidrocarburos,
como es el caso fundamentalmente de la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH). El Real Decreto
1716/2004, que regula los stocks mínimos de seguridad, obliga en su artículo 2 a mantener un mínimo de 90
días de stocks de emergencia, dando capacidad al Gobierno para regular el uso de estos stocks de emergencia durante cualquier tipo de perturbación en el sistema
de abastecimiento de hidrocarburos. Por su parte, la
CORES mantiene y gestiona stocks estratégicos para
30 días de consumo, con un margen complementario
del 10 por 100, quedando las restantes reservas pertenecientes a un intervalo de 60 días de consumo, con un
margen de un 10 por 100, en manos de operadores del
sector, principalmente, como se ha comentado anteriormente, en manos de la CLH.
La Compañía Logística de Hidrocarburos juega un
papel importantísimo en la gestión y en el mantenimiento del sistema logístico de hidrocarburos en España, ya que su gestión, así como los avanzados sistemas de información en tiempo real que aplica a la distribución y almacenamiento de productos, han hecho
que el sistema logístico de hidrocarburos español sea
uno de los más eficientes y admirados del mundo. La
compañía gestiona una estructura de oleoductos que
comunican la mayor parte de las zonas estratégicas de
consumo españolas, realizando una gestión de Banking en tiempo real, y permitiendo la utilización de las
instalaciones pertenecientes a la compañía por cualquier cliente, en igualdad de condiciones, y mediando
contratos negociados, totalmente transparentes y no
discriminatorios para aquellos. Esto ha supuesto que la
CLH se posicione como ejemplo a imitar dentro del
transporte y almacenamiento de hidrocarburos. La
CLH cuenta con un share del 80 por 100 del mercado,
propiciado por sus 38 instalaciones de almacenamiento (con más de 6,5 millones de m3), 28 instalaciones
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ICE
ECONOMÍA DE LA ENERGÍA
Mayo-Junio 2008. N.º 842
aeroportuarias (con 144.000 m3), así como la utilización en los casos necesarios, de dos buques fletados
(time-charter, con 37.549 toneladas de peso muerto).
Además mantiene aproximadamente el 60 por 100 de
las reservas estratégicas nacionales en sus instalaciones, en colaboración con la CORES.
En fin, la CLH, con sus 3.473 Km de oleoductos, así
como su sistema de gestión integral automatizado, con
un dispatching central que supervisa y controla todos
los sistemas automáticos en todas sus instalaciones,
aseguran un correcto abastecimiento de los hidrocarburos demandados a escala nacional, y además consigue
las deseadas eficacia y eficiencia energética, así como
un máximo respeto por el medio ambiente, controlando
de manera sobresaliente cualquier tipo de efecto negativo para éste.
El suministro de gas natural, ha evolucionado en los
últimos años de manera notable en España, convirtiéndose en un elemento clave para la producción de electricidad final, a través de los denominados ciclos combinados que permiten llevar a cabo la generación con una
reducción energética del proceso y una clara minimización de impacto medioambiental con respecto a otras
técnicas de obtención de energía eléctrica para consumo. Como se ha comentado en otros apartados, España se aprovisiona de sus necesidades de gas natural
utilizando un abanico relativamente amplio de países,
según lo preceptuado en la propia Ley de Hidrocarburos, que indica la necesidad de no someterse a concentración de más del 60 por 100 de las necesidades de
aprovisionamiento en un único país exportador.
Es evidente que el sector del gas natural en España
ha tenido un fuerte desarrollo en los últimos años, siendo el porcentaje de crecimiento de la demanda de este
producto superior a la demanda global energética española. La producción nacional es muy escasa, algo más
de 1,2 por 100 de la oferta anual, por lo que se hace necesario el aprovisionamiento a través de los comentados gasoductos y, en su caso, a través de los buques
metaneros, que cada vez se hacen más necesarios debido al aumento de la demanda de gas natural. Gran
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
cantidad del gas que es importado por España, concretamente una tercera parte, se lleva a cabo a través de
gasoductos, principalmente provenientes de Argelia y
de Noruega. El resto se recibe directamente de las regasificadoras situadas en la Península (Cartagena, Bilbao,
Huelva, Barcelona y Sagunto).
