energia espana 2011

7/30/2019 Energia Espana 2011

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LA ENERGÍA

EN ESPAÑA

2011

MINISTERIODE INDUSTRIA, ENERGÍAY TURISMO

SECRETARÍA DE ESTADO

DE ENERGÍAGOBIERNODE ESPAÑA



LA ENERGÍA

EN ESPAÑA

2011

GOBIERNODE ESPAÑA

MINISTERIO

DE INDUSTRIA, ENERGÍA

Y TURISMO

SECRETARÍA DE ESTADODE ENERGÍA



Catálogo general de publicaciones ofcialeshttp://www.060.es

MINISTERIO

DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO

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LA EN ERGÍA EN ESPAÑ A 20113

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 5

ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIÓN GENERAL DEL ESTADO EN MATERIA DE ENERGÍAY MINAS ...................................................................................................................................... 9

1. SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES.................................................................. 11

1.1. Tendencias de los mercados energét icos............................................................................. 13

1.2. Demanda, producción y com ercio energét ico ..................................................................... 21

1.3. Precios energét icos............................................................................................................... 28

2. DEMAN DA DE ENERGÍA EN ESPAÑA ........................................................................................ 33

2.1. Demanda de energía Ƥnal .................................................................................................... 35

2.2. Demanda de energía prim aria .............................................................................................. 37

2.3. Poduccion int erior de energia prim aria y grado de aut oabastecimient o ............................ 40

3. SECTOR ELÉCTRICO ................................................................................................................... 41

3.1. Dem anda eléctrica ................................................................................................................ 43

3.2. Ofert a eléct rica ..................................................................................................................... 45

3.3. Evolución de las tarifas eléctricas y comparación con otros países..................................... 50

3.4. Regulación legal del sector ................................................................................................... 56

3.5. Evolución del m ercado de producción de la electricidad ..................................................... 64

3.6. Evolución económ ica y Ƥnanciera del sector eléct rico ........................................................ 65

4. SECTOR NUCLEAR...................................................................................................................... 69 4.1. Generación eléctrica de origen nuclear ................................................................................ 71

4.2. Pruebas realizadas a las cent rales nucleares españolas, como consecuencia del accident e

en la cent ral nuclear de Fukushima ..................................................................................... 72

4.3. Prim era parte del ciclo de combust ible nuclear ................................................................... 74

4.4. Segunda part e del ciclo del com bustibl e nuclear ................................................................ 75

4.5. Indust ria de fabricación de equipos ..................................................................................... 77

4.6. Evolución del equipamient o energético y desarrollo de infraest ructuras .......................... 78

4.7. I+D......................................................................................................................................... 80

4.8. Norm ativa aprobada y en elaboración ................................................................................ 81

4.9. Ap licación de salvaguardias int egradas a las instalaciones nucleares españolas............... 89 4.10. Acti vidad de organismos int ernacionales .......................................................................... 91

5. SECTOR CARBÓN ....................................................................................................................... 103

5.1. Sit uación actual .................................................................................................................... 105

5.1.1. Panorám ica gen eral del secto r ...................................................................................... 105

5.1.2. Dem anda int erio r .......................................................................................................... 106

5.1.3. Caract erísti cas de la of ert a y del proceso product ivo ..................................................... 107

5.1.4. Com ercio ext erio r ......................................................................................................... 109

5.2. Est ructura del sector ............................................................................................................. 110

5.3. La pol ít ica carbonera en el año 2011 .................................................................................... 111




ÍNDICE

6. SECTOR GAS ............................................................................................................................... 115

6.1. Demanda .............................................................................................................................. 117

6.2. Oferta ................................................................................................................................... 118

6.3. Régim en económico de gases y productos asim ilados ....................................................... 130

6.4. Norm ativa ............................................................................................................................ 153

7. SECTOR PETRÓLEO .................................................................................................................... 157

7.1. Demanda .............................................................................................................................. 159

7.2. Ofert a .................................................................................................................................... 160

7.3. Precios de productos petrol íferos ........................................................................................ 164

7.4. Regulación legal del sector ................................................................................................... 168

8. EFICIENCIA ENERGÉTICA, COGENERACIÓN Y ENERGÍAS RENOVABLES ............................... 171

8.1. EƤciencia energética ............................................................................................................ 173

8.2. Cogeneración ........................................................................................................................ 198

8.3. Energías renovab les ............................................................................................................. 208

8.4. Desarrollo normativo ........................................................................................................... 223

9. ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE................................................................................................... 235

9.1. Ám bit o int ernacional ........................................................................................................... 237

9.2. Unión Europea ...................................................................................................................... 238

9.3. Ám bito nacional ................................................................................................................... 24510. INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO EN EL SECTOR ENERGÉTICO ............................................. 257

10.1. Int roducción ........................................................................................................................ 259

10.2. Instrumentos ...................................................................................................................... 260

10.3. Act ividades de I+D .............................................................................................................. 268

10.3.1. Centro de Investig aciones Energéticas, Med ioamb ientales y Tecnológicas (CIEMAT) .. 268

10.3.2. Centro Nacion al de Energías Renovables (CENER) .................................................. 306

10.3.3. Centro Nacional de Experiment ación en Tecnologías del Hidróg enoy Pilas de Com bustible (CN H2) ................................................................................ 309

11. REDES DE TRAN SPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ........................................................ 313

11.1. Redes eléct ricas. Realizaciones en 2011............................................................................. 315

11.2. Redes gasistas. Realizaciones en 2011 ............................................................................... 326

11.3. Alm acenamient o de reservas est ratégicas de productos pet rolíferos .............................. 330

11.4. PlaniƤcación de las infraestructuras del tr ansport e de energía ........................................ 331

ANEXO ESTADÍSTICO Y M ETODOLO GÍA ...................................................................................... 333




INTRODUCCIÓN

Tras el accident e ocurrido en la central nuclear de

Fukushim a, el Consejo de la Unió n Europea apro-

bó qu e to das las cent rales de la UE deben some-

ter se a unas prueb as de resisten cia (test d e stress)

para verificar su seguridad ant e fenóm enos natu-

rales de carácter extraordinario. El inform e del

Consejo de Seguridad Nuclear correspondient e

a las centrales españolas, destaca que no se ha

ident i f icado n ingún aspecto que suponga una

deficiencia relevant e en la seguridad de estas ins-

ta lac iones y que p ud iera requer i r la adopción

urgent e de actuaciones en las m ismas. Los infor-

m es de los t itulares concluyen que actualment e

se cum plen las bases de d iseño y las bases de

licencia estab lecidas para cada instalación, y lo s

estud ios realizados ponen d e m anifiesto la exis-

tencia de márg enes que aseguran el mant eni-

m iento de las condiciones de seguridad d e las

centrales m ás allá de los supuesto s consideradosen el diseño. Adicionalment e, para increment ar

la capacidad d e respuesta f rente a si tuaciones

extrem as, los t itu lares de las centrales han pro-

puesto la imp lantación de m ejoras relevantes y el

refuerzo de los recursos para hacer frent e a em er-

gencias. Las m ejor as iden ti ficadas se realizarán

en varias etapas, en funció n de sus características

técni cas y de los plazos necesarios para su im-

plantación.

Tam bién en el sector n uclear, en 2011, el Consejo

de Min ist ro s acordó des ignar a l mun ic ip io de

Villar de Cañas (Cuenca), com o em plazamient o

del Alm acén Tempo ral Cent ralizado (ATC) y su

centro t ecnológico. Esta decisión fue adopt ada

ten iendo en cuenta la consecución de l m ayor

consenso social, terr i t or ia l e inst i t ucional, que

tend rá un impacto socioeconóm ico posit ivo, y

que esta lo calización reúne to das las característi-

cas técnicas exigidas para est e tip o de em plaza-

miento .

En mat eria de eficiencia energét ica, en 2011 se

aprobó el Plan de Int ensif icación del A horro y la

Eficiencia Energét ica, que recoge un conj unt o de

veinte medidas en m ateria de transporte y m ovi-

lidad, edificación e iluminación, consumo eléctri-

co, y campañas de divulgación y fo rm ación. En un

hor izont e tem pora l más extenso, también se

aprobó el nuevo Plan de Acción de Aho rro y Efi-

ciencia Energét ica 2011-2020, que constituye el

segundo p lan nacional exigido por la norm ativa

de la UE en este camp o, y da cont inuid ad a los

planes anteriorm ente aprobados en el marco de la

Est r a teg ia de A horro y Ef ic ienc ia Energét ica

en España. A part ir de 2012, los planes en este

campo d eberán ser coherent es con el cum pli-m iento de los ob je t ivos de la UE en la nueva

Directiva cuyo acuerdo po lít ico se ha logrado a

m ediados de este año.

Tamb ién en 2011 se aprob ó un nuevo Plan de

Energías Renovables (PER) 2011-2020, de cara al

cumplim iento de los objetivos de la UE de conse-

guir una cuot a del 20% de energía procedent e de

fuent es renovables en el consumo final brut o deenergía y una cuota del 10% de energía proceden-

te de fu ent es renovables en el consumo d e ener-

gía del sector del t ransporte para el año 2020.

Este plan se aprobó en un context o de estim acio-

nes de crecimient o económ ico y, por tanto , de

consumo energ ético, m uy superiores a las actua-

les, por lo que se está redef iniendo la estrategia

de polí t ica energét ica para el cumplim iento d e

dichos objetivos.




INTRODUCCIÓN

También ha continuado en 2011 una import ante

actividad en los t emas energéticos relacionados

con el medio am biente, continuand o el desarrollo

del paquete com unitario d e m edidas legislativas

sobre energía y cambio cl imát ico, que incluye

tam bién los objetivos citados sobre fuent es reno-

vables y m ejora de la eficiencia energética.

Ha contin uado el desarrollo de las activid ades de

I+D+i en el secto r energét ico, según los objet ivos

establecid os en el Plan Nacional de Investigación

Científica, Desarrollo e Innovación Tecnológica,

2008-2011. La Acción Est ratég ica de Energía y

camb io C limá t ico 2008 -2011 a r t i cu ló cua t ro

Subprogram as Nacionales, siendo uno de ellos el

Subprogram a de Energía, que tenía como ob jeto

favorecer un m odelo energético sostenible, fom en-

tand o el uso de fuent es de energías renovables, la

eficiencia energética, el desarrollo de t ecnologíasde combu stión limp ia y tecnolo gías emerg entes, y

el avance en las áreas de la m ovilidad sosten ible

y el cambio m odal en el transporte, la promoción

de la edificación sostenib le y las áreas de m itig a-

ción del cam bio clim ático no energét icas, obser-

vación del clima y adaptación al camb io climát ico.

Tam bién en este área, el Str ategi c Energy Tech-

nolo gy Plan (SET Plan) impu lsado p or la Com isión

Europea, tiene el objet ivo de acelerar el desarrollo

e imp lantación de t ecnologías bajas en carbono

que sean com pet iti vas en costes. La Alianza Euro-

pea de Investi gación Energética-European Energy

Research Allian ce (EERA) es un instrum ent o del

SET-Plan p ara increment ar la capacidad de Euro-

pa en la Investi gación de Tecno logías Energét icas

con bajas emisiones de carbono. En la actu alidad,

España está representada en siet e de estas inicia-

t ivas indu striales europeas.

A p artir de 2012, las nuevas perspectivas sobre la

evolución económ ica orient an un camb io sustan-

t ivo en la po l í t ica energét ica , que cont inuará

garant izando la segur idad de sumin is t ro , con

m ayor énfasis en la compet itividad y la sostenib i-

liad económica y ambiental, con medid as integ ra-das, de l iberal ización de lo s sector es de gas y

electricidad, de ahorro y eficiencia en la dem an-

da, de increment o de la participación d e las ener-

gías renovables en la of erta y d e cumplim iento

de los objet ivos relacionado s con el cambio cli-

mát ico.




Competencias

Las compet encias sobre energía de la Adm inistra-

ción General del Estado se incluyen en las del

Min isterio de Industr ia, Energía y Turism o por

Real Decret o 1823/2011 de 21 de diciem bre, cuya

estruct ura org ánica básica se estableció po r R. D.

1887/2011 de 30 de diciemb re, desarrollada por

R.D. 344/2012 de 10 de febrero.

Dent ro de éste , en la Secret aría de Estado de

Energía , a la que co r responde , en t re o t ras ,

las sigu ientes comp etencias en m ater ia ener-

gét ica :

– La elab oración de las no rm as en m at er ia ener -

gética y m inera de acuerdo con la legislación

vigente.

– La e laboració n d e las propu est as sob re regula-

ción de la estr uctura de t arifas, precios de pro-

duct os energéticos y peajes de acuerdo con la

legislación vigent e.

– La f orm ul ació n de p ro puest as p ara la co nser -

vación y ahorro d e energía, fom ento d e ener-

g ías renovab les y p lan i f icac ión en m ater iaenergética.

– La elab oraci ón y , en su caso , ap li cación d e las

med idas dirigidas a asegurar el abastecimiento

energético.

De la Secret aría de Estado d e Energía depende la

Subdirección General d e Relaciones Energét icas

Internacionales.

De la Secret aría de Estado d e Energía depende la

Dirección General de Política Energética y Minas ,

cuya estr uctu ra es:

– Subdirección General de Energía Eléctrica.

– Subdirección General de Energía Nuclear.

– Subdirección General de Hidrocarburos.

– Subdirección General de Minas.

– Subdirección General de Planificacion Energética

y Seguimient o.

Organismos adscritos al M inisteriode Industri a, Energía y Turismo:

A t ravés de la la Secretaría de Estad o de Energ ía,

– Inst it ut o para la Reest ructuración de la Mine-

ría del Carbón y Desarroll o Alt ernativ o de las

Comarcas Mineras.

– Inst it uto para la Diversificación y Ahorro de la

Energía (IDAE). Sus funciones son el f om ento

de la ef ic iencia energét ica y de las energías

renovables.

– Corresponde a la Secretaría de Estado de Energía

la tut ela sobre ENRESA, entidad pública empre-

sarial de gestió n de residuos radiactivo s y sobrela Corporación de Reservas Estrat égicas de Pro-

duct os Pet rol íferos (CORES), órgano de gestión

y m antenim iento d e existencias m ínimas de

seguridad de pet róleo y prod uctos petrolíferos.

– Cor respo nd e a la Secret ar ía de Est ado de Ener-

gía canalizar las relaciones del M inisterio de

Industria, Energía y Turismo con la Comisión

Nacional de Energía.

ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIÓN GENERAL DEL ESTADOEN M ATERIA DE ENERGÍA Y M INAS




ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIÓN GENERAL DEL ESTADOEN M ATERIA DE ENERGÍA Y M INAS

Dentr o de la Administración, ot ros Ministerios se

relacionan con los tem as energéticos:

– El Ministerio de Economía y Compet it ividad: A él

está adscrito, a t ravés de la Secretaría de Estado

de Investigación, Desarrollo e Innovación, elCen-

t ro de Investigaciones Energéticas, Medioam-

bientales y Tecnológicas (CIEMAT): Sus funcio-

nes son la in vestig ación y desarrollo de nuevas

tecnolog ías energéticas, junt o con la part icipación

en program as internacionales de este ám bito .

– El Ministerio de Agricult ura, Al imentación y

Medio Ambiente: Regula la in cidencia sobre el

m edio am biente d e to das las actividades, inclu-

yend o las energét icas.

Finalmente, e l Consejo d e Segurida d N uclear

(CSN), organismo independient e de la Adm inis-

tración, es compet ente en m ateria de seguridad

nuclear y prot ección radioló gica.



1. SITUACIÓN Y PERSPECTIVASINTERNACIONALES




SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACION AL ES

En este capítulo se destacan por un a parte, los

prin cipales aspectos de la evolución de los merca-

dos energét icos internacionales en los últ imo s

años, especialm ent e en la Unión Europea, de

acuerdo con las polít icas y los datos publicados

por la Comisión Europea, la Agencia Int ernacional

de la Energía y ot ros Organismo s y empresas

int ernacion ales. Tamb ién se incluyen, por su rele-

vancia, consideraciones sobre las repercusiones

del accident e de Fukushima y lo s resultado s de la

CoP de Durban relativa a cambio climático.

1.1. TENDENCIAS DE LOS MERCADOSENERGÉTICOS

Los indicadores de consum o energét ico a nivel

global continúan m anteniendo una tendencia al

alza, acomp añando a la recuperación económ icaen algun as áreas, y con los efecto s asociados

sobre el m edio amb iente. No obstante, persisten

los objet ivos de las polí t icas energét icas para

conseguir un sum inistro de energía f iable, abun-

dante y b ara ta en tod as las áreas de l m undo,

dado que se esti m a (WEO 2011) que, to davía, en

to rno al 20% de las personas –alrededor de 1.200

m illon es de ciudad anos– carecen de acceso a la

electricidad.

Por ot ra part e, en ocasiones, las prioridades en

mat eria de polít ica energética responden a solu-

ciones a cort o plazo, en lu gar de ref orzar las accio-

nes encaminadas a reducir la int ensidad energét i-

c a d e l a e co n o m í a y l a so s t e n ib i l i d a d . L o s

acont ecimientos experimentados com o conse-

cuencia de l accident e nuc lear en Fukush ima,

supusieron la reapert ura en la escena int ernacio-

nal del debat e sobre la energ ía nuclear. También

los cam bio s polít icos y sociales que se produjeron

en im port antes países del norte de Áf rica y Orien-

te M edio, llamaron la atención sobre la fiabilidad

d e l s u m in i st r o e n e rg é t i c o . Si n e m b a rg o , l a

p re o c u p a c ió n re s p e ct o d e l a s e xp e c t a t i v a s

m acroeconóm icas y, en part icular, las variables

financieras de determ inadas econom ías europeas,

redujeron la atención sobre los problem as asocia-

dos a la energía y el medio ambient e.

Las dudas que afectan a las perspectivas econó m i-

cas tienen lóg icament e un impacto d irecto en las

previsiones de demanda y of erta energét ica. Una

disminución en las estim aciones de crecimient o

del PIB global suaviza las presiones en el cort o pla-

zo sobre la demanda d e mat erias prim as, inclu-

yendo los producto s energéticos. No obstante, los

ind icadores g loba les permanecen ina l te radosfrent e a las pequeñas variaciones que pueda supo-

ner un a desaceleración d e las econo mías avanza-

das. Las expectativas sobre el crecimient o d e la

población mu ndial cont inúan prácticamente sin

m odificaciones, y se espera, por tant o, un creci-

m iento anual m edio del 3,5% hasta el horizont e

del 2035 (WEO 2011). Esta cifra supone un aumen -

to en t orno a 1.700 m illones de personas.

En el mism o sentid o, fuera d e la OCDE las pers-

pecti vas económ icas sufren po cas alteracion es en

sus prevision es. De esta for m a, las econo m ías no

OCDE supondrán un 9 0% de la población adicio-

nal, y un 70% del increm ent o del PIB. Cabe desta-

car el peso específico de Chin a en esto s avances,

que en la actualidad se ha convertido en el m ayor

consumidor m undial de energía, por delante de

los EE.UU.





Increment os en los precios de producciónde pet róleo

Los inform es de la OPEP anticipan una caída glo-

bal de la demanda de p etróleo para el año 2012.

Europa y los Estados Unid os reducen su dem anda

de pet róleo por la acentuada d esaceleración m un-

dial que está t eniendo la econom ía global y que

para el caso euro peo se vería pot enciada por lo s

p lanes de auster idad. También la ca ída de la

dem anda de product os pet rolíferos se debe al per-

feccionamient o de la ef ic iencia de vehículos y

otr os mét odos de t ransport e, y en especial, al de-

sarrollo de nuevas tecnologías como la híbrida que

gradualment e alcanza mayores cuotas en el m er-

cado. Los países emergent es, princip alment e Chi-

na e India, asum en prácticament e la to talidad de

la nueva dem anda de petróleo, sobre todo para

abastecer a su nueva flo ta d e vehículos de uso pri-vado y com ercial.