La empresa encargada de la logística y de la gestión
del almacenamiento de las reservas de gas natural en
España es Enagás, que es el gestor técnico del sistema,
encargado de llevar a cabo la gestión integral y la coordinación de todos los agentes intervinientes en el mismo. También Enagás se encarga de parte del transporte, regasificación y almacenamiento, junto con otras
compañías del sector. Enagás cuenta con un total de
7.609 Km de tuberías, diseñadas para operar a presiones cercanas a los 80 bares. Además, la empresa cuenta con 11 estaciones de compresión con una potencia
total instalada de 313.159 Cv7. Mediante estas instalaciones se eleva la presión del gas, llegando hasta los 80
bares, maximizando con ello la capacidad de transporte
de los gasoductos. Finalmente, hay que destacar las
plantas regasificadoras, a las cuales llega el gas mediante buques metaneros a una temperatura de 160 °C
bajo cero, por tanto, en estado líquido. En las plantas regasificadoras se aumenta la temperatura del gas natural
licuado, transportado en los buques metaneros, transformándolo a su estado gaseoso, inyectándose así en
los gasoductos para ser transportado a toda la Península. Actualmente hay tres plantas regasificadoras, en
Barcelona, Cartagena y Huelva.
España carece de suficientes almacenamientos subterráneos para consignar unas reservas estratégicas y
de seguridad que permitan un margen holgado para los
casos en los que se produzcan disfunciones en la entrada del producto en España, si bien se está haciendo un
esfuerzo para lograr mejorar esta situación. El gas se almacena en el subsuelo, normalmente aprovechando
antiguos yacimientos, inyectándose en acuíferos pro-
7
Caballos de vapor.
fundos, o bien introduciéndolo en cavidades generadas
por formaciones salinas. Enagás tiene la gestión de dos
almacenamientos subterráneos, Serrablo y Gaviota. En
Serrablo se cuenta con un gas inmovilizado de 280 millones de m3, y con una cantidad de gas útil de 820 millones de m3. Por su parte Gaviota cuenta con 1.135 millones de m3 de gas inmovilizado, con 1.346 millones
de m3 de gas útil. En ambos yacimientos, y durante el
año 2006, se sumaron 200 millones de m3 más en cada
uno de ellos.
Las inversiones llevadas a cabo por las empresas del
sector que se sitúan en más de 7.278 millones de euros,
han mejorado tanto la logística como la distribución final
logrando también no sólo la ampliación y la mejora de la
red de transporte, sino, además, el aumento de las capacidades de regasificación y de almacenamiento.
El procedimiento para acceder al sistema está regulado legislativamente, de manera similar a lo que se
viene produciendo en el sector eléctrico. La Orden del
Ministerio de Industria, Transportes y Telecomunicaciones 3996/2006, de 29 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de
terceros a las instalaciones gasistas, regula, como su
nombre indica, el acceso a las instalaciones de gas,
aunque hay que tener en cuenta las posteriores correcciones de dicha Orden.
El sector eléctrico es un sector estratégico por excelencia en las políticas energéticas de los países. Ya en
2007 la generación neta era de 23.044 GWh, con una
demanda final de 22.364 GWh (b.c). La inversión en infraestructuras ha llevado a que, en la actualidad, se
pueda disponer de una capacidad de reserva de algo
más del 10 por 100 de la demanda requerida, que servirá para atender las puntas de consumo. Además conviene recordar la creciente apuesta inversora por las
centrales de ciclo combinado y las energías renovables,
como elementos esenciales para la plena garantía de
suministro eléctrico.