Sin em bargo, y frent e a la lógica a primera vista,

pese a que la dem anda disminuye, el precio sigue

aument ando. Para muchos analistas (Baker Hug-

hes, CGES, etc.) esto n o es m ás que una con se-

cuencia de los increment os en los costes de pro-

ducción, que afecta in cluso a p aíses con costes

relativam ente bajos, com o Arabia Saudit a, quedebe aplicar cada vez una tecnología más avanza-

da y costosa para cum plir con sus metas de pro-

ducción. Para el caso concret o d e este país, la pro-

pia comp añía estatal, Saudi Aram co, estim a que

el agotamiento prom edio de los camp os existen-

tes de petró leo es del 29%. El campo d e Abqaiq -el

m ás antig uo- con un 74 % de sus reservas agot a-

das, el gigant esco campo d e Ghawar al 48 % de

sus reservas agot adas y con el m ás joven Sha-

ybah, sólo con el 5 % agot ado. La prop ia Saudi

Aramco ha reconocido que con el f in de ayudar a

com pensar la disminu ción natural de los camp os

m aduro s, llevará a cabo perfo raciones adicionales

en los camp os existent es e iniciará proyecto s de

producción off-shore.

Por otr a parte, las nuevas pot encias energét icas

com o Brasil y Ango la, cuyas fut uras fuent es de

recursos provendrán principalment e de campo s

m arít im os, aument arán la capacidad de prod uc-

ción glob al pero a unos mayor es costes de pro-

ducción.

Los avances del gas nat ural

El consumo m undial de gas natural creció un 2,2%

en 2011. El crecimiento del consumo fue superioral prom edio en Asia, Oriente Medio y Am érica del

Nort e, donde lo s bajos precios llevaron a u n creci-

m iento m ás robusto. Fuera de Nort eamérica, los

m ayores aument os de volum en en el consumo

fueron en China (21,5%), Arabia Saudit a (13,2%) y

Japón (11,6%). Esto s aum ent os fueron parcial-

m ente com pensados por el mayor descenso regis-

tr ado en el consum o de gas de la UE (-9,9%),

im pulsado po r una econom ía débil, la subida delos precios, el clima cálido y el crecimient o con-

ti nuo en la generación eléct rica con energías re-

novables.

Por el lado de la ofert a, la produ cción m undial de

gas nat ural creció un 3,1%. Los EE.UU. (7,7%)

reg ist ra ron e l m ayo r aumen to de l vo lumen a

pesar de los precios del gas m ás bajo s, y siguen

siendo el m ayor product or del m undo g racias a la





15

explot ación de los yacimient os de gas natu ral no

convencional. La producción t amb ién creció rápi-

dam ent e en Qat ar (25,8%), Rusia (3,1%) y Turk-

menistán (40,6%), compensando los descensos en

Libia (-75,6%) y Reino Un ido (-20,8%). Como f ue

el caso para el consumo , la UE registró el m ayor

descenso de la p roducción de g as (-11,4%), debido

a una combinación de campos m aduros, el m ante-

nim iento y el consum o regional débil.

Debido a la evolución del consumo , el comercio

m undial de gas natural refleja un aum ento relat i-

vament e m odesto, del 4% en 2011. Los envíos de

GNL crecieron un 10,1%, con las expor tacion es de

Qatar a la cabeza (34,8%). Entre los impo rtador es

de GNL, el mayor crecimient o volum étrico fue en

Japón y el Reino Unido . Las necesidades energét i-

cas de Japón t ras los accident es nucleares de

Fukushima provocaron que el gobierno nipón esti-mulara de form a muy significativa sus imp ortacio-

nes de GNL, con el consiguiente im pacto en el

comercio y los mercados mund iales.

El aument o del com ercio de gas natural ent re paí-

ses recae principalm ent e en las mayor es capaci-

dades e infraestru cturas de GNL. De hecho, e l

GNL representa actualm ente el 32,3% del com er-

cio m undial de g as. Los envíos por gasoducto cre-cieron sólo un 1,3%, con caídas en las imp ort acio-

nes por parte d e Alemania, el Reino Unid o, EE.UU.

e Italia, que com pensan los aumen to s en China

(de Turkm enistán), Ucrania (de Rusia) y Turquía

(de Rusia e Irán).

En cuant o a la progresión de la explotación del gas

no convencional, éste representa actualm ent e la

m itad de la base estim ada de los recursos natura-

les de gas y su distr ibución geog ráfica es más dis-

persa que la de gas convencional, un hecho que

tiene imp licaciones positivas para la seguridad de

sumin istro de gas. Según la Agencia Internacional

de la Energía (WEO 2011) la prop orción de gas no

convencional alcanzará una quint a parte de la pro-

ducción tot al de gas para el año 2035, aunque el

ritm o de esta evolución variará considerablemen-

te según la región. El crecim iento d e la ofert a

dependerá tamb ién del éxito de la industria para

hacer frente a los desafíos m edioamb ientales que

supone la extracción del gas no convencional.

La import ancia de Rusia en los m ercadosy el abastecim iento energético

Rusia es sin d uda un o d e los países clave en el

suministro d e recursos energéticos a nivel mun-d ia l . Su im port anc ia est ra tég ica a la hora de

garantizar m aterias primas energéticas a los mer-

cados europeos y asiát icos es un f enóm eno al

alza. Sin embargo, para m antener su papel de pro-

ductor líder en los mercados mundiales de gas y

pet róleo t iene que realizar cont inuas inversiones

en infraestruct uras de explot ación para asegurar

su nivel de producción.

Los expertos estim an que los cam pos del centro

de Rusia y los camp os de gas en Siberia occidental

disminuir án su prod ucción y una nueva genera-

ción de campo s, cuyos costes de produ cción serán

m ás elevados, necesitan ser desarrollados, t anto

en las zonas tradicionales de producción d e Sibe-

ria occidental com o en las nuevas front eras del

este d e Siberia y el Árt ico. Dado el tam año de las

inversiones necesarias, posiblem ent e sea imp res-





16

cindible la participación de com pañías internacio-

nales. Para ello, el gobierno podría propo ner nue-

v o s i n c e n t i v o s f i s c a l e s p a ra e s t imu la r l a s

inversiones. Respecto a la explotación de gas,

según las previsiones de la Agencia Intern acional

de la Energía (WEO 20 11) para el 2035, el campo

de la península de Yam al podría convertirse en el

eje de la ofert a rusa.

En paralelo a los camb ios de prod ucción de gas,

tam bién se mod ifica gradualment e el destino d e

las export aciones. La m ayoría de las export acio-

nes rusas cont inúan yend o hacia el oeste, a los

mercados trad icionales en Europa, pero la tenden-

cia indica una reorientación de los sum inistros

hacia los mercados asiáticos. Como resultado,

Rusia se benefi cia de una mayor d iversidad de los

ingresos de export ación: la cuota de China en el

to tal de lo s ingresos de exportación de Rusia decom bustib le fósiles se eleva del 2% en 2010 al

20% en 2035 –según las previsiones del WEO

2011- m ientr as que la participación de la Unió n

Europea cae un 61% a 48%.

Por ot ra part e, Rusia aspira a crear una econom ía

m ás eficiente, meno s dependient e del petr óleo y

el gas, pero necesita desarrollar iniciativas públi-

cas en este senti do. Si bien es ciert o que Rusia haaument ado ligerament e su eficiencia energética

en los últ im os años, to davía perm anece lejos de

los estánd ares de lo s países OCDE. Se recuerda

con frecuencia en la lit eratu ra especializada que si

Rusia prod ujera en cada secto r de la econo mía a la

los niveles de intensidad energ ética de lo s países

comparables de la OCDE, se podría ahorrar anu al-

m ent e casi un ter cio de su consumo de energ ía

primaria.

La repercusión del accident e nuclearde Fukushim a en la energía globaly en los escenarios de la AgenciaInternacional de la Energía

El mapa de la energía nuclear en el m undo m os-

traba que el 10 de marzo d e 2011 estaban o perati-

vos 442 reacto res nucleares con una capacidad

instalada net a de 375 GW, según el Organ ismo

Internacional de Energía Atóm ica (OIEA), y otr os

65 reacto res (61 GW) estab an en et apa de cons-

trucción. Los 442 reactores estaban repartido s en

29 p aíses, y a la cabeza está Estad os Unid os con

104, siendo Francia el país con m ayor dep enden-

cia de la energía nuclear y que p osee la mayor can-

tid ad de reacto res en relación a su po blación (58),

y con una pro ducc ión e léct r ica que cubre de l

ord en del 75% de las necesidades del país.

Tras el accident e de Fukushim a ha habido un

replanteam iento d e esta fuent e de energía en

algunos países. En la UE, 14 países de lo s veint isie-

te se reparten los 143 reacto res en el cont inent e,

aunque m uy concent rados en Francia, con 58, que

generan un 75% de su electricid ad; Alem ania, con

17, que cub rían el 23% d e sus necesidades eléct ri-

cas, y Reino Unido , con 19 generadores con losque satisface el 18% de su dem anda. Alem ania ya

ha anunciado su plan de abandono de la energía

nuclear par a 2022, e Italia, ún ico de lo s países

grandes sin centrales atóm icas, tenía am biciosos

planes de comen zar a utilizar la energía nuclear,

pero fueron rechazados en un re feréndum en

Junio. Suecia t iene 10 grupo s que prod ucen la

m itad de su energía y Finlandia está en pro ceso de

expansión de esta energ ía. Ot ros países europ eos





17

como Bulgaria, República Checa, Hungría y Eslo-

vaquia, van a cont inuar con sus planes. España

cuenta con ocho reactores que prod ucen cerca del

20% d e su electricidad. Bélgica va a cerrar sus cen-

tr a les nucleares prog resivam ent e hasta 2025.

Polonia sigue adelant e con sus planes de cons-

trucción d e grupo s nucleares.

En suelo europeo, p ero fuera de la UE, Suiza cerrará

sus cinco centrales hasta 2034, mien tras que Tur-

quía ha ratif icado sus planes de añadir la energía

nuclear a su mix d e energía. Otros países han con-

firm ado sus planes de apoyo a la energía nuclear e

incluso seguir con sus planes de expansión d e la

m isma EEUU, China, India, Rusia Corea d el Sur,

Emirato s Árabes Unido s, y algunos que van emp e-

zar adopt arla, com o Bangladesh, Jordan ia, Arabia

Saudí y Vietnam . Únicament e tres países que no

tenían energía nuclear y que iban a desarrollar pro-yectos, han cancelado sus planes de construir nue-

vos grupos: Indonesia, Kuwait y Tailandia.

En cuant o a Japón se han anulado los nuevos pro-

yectos que había antes del accidente y por mo ti-

vos de seguridad operacional se han parado pro -

gres ivam ente to dos sus grupo s nuc leares en

espera de ado ptar una nueva polít ica energética

dependiendo m ás de ot ras fuent es (GNL, carbón,renovab les) aunque sin dejar la energía nuclear.

El Wo rld Energy Out look 20 11 en su prospecti va

para el año 2035 examina las im plicaciones de los

balances energéticos glob ales con el caso d e caída

prolong ada de la in versión en energía nuclear. Se

ha desarrol lado el supuesto de que no h ubiera

constru cción de nuevas centrales nucleares en las

regiones de la OCDE y en las de no-O CDE, la cons-

tr ucción de in stalaciones nucleares se redujera a la

m itad , así com o se acortaran los tiem pos de vida

de las cent rales nucleares. Debido a la antig üedad

del parque nuclear a nivel m undial, este supuesto

significaría una dismin ución de la pot encia nuclear

insta lada y una m enor par t ic ipación en e l m ix

energét ico (se estima que caería un 7%). Las fuen-

tes renovables que tam bién requieren inversiones

elevadas, conllevan la necesidad de una conside-

rable inversión en la red. Sin em bargo, las ener-

gías reno vables no se espera que susti tu yeran

to da la potencia nuclear perdida en este supuesto.

Habría un repunte en la generación po r gas y car-

bón, dando lugar a crecimient os de la demanda de

gas superiores en un 5% y d e carbón de un 3%, con

em isiones de CO2 del sector eléct rico que no se

dan con la energía nuclear actual.

El World Energy Outloo k 2011 tam bién desarrollóun escenario alternat ivo para lograr em isiones de

450 ppm con baja inversión. Técnicament e es

posible llegar a 450 ppm con un a baja inversión en

tecnología nuclear, pero es muy dif ícil, tant o des-

de un pun to de vista f inanciero y de ingeniería, ya

que sería necesario im plement ar e int egrar los

6.000 GW d e pot encia renovable (que sustit uiría a

la nuclear) en la red. También hay que d estacar el

ret raso de la tecno logía CCS, y las inversionesnecesarias para compensar la pérdida de la pot en-

cia nuclear.

La sit uación del Protocolo de Kiotodespués de la CoP de Durban

La XVII Cumbr e de la Organización d e las Nacio-

nes Un idas sobre Cambi o Cl im át ico (CoP17)





18

(cum bre de Durban) tenía, entre ot ros, el objeti-

vo de solucionar la continuidad del Proto colo de

Kioto a partir de diciembre de 2012, mom ento en

que finaliza el primer period o de compr om iso, y

clarif icar los pasos siguient es a dar en el m arco

de la convención d espués de 6 años de tr abajo

del Grupo de Trabajo sobre cooperación a largo

plazo (LCA) acoplando los dos tram os (Conven-

ción y Protocolo de Kiot o) de form a que se alcan-

zara un m arco com ún que pudiera reunir a tod as

las partes.

El resultado fue un conjunto de acuerdos:

– El segundo p eriodo de com prom iso del Proto-

co lo de K io to , que da cont inu idad a l pacto

cerrado en Japón en 1997, prolo ngánd ose hasta

2017 o 202 0.

– El plan de t rabajo del Grupo de cooperación a

largo plazo.

– El Fondo verde p ara el clima.

– La platafo rm a de Durban

El result ado no sati sface las posiciones de algun as

de las partes, pero permit e t rabajar durant e elsiguiente año en la definición de los compro m isos

en el marco del Prot ocolo de Kioto e ir definiendo

los objet ivos de tod as las part es im plicadas, que

acabarían en un «result ado acordado con f uerza

legal», un equi l ibr io de palabras que perm ite a

tod os ref le jar su posición, pero que m arca una

incertidum bre en lo referente a la form a legal que

pod ría ten er dicho acuerdo, y que se negociará

para tener p reparado en 2015 (se adopt aría en la

CoP 21 ). En suma se trat aría de «un prot ocolo , un

instrum ento legal o un resultado acordado con

fuerza legal» que limit e las em isiones de tod os los

países y que entre en vigor y se implem ente a par-

tir de 2020.

Sin em bargo , Rusia, Japón y Canadá se han des-

marcado del segundo p eriodo del único t ratado

legalmente vinculante de reducción de em isiones,

que ob liga solo a los países indu strializados por l o

que f ina lm ente só lo están inc lu idos de ent re

éstos, la Unión Europ ea, Islandia, Suiza, Noruega,

Nueva Zeland a y Australia y com o países con eco-

nom ías en t ransición, Ucrania, Kazakstán, Bielo-

rrusia y Croacia y n aturalm ente to dos los países

en desarrollo que querían firm ement e la ratif ica-

ción para poder m antener la estruct ura actual que

obl iga legalm ent e a reducir emisiones a los países

desarrollados y que les perm ite a ellos mant enerlos mecanismo s actuales sin adquirir compro mi-

sos que según su opinió n se alejan de la aplicación

del principio d e responsabilidades com unes pero

diferenciadas.

Las razones esgrim idas para no sumarse al con-

senso se deben a que las t res naciones rechazan la

im posición de nuevos objet ivos oblig ator ios sin un

m arco po st-Kiot o que exija que todos los principa-les emisores del mun do reduzcan sus emisiones

cont aminant es. Falta aclarar por part e de la UE las

im plicaciones que esta nueva situación va tener en

la elegibilidad d e crédito s de los mecanismos en el

ETS a partir de 2013. El segundo periodo de com -

prom iso com enzará el 1 de enero de 2013 y finali-

zará el 31 de diciem bre d e 2017 ó el 31 de diciem -

bre de 2020 . La fecha se decidirá en la siguien te

sesión d el grup o, a finales de 2012.





19

La financiación a largo plazo, es decir, el com prom i-

so cont enido en el Acuerdo de Copenhague de

aport ar a los países en desarrollo 100.000 m illones

de dó lares anuales para 2020, para ayudar a las

naciones en desarrollo a f inanciar acciones dirig idas

a la disminución p aulatina de sus em isiones y a ata-

jar el im pacto del cam bio climát ico f ue rat if icad o y

se decidió elaborar un program a de trabajo en

2012. El fondo d ispondrá de una «facility» que per-

mit irá financiar directa e indirectam ente activida-

des de mit igación y adapt ación emprendidas por el

sector privado en el ám bit o nacional, regional e

int ernacional. Las prin cipales dud as sobre el Fond o

radican en la falta de ident ificación de las posibles

fuent es de financiación desde el 2013 hasta el 2020.

Algunos tem as relevantes para el secto r energéti-

co son:

– Se present ó el info rm e de la Junta Ejecut iva

sobre el funcionamient o del MDL en el periodo

2010-2011. En estos mo m ent os hay más de

3.500 pro yectos registr ados en 72 países y otr os

3.600 más que se encuentran ya en fases a par-

tir d e la validación. Adem ás se han registrado 13

prog ram as de activid ades en 11 países y ot ros

26 están en proceso de r egistro. Se han em itido

ya unos 750 mill ones de crédito s.

– Se aprobaron las mo dalidades y procedim ien-

to s para la inclusión de las activid ades de capt u-

ra y almacenamiento de CO2 en el MDL, dejan-

do p ara la siguient e reunión d e las partes la

decisión sobre la elegibilidad de lo s proyectos

de tr ansport e de CO2 ent re países o de almace-

namient o en em plazam ientos localizados en

más de un país.

– El gran logro de Durban consiste en haber acor-

dado una hoja de rut a para un nuevo acuerdo

global que im plica a todo s los grandes emisores

(tanto países desarrollados como emergent es),

condición que exigía la Unión Europea para fir-

m ar una prórroga de Kioto. El nuevo documen-

to debería ser adopt ado en 2015 y entrar en

vigor en 2020, aunq ue aplaza decisiones crucia-

les como el establecimient o exacto del m arco

legal y las ob ligaciones a las que se somet erán

los países que ratif iquen el text o definit ivo.

En 2012, en Qat ar tend rá lugar la siguiente CoP

para tratar de alcanzar una hoja de ruta que im pli-

que po r igual a t odo s los países.

Unión Europea

El año 2011 fue un año de tr ansición en cuant o a

tem as energét icos en la UE y los principales tem as

t ratad os en los Consejos de Energía fueron:

– Reglamento sobre Transparencia e Integridad

de M ercados Energét icos (REMIT).

Este Reglament o es la nueva base jurídica de la UE

para luchar contra abusos de mercado y mejo rar latr ansparencia a los m ercados energéticos, com o

garant ía para los consum idores. Ha sido u na de las

prior idades del prim er semestre de 2011, bajo Pre-

sidencia Húngara. Fue aprob ado po r codecisión en

prim era lectura y pub licado en el DOUE de 8 de

diciembre de 2011.

– Reglament o de Infraestructuras Energét icas

Transeuropeas.





20

En octubre d e 2011 la Com isión presentó su pro-

puesta de Reglamento sobre Directrices para la

construcción de inf raestru cturas energéticas euro-

peas. La propuesta pret ende abordar la ident ifica-

ción de proyecto s de interés com ún, la sim plifica-

ción de los procedimient os de autorizaciones y la

necesidad d e un m ecanismo de asignación de cos-

tes y beneficios transfront erizo. Form a parte d el

paquete de infraestructuras, presentado por la

Com isión en noviemb re de 2010, y com plement a la

propuesta de reglament o «Instrum ento de Interco-

nexión para Europa», que se discute paralelamente

en ECOFIN. Esta pro puesta sustit uirá al actu al

Reglament o de finan ciación de las RTE y regulará

la asignación d e los 9.100 m illones de euro s que el

próxim o m arco financiero plurianual (2014-2020)

va a destin ar a infraestructuras energéti cas. El dos-

sier sigue el pro cedim ient o de codecisión y se espe-

ra que pueda ser aprobado a finales de 2012.