Red Eléctrica Española (REE) es la compañía responsable de la gestión y de la operatividad del sistema
eléctrico español, incluyendo la red de transporte del
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mismo. El sistema operativo, por medio de las tecnologías de información, concluye datos en tiempo real que
maximizan la gestión, con el objetivo de resolver cualquier tipo de problema en cuanto a la continuidad de suministro de energía eléctrica. La empresa cuenta con
sistemas de control eléctrico que supervisan el funcionamiento íntegro del sistema eléctrico, utilizando como
medio de transporte de la electricidad más de 33.000
Km de líneas de muy alta tensión y 2.746 posiciones de
subestaciones con un total de capacidad de transformación que supera los 55.200 MW. Además Red Eléctrica
Española proporciona la sostenibilidad y la disponibilidad de la red llevando a cabo el mantenimiento de ésta,
y garantizando también el acceso a terceros a la propia
red de transporte.
Los procedimientos para acceder y conectarse a la
red de transporte de instalaciones de generación, consumo o distribución, se establecen en el Real Decreto
1955/2000. Para el acceso de terceros, ya sea productor, distribuidor o consumidor cualificado, debe hacer su
solicitud a Red Eléctrica Española, como operador del
sistema gestor de la red de transporte. Finalmente, no
se debe olvidar que uno de los problemas fundamentales, en lo que se refiere a la logística eléctrica radican en
la escasa capacidad de interconexión con Francia y, por
tanto, con Europa, lo que nos sitúa como una auténtica
«isla eléctrica».
Expansión de las energías renovables
Las energías renovables en España han experimentado un incremento más que notable durante el año
2007, produciéndose un avance muy importante en el
sector de los biocarburantes, también una evolución
nada desdeñable en lo referente a la energía solar fotovoltaica, y una consolidación del sector generador de
energía eólica, lo que coloca a España como una de las
tres primeras potencias mundiales en generación energética mediante energía eólica.
España ocupa también puestos relevantes en cuanto
a la producción de: etanol, generación hidroeléctrica,
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así como la utilización de energía solar fotovoltaica. Curiosamente nos encontramos dentro de la lista de los
cinco países más importantes del mundo, no sólo a nivel
de utilización energética, sino además a nivel de inversión en infraestructuras. Como reflexión sobre las posiciones que ostenta España dentro de las principales
energías renovables, se podrá apreciar en lo referente a
la energía eólica que España estaba situada en segundo lugar en cuanto a existencias en el año 2006, sólo
por detrás de Alemania. La posición que ocupa España
en cuanto a las producciones de etanol y de biodiésel es
algo inferior.
En una comparativa sobre la tecnología energética
empleada para generar energía, España está presente en casi todas las estructuras de generación energética mediante energías renovables. Esto hace que
España se encuentre a la cabeza, junto con otros países europeos, en la producción de este tipo de energías, lo que no es óbice para dejar de insistir en la necesidad de estructurar correctamente, esto es, fiscal,
económica y legalmente, todo el sector de la producción energética.
La estrategia energética en España se sustenta en la
denominada E4 o Estrategia Española de Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012, cuyo objetivo es promover el ahorro y la eficiencia energética, así como la garantía y la sostenibilidad en el suministro de ésta. Para
su concreción se determinan planes de acciones, como
el Plan de Acción 2005-2007, cuyos objetivos globales
se basaron en la reducción de un 8,5 por 100 del consumo de energía primaria, y respecto de la dependencia
del petróleo, una reducción del 20 por 100. El fundamento de la estrategia se centra principalmente, y dentro de la «generación en régimen especial», en las energías renovables y en la cogeneración, así como en el
denominado mix de generación (energías renovables +
energías procedentes de centrales de ciclo combinado
alimentadas por gas).
Para llevar a cabo la implantación y el desarrollo de
las diferentes energías renovables en España, se ha establecido el denominado PER o Plan de Energías Reno-
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
vables (2005-2010), que supone la revisión del anterior
Plan de Fomento de la Energía (2000-2010).
Tomando como horizonte temporal el año 2010, el
PER se propone los siguientes objetivos:
— Un compromiso de cobertura con energías renovables como mínimo del 12 por 100 del total de la energía
consumida.
— 29,4 por 100 de la generación eléctrica llevada a
cabo con energías renovables.
— 5,75 por 100 de utilización para biocarburantes en
el sector del transporte.