– Reglament o sobre la seguridad de las activida-

des de prospección, exploración y producción

de petró leo y gas en alta m ar.

La Com isión present ó en oct ubre de 2011 una

nueva propuesta de Reglament o sobre la seguri-

dad de activid ades de prospección, exploración y

producción de gas y petróleo en alta m ar», de 27de octu bre de 2011. Está precedida por un a Com u-

nicación de la Comisión «Facing t he challenge of

th e safety o f of fshore oil and gas activit ies», de

septiem bre de 2010.

El origen de esta iniciativa está en el accidente

de BP en el Golfo d e M éxico, en abril d e 2010. A

raíz de esto, la Com isión organizó r eunion es con

los EEM M para anal izar las causas y consecuen-

cias de este accident e e int entar p revenir a lgo

similar en la UE. Las conclusiones de estos t raba-

jos fuer on que e ra n ecesa rio hacer una rev isió n

en prof undidad de las condiciones de seguridad

de las emp resas de exploración y prospección

que operan en la UE, especialment e en el M ar del

No r t e y en e l Med i te r ráneo , y ga ran t i za r los

m áxim os est ándares para la prevenció n de acci-

dent es. El dossier sigue e l p roced im ient o de

codecisión y se espera que pu eda ser aprobado a

finales de 2012.

– Direct iva de Eficiencia Energéti ca.

El Consejo de M inistro s de Energía de junio de

2011 apro bó un as conclusiones sobre el Plan de

Eficiencia Energ éti ca, y sobr e esa base, en julio la

Comisión presentó una propuesta de Direct iva

Energética que se ha discutid o a lo largo de to doel año, tant o en el Consejo com o en el Parlam en-

to . Esta propuesta establece obligaciones para

renovación d e edificios públicos, esquem as obli-

gato rios de ef ic iencia, auditor ías energét icas,

m edidas sobre cont adores y facturación de ener-

gía, sobre p rom oción de la eficiencia de fr ío/ calor

y ot ros. La propuesta de D irectiva ha recibido el

respaldo en el Consejo de Ministro s de Energía de

ju nio de 2012.

– Test de est rés de las centrales nucleares.

Como consecuencia del accident e de la central

nuclear de Fukushima en marzo de 2011, la UE pro-

puso un sistem a de evaluación de la seguridad y d e

detección de r iesgos en las centrales nucleares euro-

peas, supervisado p or los responsables nacionales

de seguridad, que se prolongó durante t odo el año.





21

– Comu nicación sobre Energías Renovab les.

La Comisión presentó en 2011 una Com unicación

sobre energías renovables para conseguir los

objeti vos de 2020, que será revisada en 2012.

1.2. DEMANDA, PRODUCCIÓNY COMERCIO ENERGÉTICO

Tras la crisis económ ica que se inició en el segun -

do semestre d e 2008 y que llevó a la econo m ía

mundia l a cont raerse por pr imera vez desde

m ediados del siglo XX, en 2011, debido a la recu-

peración económ ica, la demanda energét ica en el

mun do creció un 2,5%, aumento por segundo año

consecutivo t ras el fuert e descenso del 2009. Esta

tasa fue inferior al 5,6% de 2010, que fue la m ayor

tasa de crecimien t o desde 1973.

Desde 2008, el consumo energ ético d e los países

no-O CDE supera al de lo s de esta área (países más

desarrollados económ icamente). Los fuert es cre-

cimientos económicos de aquellos países, han

provocado el aum ento de la demanda energética

m undial y de lo s precios de la energía, tant o en

2010 y 2011 como en lo s años anteri ores a 2008, lo

que tam bién fue un facto r agravante de la rece-sión indicada.

Mien tr as el descenso del consumo en ergét ico en

los años de crisis se concent ró en los países de la

OCDE, y en lo s del área de la ant igua URSS, y con-

tinuó subiendo en Asia y Oriente M edio, acorde

con la evolución de las respecti vas econom ías, en

2010 el consumo aumen tó en t odas las áreas, a

tasas superiores a las de la econom ía, por l o que

aument ó la int ensidad energét ica, mientras en

2011 ha bajado lig erament e en la OCDE y subido

especialment e en Asia.

Destaca de form a signifi cativa la conti nuidad del

aument o del consumo energét ico en el área Asia-

Pacíf ico, que aum ent ó 5,4% en 2011, 8,5% en

2010 y 4,4% en 2009, mien tr as en la UE bajó el

3,1%, subió 3,2% y bajó 5,6% respectivam ent e y

en Estad os Unido s bajó el 0,4%, subió 3,7% y bajó

5%. En China aum ent ó 8,8% en 2011, 11,2% en

2010 y 8,7% en 2009 , tasa superior a la del año

anterior y en India aument ó el 7,4%, 9,2% y 6,6%

respectivamente.

Estruct uralment e, sigue aument ando el peso de

Asia-Pací f ico en e l consumo m undia l , que ha

alcanzado el 39,1% en 2010, desde el 15,8% en

1980. La OCDE sigue bajando su part icipación,con el 45%, así com o No rt eamérica con el 22,6% y

la UE el 13,8%. Dent ro d e los países de la OCDE,

los de Europ a son los que han registrado un m enor

crecimient o de la dem anda energética en la últ i-

m a década y el mayor aum ento se registró en los

de No rteam érica y del Pacífico.

Por fuent es de energía primaria, el consum o de

gas natural volvió a aum entar en 2011 un 2,2%,t ras el 7,4% de 20 10 y el descenso d el 2,4% en

2009, recuperando la tendencia de fuert e creci-

m ient o de los años anter iores a la crisis. Esta evo-

lución se deriva de la recuperación de la dem anda

en las econom ías desarrolladas y Rusia, m ientr as

sigue creciendo f uertem ente la dem anda en Asia,

especialment e en China. Como consecuencia,

sigue subiendo la prop orción d e gas comercializa-

do por b arco como GNL.





22

El consum o de p etró leo subió un 0,7% en 2011,

tr as el 3,1% en 2010 y el descenso del 2% en 2009,

que fu e el m ayor d escenso desde 1980. En la

OCDE el consumo en el año 2011 bajó el 1,2%, tras

haber subido un 0,9% en 2010 y después de bajar

el 4,8% en 2009 que fue un descenso registr ado

por cuarto año consecutivo. Sin embargo, en eco-

nom ías em ergentes la demanda sigue creciendo,

2,8% en 2 011, 5,5% en 2010 y 2,1% en 200 9, des-

tacando lo s aumento s de consumo de China, India

y Orient e Medio . La región A sia-Pacífico consume

ya el 32,4% del petró leo m undial, frent e al 25,3%

de No rteam érica y el 15,9% de la UE.

El consumo d e carbón en 2011, medid o en t ep,

creció el 5,4% recuperando el cont inuo creci-

mient o registrado desde 1999, t ras el estanca-

m iento de 2009. También ha habido diferencias

ent re zonas geográ f icas, con d escenso en laOCDE, 1,1%, t ras la recuperación d el 5,2% en

2010 y el descenso d el 10,4% en 2009; en la UE

tam bién creció el 3,6% en 2011, mi ent ras el con-

sumo en el resto del mundo creció de form a simi-

lar a la m edia de los últ im os diez años y debido

fundam enta lment e a la cont inu idad d e l crec i -

m iento del consumo en China 9,7% e India 9,2%.

El consumo m undial de carbón en 2011 fue del

30,3% del consumo p rim ario to tal, participaciónque crece cada año.

La generación eléctr ica nuclear bajó el 4,3% en

2011, tras la ligera recuperación del año ant erior,

volviendo a la t endencia de descenso d e los tres

años previos, especialm ent e en Europ a y Asia-

Pacífico, po r las causas ya ind icadas. La genera-

c ión h idro e léct r ica aument ó un 1 ,6%, t ras e l

5,3% de 2010, crecimien to m uy significat ivo res-

pecto a años anterior es debid o a una evolución

i r regu lar de las prec ip i t ac iones en los países

desarrollados.

Las energ ías reno vables distint as de la hidro eléc-

tr ica siguieron creciendo f uertem ente en 2011,

86,3% en en ergía solar, 25,8% en eólica y 17,7%

en ot ras energías renovables distin tas de la hi-

droeléctrica, debido al apoyo de m uchos gobier-

nos, aunque su peso en el abastecimien to m undial

es aún bajo, 8% del t ot al. La capacidad instalada

de energ ía eólica creció un 2 0,5% en 2011 princi-

palm ent e en China y Est ados Unido s. La capaci-

dad d e generación con energ ía solar creció un

73,3%. En biocom bustib les, la prod ucción creció

un ligero 0,7%, tras el fuerte crecimient o de años

ant eriores, 13,8%, aunque se mant uvo alt o Esta-

dos Unidos pero b ajó en Brasil.

El consumo m undial de energía en 2011, por tipo s

y p or países se ind ica en lo s gráficos 1.1 y 1.2.

FUENTE: BP Statistical Review.

Petróleo33,1%

Gas natu ral23,7%

Carbón30,3%

Nuclear4,9%

E. Renovables8,0%

GRÁFICO 1.1. CONSUM O MU ND IAL D E ENERGÍAEN 2011 ǧ 12275 MT EP





23

FUENTE: BP Statistical Review.

Estados Unidos18,5%

UE-2713,8%

China21,5%

Rusia5,6%

India4,6%Japón

3,9%Canadá

2,7%

Corea Sur2,1%

Brasil2,2%

Méjico1,5%

Otros23,7%

GRÁFICO 1.2. DISTRIBU CIÓN DEL CONSUM OMU ND IAL DE ENERGÍA EN 2011

12275 MT EP

En 2011 la producción de pet róleo aum entó un

1,3%, por segundo año consecutivo, t ras la fuerte

caída de 20 09, la m ayor d esde 1982. En áreas fue-

ra de la OPEP bajó ligeram ente, t ras el crecimien-

to d el año anterior, similar a la m edia anual de los

últim os diez años, mien tras en la OPEP, subió un

3% en 2011, y se m antien e por encim a del 42% del

tot al. La producción en la OCDE bajó ligerament e

hasta el 21,7% del to tal, a pesar del aum ent o del3,6% de la pro ducción en Est ados Unido s.

La capacidad de refino subió en el m undo en lo s

ú l t im os t res años, pero especia lment e en las

áreas no-O CDE, destacando la cont inuid ad del

aument o en China e India, dado que en los princi-

pales países de la OCDE el aum ent o de capacidad

fue m enor. La capacidad de las áreas no-OCDE

sigue superan do a la capacidad instalada en la

OCDE.

La producción de gas natural en el mund o conti-

núa creciendo f uert em ent e, 3,1% en 2011 tr as el

7,3% en 2010, recuperando la t endencia t ras la

bajada en 2009 q ue fue el p rim er descenso desde

que se tienen regi stros, debido a la caída de la

dem anda en ese año. El aument o en 2011 se debió

a la m ayor pro ducción de Estados Unidos 7,7%,

Rusia 3,1%, y Ori ent e Medio 11,4%. En la UE bajó

fuert ement e, un 11,4%, tras la recuperación del

año anterior.

La intensidad energética, medida por el ratio del

consum o energético prim ario dividido por el PIB

m ejoró en el mundo de form a continua entre 1990y 2001, con un d escenso de int ensidad tot al del

13,7% en el período, aunq ue en esta m ejora t uvie-

ron inf luencia algunos períodos de crisis económ i-

ca en algunas zonas y las favorables condicion es

climáticas. Sin em bargo el rat io creció ligeramen-

te después, con un aument o de int ensidad del

1,6% entre 2001 y 2004 y volvió a mejo rar desde

2005. En la OCDE la eficiencia ha mejo rado d e for-

m a continu a cerca del 1% anual desde 1990, m ien-tr as que en p aíses no-OCDE se registró una evolu-

ción hacia peor eficiencia en 2001-2004, de form a

particularment e signif icativa en Asia, aunque ha

m ejorado d esde 2005. La evolución de este ind ica-

dor en los principales países consum idores se indi-

ca en el gráfico 1.3.





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T e p / m i l l ó n e u r o 2 0 0 0

EstadosUnidos

UE-27

Japón

China

India

GRÁFICO 1.3. INTEN SIDAD ENERGÉTICA

FUENTE: Eurostat. AIE.

Como con secuencia de lo anterior , las em isiones

de CO2 procedentes del consumo d e energía en el

m undo fuero n en 2011 un 50,6% superiores a las

de 1990, a pesar del f uert e descenso en el área de

Rusia y est e de Europ a en el período deb ido a la

reducción del con sumo p or la crisis económ ica. En

los países desarrollad os se registran sólo ligero saument os o estabilización d esde 1990, mient ras

que en Asia se registra un crecimient o significati-

vo, especialment e en China e India, com o se indica

en el gráf ico 1.4. En Europ a occident al se registr ó

una práctica estabilización entr e esos años, debi-

do al m enor uso del carbón en generación eléctri-

ca y usos fin ales y su sustit ución p or energías lim -

pias. Por p aíses, en 2011 el prin cipal em isor fue

China, seguida d e Estad os Unido s (gráfico 1.6).

El principal sector emisor es el de generación eléc-

tr ica, con un 35% del tot al, mient ras en 1980 era el

28%. En cam bio, en la ind ustria suponen u n 17%

frent e al 26% en 1980.

En el gráfico 1.5 se indica la evolución de la int en-

sidad en carbono del consumo energét ico, daondese observa que en áreas desarrolladas, la ten-

dencia es de descenso o de relat iva estab ilización,

m ient ras en los países en desarrollo de Asia, don-

de ha venido creciendo fuertem ente, fundamen-

talm ente derivado del crecimiento d el consumo

de carbón en generación eléctrica, en los últim os

años registra una estabilización del rat io.





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M t

EstadosUnidos

UE-27

Japón

China

India

GRÁFICO 1.4. EVOLUCIÓN D E LAS EMI SIONES DE CO2

FUENTE: BP Statist ical Review

t C O 2 / t e p

EstadosUnidos

UE-27

Japón

China

India1,7

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3,3

GRÁFICO 1.5. IN TENSIDA D EN CARBON O DEL CONSUM O ENERGÉTICO EMISION ES DE CO2 / CONSU MO D E ENERGÍA


Estados Unidos17,7%

UE-2712,6%

Japón3,9%

Rusia5,5%

China26,3%

India6,0%

Corea S.1,9%

Brasil1,3%

Canadá1,8%

Méjico1,5%

Otros

21,5%

GRÁFICO 1.6. ESTRUCTURA D E LAS EMISIO NESDE CO2 EN 2011


Unión Europea-27

Para el análisis de la situación d e la energía en la

UE, los últ im os datos disponibles de Eurostat

corresponden a 2010 y, por tant o, son datos queref le jan la cr is is económ ica existent e desde el

segundo sem estre d e 2008.

En el período 1990-2010, e l consum o to tal de

energía aument ó el 0,3% medio anual, por debajo

del crecimient o m edio del PIB, por lo que se ha

producido una m ejora de la eficiencia energética,

con descenso d el 1,4% anual en el rat io Energía

prim aria/PIB (cuadro 1.1).





26

CUADRO 1.1. BAL AN CE ENERGÉTICO DE LA UNIÓ N EUROPEAȃ27

Mt ep 1990 2008 2009 2010 % 2010/09 % 2010/90anual

Producción 942,74 854,75 813,66 830,87 2,1 –0,6

Carbón 368,25 177,65 165,30 163,02 –1,4 –4,0

Pet róleo y condensados de gas natural 129,43 108,16 105,13 97,35 –7,4 –1,4

Gas natural 162,45 168,23 153,05 156,14 2,0 –0,2

Nuclear 205,21 241,91 230,77 236,56 2,5 0,7

Renovables 70,36 141,33 148,77 166,65 12,0 4,4

Otros 7,04 17,47 10,64 11,15 4 ,8 2,3

Import aciones–Export aciones 754,93 1014,28 941,09 952,25 1,2 1,2

Carbón 80,65 136,65 110,13 110,07 –0,1 1,6

Pet róleo y productos pet rolíferos 535,75 598,52 579,51 574,40 –0,9 0,3

Gas natural 135,05 274,49 266,90 275,52 3,2 3,6

Elect ricidad 3,34 1,47 1,30 0,30 –77,0 –11,4

Renovables 0,15 3,15 –16,75 –8,04 –52,0 100,1

Consumo de energía primaria 1665,14 1801,75 1703,37 1759,02 3,3 0,3

Carbón 453,31 305,39 267,94 279,79 4,4 –2,4

Pet róleo y condensados de gas natural 604,28 660,73 605,19 602,64 –0,4 0,0Gas natural 294,84 440,74 416,89 441,73 6,0 2,0

Nuclear 205,21 241,91 230,77 236,56 2,5 0,7

Renovables 70,70 144,24 152,73 172,14 12,7 4,5

Otros 36,80 8,74 29,85 26,16 –12,3 –1,7

Generación eléct rica (TWh) 2586,28 3372,03 3209,05 3345,62 4,3 1,3

Carbón 1019,01 898,21 842,87 861,46 2,2 –0,8

Productos Pet rolíferos 221,35 104,52 96,55 86,25 –10,7 –4,6

Gas natural 191,27 773,59 727,25 755,33 3,9 7,1

Nuclear 794,87 937,22 893,99 916,61 2,5 0,7Renovables y ot ros 359,78 658,49 648,39 725,98 12,0 3,6

Consumo f inal energét ico 1078,63 1175,23 1112,21 1153,29 3,7 0,3

Carbón 125,34 53,56 42,59 48,72 14,4 –4,6

Productos Pet rolíferos 446,67 486,83 461,77 456,67 –1,1 0,1

Gas 229,01 269,70 252,23 268,63 6,5 0,8

Elect ricidad 184,89 2 45,98 233,20 243,90 4,6 1,4

Renovables 37,83 67,41 71,40 79,91 11,9 3,8

Otros 54,89 51,75 51,02 55,46 8,7 0,1

Consumo f inal no energét ico 103,12 117,53 107,18 112,18 4,7 0,4





27

CUADRO 1.1. BAL AN CE ENERGÉTICO DE LA UNI ÓN EUROPEAȃ27 ȍContinuación)

Mt ep 1990 2008 2009 2010 % 2010/09 % 2010/90anual

Consumo f inal energéti co por sect ores:

Indust ria 368,92 315,87 267,75 291,59 8,9 –1,2

Transporte 281,55 377,90 366,90 365,22 –0,5 1,3

Domést ico 273,38 297,02 294,34 307,32 4,4 0,6

Servicios y ot ros 154,78 184,44 183,23 189,16 3,2 1,0

Emision es de CO2 (Mt ) (* ) 4574 4409 4055 4165 2,7 –0,5

Int ensidad energét ica prim aria (t ep/M€ 2000) 224,1 167,6 165,7 168,0 1,4 –1,4

Int ensidad de CO2 (ton CO2 /t ep) (* ) 2,75 2,45 2,38 2,37 –0,6 –0,7

Dependencia de las import aciones % 44,4 54,7 53,7 52,7 -2,0 0,9

Consumo primario por habitant e (tep/h) 3,5 3,6 3,4 3,5 3,1 0,0

Emisiones CO2 per capita (ton CO2 /h) (* ) 9,7 8,8 8,1 8,3 2,6 –0,8

FUENTE: Eurostat (* ). Datos de emisiones 2010 estim ados.

Por energías, en el período cit ado, el consumo d e

gas natur al ha crecido el 2% anual, mu y por enci-

m a de las demás energías fósiles. Esta evolución

se debe a la dem anda para generación eléct rica,con aum ento del 7,1% anual, a la extensión d e las

redes de gasoductos que ha perm itido el acceso

del gas a nuevos mercados y a la norm at iva de

protección del m edio ambient e en la UE, que favo-

rece el uso del gas fren te a ot ras energías fósiles.

Desciende la dem anda de carbón, a tasa media

del 2,4% anual, deb ido al d escenso de su uso t an-

to en generación eléctrica como en sectores con-sumidores finales, debido a los condicionantes

m edioam bient ales, al descenso de capacidad de

algunos secto res industriales consumid ores en la

UE y a la pro gresiva supresión d e las ayudas públi-

cas a la prod ucción, lo qu e ha llevado a su sustit u-

ción po r ot ras energías. Las energías renovables

ganan peso en la estructura de abastecimiento de

form a continua, alcanzando ya el 9,8% del consu-

mo energético primario.