Aunque las energías renovables atraen la atención de
todos los actores tanto económicos como sociales, y
aun cuando se están llevando a cabo políticas incentivadoras de su uso, el desarrollo futuro de estas energías
en España debe ser racional, por lo que la sobreproducción puede generar importantes distorsiones, siendo especialmente «peligrosos» los cultivos energéticos.
2.
De la planificación al mercado
El sector energético ha sido uno de los más afectados
por la intervención del sector público en la mayoría de
los países desarrollados entre los años sesenta y
ochenta del Siglo XX. Los problemas energéticos se trataban de resolver mediante la planificación centralizada,
en cuyo marco las empresas privadas apenas tenían
margen de maniobra. En España, la planificación se
materializó en los denominados Planes Energéticos Nacionales, de carácter plurianual, el primero de los cuales
se puso en marcha en 1975 (PEN-75). El sector energético español partía de una situación con grandes problemas, debido al elevado peso dentro de nuestra estructura productiva de sectores altamente intensivos en energía, a la utilización de tecnologías muy consumidoras de
recursos energéticos y al elevado peso del petróleo
dentro de nuestra estructura energética, en un contexto
de fuerte dependencia con respecto al exterior para
nuestro abastecimiento. En esta situación, los objetivos
de los Planes fueron varios: a) garantizar el suministro
energético, b) diversificar la participación de las distintas
energías primarias en el balance energético para evitar
los riesgos derivados de una excesiva concentración en
el petróleo, c) evitar la dependencia excesiva del exterior utilizando al máximo fuentes energéticas nacionales
y creando stocks estratégicos, d) minimizar los costos
de abastecimiento, e) racionalizar el uso de la energía
para evitar despilfarros y f) reducir los impactos sobre el
medio ambiente. La experiencia, sin embargo, demostró
que la planificación no fue capaz de resolver nuestros
problemas energéticos, e incluso contribuyó a agravarlos. Tras la subida del precio del crudo en 1973, se optó
por subvencionar su uso impidiendo que el aumento del
coste se trasladase al consumidor final, de modo que la
demanda y la intensidad energética de nuestra economía continuaron aumentando, agudizando tanto los problemas de nuestro sector exterior como los presupuestarios, puesto que las subvenciones se realizaron con
cargo a los presupuestos públicos. La estrategia seguida en los países comunitarios fue la opuesta, permitiendo que los precios al consumo reflejaran el encarecimiento del crudo y poniendo en práctica medidas de incentivo del ahorro energético. Cuando la tendencia en
los mercados internacionales se invirtió, las caídas de
los precios sólo se trasladaron en parte a los precios finales. De este modo, se favoreció la transformación de
su modelo energético, reduciendo su dependencia del
petróleo y, por tanto, la vulnerabilidad de su sistema productivo ante las variaciones de los precios de dicho recurso.
En nuestro país no es hasta 1979 cuando, dentro del
marco del PEN-78, se decide acabar con las subvenciones y aplicar una política de precios reales. Sin embargo, se mantuvo un fuerte intervencionismo y se siguió
aplicando el método de la planificación centralizada durante muchos años sin dejar operar apenas al mercado.
Si se hubiera permitido que éste actuase libremente y
que los precios enviasen las señales adecuadas, muy
probablemente ahora disfrutaríamos de una estructura
menos dependiente del petróleo y menos vulnerable.
El marco regulatorio que afecta al sector eléctrico ha
sufrido varias modificaciones a lo largo de las dos últi-
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mas décadas del Siglo XX. En 1985 se crea la Red
Eléctrica Española, el operador independiente de la
red nacional de transporte, a partir de los activos de
alta tensión de las demás compañías eléctricas, primer
paso en la configuración de un sistema susceptible de
operar bajo las reglas del libre mercado. No obstante,
el sector eléctrico se seguía moviendo dentro de un
contexto caracterizado por el fuerte intervencionismo y
los pactos entre el Estado y las empresas eléctricas
como mecanismo para regular su funcionamiento. En
1987 se inaugura el denominado Marco Legal Estable
(MLE), nuevo esquema regulatorio cuyos elementos
distintivos eran la planificación centralizada y la remuneración de las actividades eléctricas conforme a los
denominados costes estándar. Éstos eran los costes
reconocidos a las empresas eléctricas de forma individual por las actividades de generación y distribución, y
eran calculados de forma estandarizada. Dichos costes se actualizaban periódicamente con un índice de
precios sin tener en cuenta la evolución de los costes
de producción, de modo que la diferencia entre éstos y
los costes reconocidos eran beneficios para la empresa, lo que ofrece un incentivo al incremento de la capacidad productiva. En 1988 la compañía pública Endesa
es parcialmente privatizada.
En 1994 se aprueba la LOSEN, Ley de Ordenación
del Sector Eléctrico Nacional, que pretendía introducir
competencia en el mercado eléctrico de forma gradual,
para lo cual proponía la creación de un mercado eléctrico competitivo, el denominado sistema independiente,
que funcionaría en paralelo al sistema vigente. Asimismo, obligaba a las eléctricas a llevar a cabo una separación contable entre las actividades de generación y distribución y creaba la Comisión Nacional del Sistema
Eléctrico, un organismo regulador y consultivo independiente, aunque con limitada capacidad de decisión, predecesor de la actual Comisión Nacional de la Energía.
No obstante, el nuevo sistema nunca llegó a entrar en
vigor, ya que el nuevo gobierno elegido en 1996 puso inmediatamente en marcha una reforma más ambiciosa,
recogida en la Ley del Sector Eléctrico de 1997 (LSE),
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en línea con los requerimientos de las directivas comunitarias.
El objetivo de la Ley del Sector Eléctrico era introducir
competencia y libertad de empresa en el sector. Los pilares sobre los que se sustenta son los siguientes: a) separación de actividades entre reguladas y no reguladas,
b) libertad de entrada en estas últimas, c) derecho de
acceso de terceros a la redes, d) libre elección de suministrador y e) creación de un mercado mayorista de
electricidad en el que los precios se fijan libremente en
función de la oferta y la demanda. La separación de actividades entre reguladas y no reguladas tiene por objeto
introducir mayor competencia en aquellos segmentos
donde no se presentan problemas de monopolio natural, y que, por tanto, puede funcionar perfectamente en
un marco de libertad. En el caso del sector eléctrico, las
tareas que pueden funcionar en régimen de competencia conforme al nuevo modelo son las de generación y
comercialización, mientras que las de transporte y distribución, por presentar características de monopolio natural debido a que son actividades de red, continúan reguladas con objeto de evitar el abuso de poder de mercado y garantizar un acceso no discriminatorio a las
redes para todas las empresas que operan en los segmentos competitivos.
Un elemento clave del nuevo sistema lo constituye el
derecho de acceso de terceros a las redes de transporte
y de distribución. Cualquier comercializador podrá utilizar las redes de distribución instaladas en la zona donde se encuentren sus clientes para hacer llegar a éstos
la electricidad que han adquirido. Para ello, deberán pagar a su propietario, que tiene la obligación de permitir el
acceso a las mismas, un canon o peaje cuya cuantía
será fijada administrativamente para evitar el abuso del
poder de monopolio derivado de la existencia de una
única red.
La Ley del Sector Eléctrico establece, asimismo, la
separación jurídica entre las actividades reguladas y las
liberalizadas, de tal modo que, dentro de una misma
empresa, no se pueden realizar conjuntamente actividades reguladas y no reguladas. No obstante, el mismo
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
grupo empresarial sí puede operar en ambos segmentos mediante empresas jurídicamente independientes y
mantener una separación contable de sus operaciones.