El balance conjunt o d e energía f inal de la U E-27

desde 1990 indica el signif icativo crecimien to d e

la demanda del t ransporte, que ha venido crecien-

do el 1,3% anual desde dicho año, aunque en lasegunda m itad d e los 80 lo hizo al 4,7% anual, lo

que indica la mejora en la intensidad energética

de este sect or, que ya supera el 31% de la dem an-

da fin al para usos energéticos, frent e al 14,6% en

1985. Entre 1990 y 2010, el consumo d el transpor -

te aum entó un 29,7%, frent e al 6,9% de creci-

m iento de la demanda final indicada.

La evolución por sectores es m uy dispar entre lo spaíses de EU-15 y los países miem bro s del este de

Europa. En EU-15, la dem anda de la ind ustria bajó

desde 1990 hasta 1994, creciendo a part ir de

ent onces a tasas próxim as al 1% anual, sin em bar-

go la prod ucción industrial lo hizo al 2,6%, por lo

que hubo una ganancia de eficiencia energética

cont inua en el sector desde 1990, en parte por la

reconversión d e tecno logías básicas a ot ras de

m ayor valor añadido. En el sector dom éstico y t er-





28

ciario la dem anda crece por debajo d el 1% anual

desde 1990, m ayor t amb ién en EU-15 que en el

resto de países, debido al m ayor equipamient o de

los hogares y al tam año de los mismo s, aunque

esta evolución está m uy condicionad a por las con-

diciones climáticas.

Por energías finales, además del fuert e crecimien-

to del gas, destaca la dem anda eléctrica, que cre-

ce más que la demanda f inal to tal, 1,4% anual des-

de 1990, aunque se observa ganancia de eficiencia

en los usos finales. La demanda fin al de product os

petro lí feros en EU-27 aument ó un 0,1% desde

1990, debid o especialment e a los com bustibles

del transport e, especialm ent e queroseno aviación

y gasóleo de autom oción, este últ imo debido al

fuert e aument o del parque de vehículos diesel. No

obstante, en los últim os años se ha registrado una

m oderación del crecimient o y descenso desde2008 deb ido a la crisis indi cada.

En cuant o a generación eléct rica, la creciente lib e-

ralización en to da Europa de este m ercado y el del

gas, está favoreciendo el uso de centr ales de gas

de ciclo comb inado, mient ras que el apoyo públi-

co a la eficien cia y a las energías reno vables, está

fom entando el crecimiento d e la generación con

éstas y la cogeneración, fr ent e a un meno r creci-m iento d e la generación nuclear.

En 2010, las emisiones de CO2 han alcanzado

valores muy inf eriores a las de 1990, mient ras la

econom ía alcanza valores muy superiores, esta

evolución se debe a tres factores: la cont inua

mejora t ecnológica que reduce el consumo ener-

gét ico específ ico, la creciente cont r ibución d e

comb ustibles no fósiles, especialment e renova-

bles y la penetración del gas natur al en sustit u-

ción de carbón y produ ctos petro lí feros. En la

últ im a década, destacan las em isiones del t rans-

port e, que crecen de fo rm a cont inua (cerca del

30% del to ta l), bajan l igeramen te en el sector

dom ést ico-terciario y bajan en el ind ustr ia l . En

térm inos relat ivos descienden la intensidad de

carbono, las emisiones per cápita y por un idad

de PIB.

El grado de aut oabastecimient o energético baja

desde el 57% en 1990 h asta 4 5% en 2010, debido

a la creciente im port ación de t odas las fuentes

energét icas prim arias, especialm ent e gas y el car-

bón, así como más del 80% del petr óleo. En el

período 1990-2010 aument ó significativam ente la

prod ucción d e las energías no fó siles, especial-

m ente d e las renovables.

En el año 2010, respecto del ant erior, las deman-

das de energía volvieron a aument ar después de

los descensos de años anterio res por la situación

de crisis económ ica (cuadro 1.1). La pr oducción

int erna de energías prim arias aument ó el 2,1%, en

to das las fuent es excepto carbón y p etró leo. El

consumo de energía primaria en 2010 aument ó un

3,3%, con d escenso del de pro ducto s petrolíferos

y fuert e aument o en gas y renovables.

1.3. PRECIOS ENERGÉTICOS

El petróleo crudo subió d e men os de cien a más de

120 dólares el barril durant e los primeros cuatro

m eses de 2011, y después fue descendien do p au-

latinament e hasta term inar el año por debajo de

los 110 $/b. A m ediados de 2012 el crudo se sitúa





29

entre lo s 110 y 120 dólares por barril, con t enden-

cia a descender de ese int ervalo por la incertid um -

bre sobre la econom ía m undial. El petró leo crudo

tipo Brent com enzó enero de 2011 con una m edia

m ensual de 96,54 $/Bbl y f inalizó diciemb re con

una m edia de 107,83 $/Bbl.

CUADRO 1.2. COTIZACIONES INTERNA CIONA LES CRUDO BRENT

Dólares por barril Media anual€/BblAño Media anual Media diciembre Ult . día cot ización

2011 111,26 107,83 106,51 (30/12/11) 79,93

2010 79,51 91,36 92,55 (31/12/10) 60,02

Dif. absoluta 31,75 16,48 13,95 19,91

Dif. % 39,9% 18,0% 15,1% 33,2%

FUENTE: SEE.

La evolución de las cotizaciones internacionales

de gaso l ina y gasó leo de autom oción durante

2011 fue m uy similar a la d el crudo: clara subida

hasta abril y a partir d e ahí un paulat ino descenso.

CUADRO 1.3. COTIZACIONES INTERNACIONALESGASOLINA AUTOM OCIÓN

Gasolina sin plom o I.O. 95 ($/Tm),mercados FOB NWE-Italia

AñoMediaanual

Mediadiciembre

Ult . día cot ización

2011 980,3 912,9 929,3 (30/12/11)

2010 729,4 826,9 830,9 (31/12/10)

Dif. Absoluta 250,9 86,1 98,4

Dif. % 34,4% 10,4% 11,8%

COTIZACIONES IN TERNA CIONA LESGASÓLEO AUTOMOCIÓN

Gasóleo autom oción $/Tm, mercados FOB NWE-Italia

AñoMediaanual

Mediadiciembre

Ult. día cot ización

2011 111,26 107,83 106,51 (30/12/11)

2008 832,2 337,5

Dif . Absolut a –250,2 333,0

Dif. % –30,1% 98,7%

FUENTE: SEE..

La cotización anual m edia del d ólar pasó de 75,59

cént im os de euro po r dólar en 2010 a 71,92 en

2011, lo que supuso una d epreciación considera-

ble y redu jo com parativament e las subidas que se

prod ujeron en las cotizaciones en dó lares. Véase,

por ejem plo, que si en dólares por barril la subidadel crudo entr e 2010 y 2011 fue d e casi el cuaren-

ta p or ciento , en euros por barr i l apenas supe-

ró el 32%.

La evolución de las cot izaciones del coste del cru-

do en España en los últ im os años se representa en

el gráfico 1.7. Los precios del gas im port ado en

Europa se indican en el Gráfico 1.8, observándose

la recuperación de la t endencia alcista en 2011t ras los descensos de los do s años ant eriores. Los

precios medios del carbón t érmico imp ortado en

Europa se indican en el g ráfico 1.9, registránd ose

un f uerte descenso en 2009 y n ueva alza en 2010

y 2011.





30

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- 0 9

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1 1

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1 1

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1 1

n o v -

1 1

d i c

- 1 1

$ / b a r r i l

GRÁFICO 1.7. EVOLUCIÓN DEL COSTE CIF DEL CRUDO EN ESPAÑ A

FUENTE: SEE.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

1 9 8 4

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2 0 1 1

C I F c $ / k W h

GRÁFICO 1.8. PRECIOS DEL GAS NATU RAL EN LA U E

FUENTE: SEE.





31

25,0

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125,0

145,0

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2 0 0 9

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2 0 1 1

C I F

$ / t o n e l a d a

GRÁFICO 1.9. PRECIOS DEL CARBÓN T ÉRMI CO EN EUROPA

FUENTE: SEE.



2. DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑ A




2.1. DEMAN DA DE ENERGÍA FINAL

El consumo de energía f inal en España durant e

2011, incluyendo el consumo para usos no energé-

ticos fue de 93238 Kiloto neladas equivalent es de

pet róleo (Ktep ), un 4,4% inferior al de 2010. Esta

evolución se ha debido a la situación económ ica,

junt o con las dist in tas con di cion es clim át icas y de

laboralidad ent re los dos años.

Por secto res, tras la recuperación del añ o 2010, se

ha producido un descenso de la dem anda energé-

tica en la ind ustria en 2011, al bajar su activid ad.

En los secto res residencial y t erciario, la dem anda

ha bajado po r la men or activid ad en servicios y, en

parte, p or las condiciones climát icas citadas. La

demanda en el t ransport e ha seguido bajando,

siguiendo la tend encia registrada desde 2008.

La dem anda de energía eléctr ica ha bajado un

3% en 2011 respecto al año ant erior, donde ha

sido det erminante la m enor actividad de algunos

secto res industriales que se habían recuperado

en el año 2010, aunque las diferencias de labora-

lidad y tem peratura han sido t ambién signif icati-

vas. En relación con lo s combu st ib les, hay que

destacar e l descenso del 10,6% en el consumo

final de gas y del 5,4% en el de producto s petr o-

líferos.

En el cuadro 2.1 se indica el consum o d e energía

final en los dos últim os años, así com o su estr uctu-

ra (gráfico 2.1) y crecimient os por t ipos de ener-

gía. En los siguient es capítulo s de este Inf orm e se

detalla la evolución del consumo d e cada tipo de

energía.