La finalidad de esta disposición es impedir prácticas anticompetitivas que dificulten la entrada de nuevos competidores en los ámbitos no regulados, como por ejemplo el establecimiento de subsidios cruzados. El nuevo
marco consagra la libertad de elección del suministrador
para los consumidores cualificados. Desde el 1 de enero de 2003 todos los consumidores pueden escoger libremente suministrador de electricidad. No obstante,
aún subsiste el mercado a tarifa, de modo que cada
consumidor puede elegir si se mantiene en el mismo o
se cambia al mercado liberalizado. En el primer caso,
seguirá pagando una tarifa interna fijada por la Administración, que incluye tanto la electricidad consumida
como el uso de las redes, mientras que en el segundo
caso, podrá elegir comercializador y pagar por la electricidad consumida al precio que libremente pacte con
éste, además de un peaje por el uso de las líneas. Sin
embargo, el número de consumidores que han abandonado la tarifa y han cambiado de suministrador ha crecido muy lentamente debido fundamentalmente a que las
tarifas fijadas por la Administración para el mercado regulado son tan bajas que no dejaba margen suficiente a
las comercializadoras para ofrecer precios atractivos.
Dentro de los dos pilares del nuevo sistema eléctrico
destaca la creación de un mercado mayorista organizado de electricidad o pool, en el que participan las compañías generadoras, distribuidoras y comercializadoras.
Todas ellas pueden presentar sus ofertas y sus demandas al pool, fijándose como resulta un precio. También
existe la posibilidad de realizar contratos bilaterales de
compraventa. La gestión del nuevo mercado se encomienda a la Compañía Operadora del Mercado Español
de Electricidad (OMEL). Cabe señalar, asimismo, la
creación de un órgano regulador independiente, la Comisión Nacional de la Energía, encargado de la vigilancia del correcto cumplimiento de las condiciones de
competencia en el sector. De acuerdo con este sistema,
por tanto, las actividades liberalizadas son retribuidas
por el mercado, mientras que la remuneración de las actividades reguladas se realiza con cargo a las tarifas y a
los peajes. En este nuevo contexto, otro elemento clave
del nuevo sistema es el reconocimiento a las empresas
eléctricas del derecho a recibir un pago en concepto de
Costes de Transacción a la Competencia (CTCs), para
compensarles por la pérdida de ingresos sufrida como
consecuencia del descenso de los precios derivado de
la liberalización, que les impedirá amortizar las inversiones realizadas dentro de un marco regulatorio que les
garantizaba una retribución superior. La recuperación
de estos costes se realizará mediante un sistema de diferencias hasta el año 2010.
En el nuevo marco regulatorio, a diferencia del modelo anterior, la planificación estatal posee un carácter indicativo, y consiste fundamentalmente en la realización de previsiones sobre la evolución de la demanda y de aquellos condicionantes del mercado que
pueden influir sobre la actividad de los agentes privados, con la finalidad de facilitar la toma de decisiones
tanto de éstos como de la Administración. El ámbito
de la planificación vinculante se ha reducido considerablemente, limitándose tan sólo a lo relativo a la
creación de redes de transporte, tanto de electricidad
como de gas.
La Ley del Sector Eléctrico, por otra parte, establece
un tratamiento jurídico y económico diferenciado que se
denomina «régimen especial» para las energías renovables, de cogeneración o que empleen residuos, cuando su potencia instalada no exceda de los 50 MW. El
éxito de este régimen queda patente al comprobar el
fuerte desarrollo que han experimentado este tipo de
energías a lo largo de los últimos años: la capacidad instalada se ha más que duplicado, mientras que la producción se ha triplicado. Para el desarrollo de una auténtica liberalización del sector eléctrico es necesaria la
eliminación definitiva de las tarifas, que se deben de
sustituir por precios libres, resultantes de la oferta y la
demanda, que además reflejarían las escaseces relativas y servirían para eliminar el déficit tarifario e impulsaría el ahorro de energía.
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La evolución del sector del gas natural ha estado
marcada por la planificación centralizada, la intervención directa del Estado mediante la empresa pública
Enagás, creada en 1972, con el fin de extender por
todo el territorio nacional la red de gasoductos, y los
acuerdos entre el Gobierno y las empresas distribuidoras como mecanismo de regulación del funcionamiento
del sector. En 1994 Enagás es adquirida por Gas Natural, y en 1996 se produce un importante hito en la historia de este sector, con la entrada en funcionamiento del
gasoducto Magreb-Europa que conecta la Península
ibérica con Argelia.
La Ley del Sector de Hidrocarburos de 1998 (LSH)
supone la liberalización del sector y la creación de un
nuevo sistema cuyo funcionamiento es similar al del
eléctrico. Se establece una distinción entre las actividades que pueden desarrollarse en régimen de libre
competencia y las actividades reguladas, encontrándose dentro del primer grupo la adquisición, la producción
y la comercialización del gas natural, mientras que las
actividades de regasificación, almacenamiento, transporte y distribución serían sometidas a regulación, y su
retribución fijada administrativamente. Los distribuidores deberán hacerse cargo del suministro de gas a los
clientes que permanezcan a tarifa y permitir el acceso
a sus redes a comercializadores y clientes cualificados. Al igual que en el caso de la electricidad, los consumidores cualificados (que desde el 1 de enero de
2003 son todos) podrán elegir libremente su suministrador de gas natural. Aquellos que no deseen el cambio de suministrador podrán permanecer en el mercado regulado pagando una tarifa fijada administrativamente. No obstante, a diferencia del sector eléctrico,
en este caso no se ha creado ningún mercado o pool
nacional. El gas es adquirido por los compradores españoles a los productores internacionales mediante
contratos a muy largo plazo. De acuerdo con el nuevo
modelo, la mayor parte de las instalaciones de transporte (gasoductos de alta presión), almacenamiento y
regasificación, es decir, las que componen la denominada red básica, quedaban en manos de Enagás, que
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también desempeña la función de gestor técnico del
sistema, mientras que Gas Natural se hacía cargo de la
mayor parte de las redes de distribución.
Hasta la década de los ochenta, la actividad del sector petrolero se desenvolvió bajo un régimen de monopolio controlado por la empresa pública Campsa. En
1981 se creó el Instituto Nacional de Hidrocarburos,
que agrupaba a las empresas del sector de propiedad
pública. Las primeras reformas, realizadas en 1984 y
en 1985, vinieron impuestas por la obligación de abrir
el mercado a nuestros socios comunitarios. Su finalidad fue permitir la privatización parcial del antiguo monopolio público, así como la liberalización de las importaciones procedentes de la Unión Europea y de la comercialización de productos petrolíferos. En 1992 se
da un importante paso hacia la liberalización del sector
con la promulgación de la Ley de Ordenación del Sector Petrolero, que llevó a cabo una reestructuración de
la actividad de distribución consistente en la desintegración vertical de la antigua empresa pública, su completa privatización y la extinción de su tradicional monopolio. Los activos de transporte y distribución primaria quedaron en manos de la Compañía Logística de
Hidrocarburos, que presta servicios a todos los operadores, mientras que las estaciones de servicio se repartieron entre Repsol, Cepsa y British Petroleum. Al
mismo tiempo, se liberalizaron completamente las actividades de importación, distribución y comercialización
de productos petrolíferos, aunque todavía se requería
una autorización administrativa y el Gobierno seguía fijando los precios máximos de las gasolinas.
No es hasta la aprobación de la Ley del Sector de
Hidrocarburos de 1998, cuando se liberaliza definitivamente el sector, suprimiendo el sistema de precios
máximos y el régimen de autorización administrativa
para el ejercicio de actividades de refino, transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización, que
es sustituido por la mera autorización de instalaciones. Las actividades de exploración, investigación y
explotación siguen requiriendo autorización o concesión, que confiere a sus titulares el derecho a realizar
LA ENERGÍA EN ESPAÑA: UN RETO ESTRATÉGICO
dichas actividades en exclusiva en las áreas otorgadas. Además, los titulares de las instalaciones de almacenamiento y transporte de productos petrolíferos
deberán permitir el acceso a terceros a dichas instalaciones.
El carbón se emplea fundamentalmente para la generación de electricidad, y sólo una mínima parte es utilizada en los procesos productivos de otras industrias,
fundamentalmente la siderúrgica y la cementera. El sector carbonero ha estado fuertemente regulado tanto por
presuntas razones sociales como por su valor estratégico. Así, hasta el año 1998 las empresas eléctricas tenían la obligación de alimentar sus centrales con carbón
de producción nacional, más caro que el extranjero, lo
que suponía la imposición sobre el conjunto de la economía de unos sobrecostes por el consumo de electricidad que han podido incidir negativamente sobre nuestra
competitividad exterior. No obstante, al tratarse del único recurso energético del que disponemos en abundancia, puede estar justificado el mantenimiento de una capacidad mínima de explotación y de generación eléctrica a partir del mismo por motivos de garantía del
abastecimiento energético. El sector se liberalizó completamente en el año 1998, en consonancia con la liberación del mercado eléctrico, aunque las empresas mineras han seguido recibiendo ayudas del Estado. Las
medidas de protección al sector no se limitan a las ayudas directas, sino que también incluyen el pago a las
centrales de generación eléctrica de primas por el uso
de carbón nacional que procede de recargos sobre las
tarifas eléctricas, aunque su cuantía se ha reducido progresivamente en los últimos años.
3.
Conclusiones
El grado de autoabastecimiento energético de la economía española es uno de los más bajos del conjunto
de la Unión Europea. La dependencia energética total
se ha ido incrementando desde el 64 por 100, aproximadamente, de hace dos décadas, hasta más del 85
por 100 en la actualidad.
En términos generales, la cantidad de energía requerida para hacer frente a la demanda en la Europa
de los 25, durante el período 2005-2006, permaneció
en 1.637 millones de toneladas (Toe)8. Se debe resaltar que la producción de todos los tipos de energía
cayó el 14,2 por 100 en 2005, resultando un incremento de las importaciones netas en torno al 4,5 por 100.
Por ello la dependencia de las importaciones para la
Europa de los 25 se sitúa en el 56 por 100, frente al 54
por 100 del año 2004. En general, en toda la Unión
Europea, las importaciones han sido dominadas por el
petróleo y por el gas, con un peso proporcional del 60
por 100 y del 25 por 100, respectivamente.
En relación con España nos encontramos, como se
establecía anteriormente, con una serie de rasgos diferenciadores respecto a los parámetros genéricos que se
observan en el resto de los países europeos. Así podemos señalar los siguientes:
· Elevada tasa de dependencia energética que se
sitúa en torno al 85,5 por 100. Como consecuencia de
ello, España se coloca entre los países más dependientes de la Unión Europea, siendo superada solamente por Irlanda, Italia, Chipre, Letonia, Luxemburgo
y Portugal.
· Elevado peso del petróleo como elemento fundamental en el sistema energético español. Así, su peso
en el consumo total de energía primaria del año 2004
fue de un 51 por 100, creciendo aún más en 2005. En
2006, la demanda de productos petrolíferos fue de
62.089 kilotoneladas métricas, un 10,3 por 100 más que
en el año 2005. En el mismo año, la utilización media de
la capacidad de refino se situó en el 94,2 por 100 (el 1,7
por 100 más que en 2005). Las refinerías procesaron un
total de 61,96 millones de toneladas métricas de materia
prima, lo que supone 1,06 millones de toneladas métricas más que en 2005.
8
Toe, es una unidad estandarizada de medida sobre la base de
una tonelada de crudo, que tiene un valor calorífico de 41.868
Gigajulios.
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· Alta intensidad energética en la producción de electricidad. En 2006, la producción de electricidad alcanzó
la cifra de 302.028 millones de KWh, lo que supone un
incremento del 2,5 por 100 con respecto al año anterior,
siendo el consumo eléctrico neto de 259.443 millones
de KWh. En cuanto a la estructura de la producción, el
50 por 100 se produjo mediante la utilización de combustibles fósiles, el 9 por 100 tuvo su procedencia de la
energía hidráulica, el 20 por 100 procedió de la energía
nuclear, el 10 por 100 se generó mediante energías renovables, y el restante 11 por 100 se generó por medio
de la cogeneración y de los residuos.
Para garantizar un crecimiento sostenible en el futuro,
resulta fundamental ahorrar energía, diversificar las
fuentes y desarrollar nuevos procesos.
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