CUADRO 2.1. CONSU MO D E ENERGÍA FINA L ȍKtepȎ

2010 2011 Tasa de variación %

Carbón 1.390 1.251 –10,0

Gases Derivados del Carbón 265 307 15,9

P. Pet rolíferos 46.454 43.962 –5,4

Gas 14.303 12.789 –10,6

Elect ricidad 22.410 21.744 –3,0

Energía renovables 5.666 6.174 9,0

Tot al usos energét icos 90.487 86.226 –4,7

Usos no energét icos:

Carbón 36 56 56,5

Prod. Pet rolíferos 6.582 6.417 –2,5

Gas natural 470 538 14,5

Total usos Ƥnales 97.576 93.238 –4,4

FUENTE: SEE.

DEM AN DA D E ENERGÍA EN ESPAÑ A





Carbón1,5%

P. petrolíferos51,0%

Gas14,8%

Electricidad25,2%

Gases derivadosdel carbón

0,4%

Energíasrenovables

7,2%

GRÁFICO 2.1. CONSU MO DE ENERGÍA FIN AL EN 2011

FUENTE: SEE.

CUADRO 2.2. CONSU MO D E ENERGÍA PRIMA RIA ȍKtepȎ

2010 2011 Tasa de variación %

Carbón 7.156 12.456 74,1

Pet róleo 60.993 58.317 –4,4

Gas natural 31.182 28.930 –7,2Nuclear 16.155 15.024 –7,0

Hidráulica 3.636 2.631 –27,6

Eólica, solar y geotérm ica 4.834 5.226 8,1

Biomasa, biocarburantes y residuos 6.894 7.280 5,6

Saldo imp-exp elect ricidad –717 –524 –26,9

TOTAL 130.134 129.339 –0,6

FUENTE: SEE.

CUADRO 2.3. PRODUCCIÓN IN TERIOR DE ENERGÍA PRIMA RIA ȍKtepȎ

2010 2011 Tasa de variación %Carbón 3.033 2.287 –24,6

Pet róleo 125 101 –19,5

Gas natural 51 45 –11,5

Nuclear 16.155 15.024 –7,0

Hidráulica 3.636 2.631 –27,6

Eólica, solar y geotérm ica 4.834 5.226 8,1

Biomasa, biocarburantes y residuos 6.490 5.615 –13,5

TOTAL 34.325 30.929 –9,9

FUENTE: SEE.





37

Int ensidad energética final

El cuadro 2.4 recoge la evolución de la int ensidad

energética, expresada como consum o de energía

fin al por un idad d e PIB, desde 2000. En 2011 bajó

un 5 ,1%, recuperando la tendencia de m ejora

observada desde 2004 (gráfi co 2.5).

CUADRO 2.4. INTENSIDAD ENERG TICA FINAL

Energía Ƥnal/PIBtep/m illón €2000

Energía Ƥnal/PIB%variación anual

2000 143,3

2001 143,1 –0,2%

2002 141,8 –0,9%

2003 145,2 2,4%

2004 145,7 0,3%

2005 143,0 –1,8%

2006 135,0 –5,6%

2007 133,7 –1,0%

2008 128,3 –4,1%2009 123,8 –3,5%

2010 126,2 1,9%

2011 119,8 –5,1%

FUENTE: SEE.

Carbón9,6%

Gas natural22,3%

Petróleo44,9%

Nuclear11,6%

Hidráulica

2,0%

Eólica, Solary Geot.4,0%

Biomasa,biocarb. y resid.

5,6%

GRÁFICO 2.2. CONSUM O DE ENERGÍA PRIMA RIAEN 2011 ȍsin incluir saldo eléct rico)

2.2. DEMAN DA DE ENERGÍA PRIMARIA

El consumo d e energía prim aria en España en 2011

fue d e 129339 Ktep (cuadro 2.2 y gráfico 2.2), con

descenso del 0,6% sobre el de 2010. Esta d emand a

se obtiene como resultado d e sumar al consumo

de energía f inal, lo s consum os en los secto res

energét icos (consumos propio s y consumos en

tr ansform ación, especialment e en generación

eléctrica y refin erías de pet róleo) y las pérdidas.

En el descenso registrado en 2011, inferio r al de la

energía f inal, ha tenido relevancia el cam bio d e

estruct ura de la generación eléctrica. En concret o

en 2011, la recuperación de la g eneración con car-

bón, qu e había caído excepcionalm ente en 20 10,

adem ás del descenso de las pro ducciones eléctri-

cas eólica e hidroeléct rica. Debido a esto, en con-

junt o , l a g en er ació n en 20 11 t uvo m en or ren d i-mient o que el año anterior, en t érminos de energía

prim aria, por el tipo de tecnología empleada.

Carbón7,4%

Petroleo0,3%

Gas Natural0,1%

Nuclear48,6%

Hidraúlica8,5%

Eólica, solary geoterm.

16,9%

Biomasa,biocarburantes

y residuos18,2%

GRÁFICO 2.3. PRODUCCIÓN INT ERIORDE ENERGÍA PRIMA RIA EN 2011


Por fuent es de energía primaria, cabe destacar en

2011:





38

• El consumo to tal de carbón fue de 12456 Ktep,

con un aum ento del 74,1% sobre el d e 2010,

debido fundam entalment e a la mayor genera-

ción eléctrica con este com bustible, por el cam-

bio d e estru ctura en la generación que ya se ha

comentado.

• El consumo t otal de petróleo fue de 58317 Ktep,

con descenso del 4,4% respecto al del año ant e-

rior, sim ilar al descenso de los consum os finales

to tales, dado que el consumo en generación

eléctrica t iene una cuantía poco signif icativa

sobre el tot al y aún se ha reducido m ás por su

sustit ución por g as en la generación eléctrica de

Baleares.

• La demanda tot al de gas natural fue de 28930

Ktep con un d escenso del 7,2% respecto a 2010,

a lcanzando su peso en e l consum o t o t a l deenergía un 22,3%. Est a evolución se debe tant o

al descenso en usos finales com o al d e su uso en

generación eléctrica debido al cambio in dicado

en la estruct ura de la m isma.

• Las energías renovables, sin incluir la hidráulica,

han registrado un crecimiento significativo en el

año, continu ando la tend encia de los anterio res.

Este consum o correspond e a usos directos fina-les, en especial la biom asa y bio carburant es, así

como al consum o en generación eléctrica a par-

tir de eólica, biom asa, solar, etc.

• La energía hidroeléctrica fue un 27,6% inferior a

la de 2010, tras la recuperación q ue se había

registrado en los dos años anteriores.

• La producción de energía eléctr ica de origen

nuclear bajó un 7% en 2011, debido a la meno r

disponibilidad d e algunos grupos por activida-

des program adas.

En el cuadro 2 .5 y gráfico 2.6 se recoge la evolución

del consumo de energía primaria por unidad de PIB

desde 2000. Este indicador de int ensidad energéti-

ca sufre m ás oscilaciones que el de energía final

por un idad de PIB antes citado, al no depender ún i-

cament e de la actividad económ ica sino tam bién

de la hidraulicidad y eolicidad del año.

CUADRO 2.5. INTENSIDAD ENERG TICA PRIMARIA

Energía Primaria/PIBtep/m illón €2000 Energía Primaria/PIB% variación anual

2000 198,5

2001 195,5 –1,5%

2002 196,9 0,7%

2003 196,8 0,0%

2004 198,8 1,0%

2005 196,0 –1,4%

2006 188,2 –4,0%

2007 184,9 –1,8%

2008 176,8 –4,4%

2009 167,7 –5,1%

2010 168,4 0,4%

2011 166,2 –1,3%

FUENTE: SEE.





39

70,0%

72,0%

74,0%

76,0%

78,0%

80,0%

82,0%

84,0%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

GRÁFICO 2.4. EVOLUCIÓN D E LA D EPENDENCIA EN ERGÉTICA ȍMeto dología Eurostat )

100

110

120

130

140

150

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

t e p E F / m i l l ó n € 2 0 0 0

GRÁFICO 2.5. IN TENSIDA D ENERGÉTICA FIN AL

145

150

155

160

165

170

175

180

185190

195

200

205

t e p E P / m i l l ó n € 2 0 0 0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

GRÁFICO 2.6. INTENSIDA D ENERGÉTICA PRIMA RIA





40

En 2011 bajó un 1,3%, pero desde 2004 se observa

una tend encia de descenso d e este r atio. La m ejo-

ra de la intensidad prim aria en 2011 fue m enor que

la de la final, debido al cambio de estructura de la

generación eléctrica, con mayo r participación de

energías fósiles y menor eficiencia de la transfor-

mación.

2.3. PRODUCCIÓN INTERIORDE ENERGÍA PRIMARIA Y GRADODE AUTOABASTECIMIENTO

Como se indica en el cuadro 2.3 y gráfico 2.3, la

produ cción int erior de energía primaria en 2011

fue de 30929 Ktep, un 9,9% inferio r a la del año

anteri or, debid o a los descensos en to das las fuen-

tes excepto en algunas energías reno vables.

La produ cción de carbón, expresada en m iles de

ton e ladas equ iva len tes de pe t ró leo , ba jó un

24,6%. La producción de petr óleo y gas, que en

conjunto supone el 0,4% d e la producción nacio-

nal de energía, se mant iene en niveles m uy bajos

con respecto al consum o. Como se ha indicado, la

producc ión de energ ía h id roe léct r ica ba jó un

27,6%, la de energ ía nuclear un 7%, y la de ot ras

energías renovables bajó en conjunt o, excepto el

algunas fuentes como la solar.

Empleando la met odología Eurostat para medir el

indicador d e dependencia energét ica, se observa

en el gráfico 2.4 una mejora desde 2008, situ ándo-

se en el 75,6% en 2011.



3. SECTOR ELÉCTRICO




SECTO R ELÉCTRICO

3.1 DEMANDA ELÉCTRICA

La dem anda final de energ ía eléctrica en 2011 fue

de 252848 GWh , que supone u n d escenso d el 3%

respecto a la del año an terior (Cuadro 3.1).

En el sistem a peninsular, la dem anda final fu e de

238886, un 2,8% inferior a la del año anterior,

correspondien do a las centrales del sistem a de

Red Eléctr ica de España (REE) un descenso d el

2,2%, y al autoconsum o del Régim en Especial un

descenso del 33,3%. En los sistem as ext rapen insu-

lares, la dem anda final f ue un 5,5% inferior a la del

año ant erior, desglosándose en m enores consu-

m os en Baleares, 10,3%, en Canarias, 2,1% y en

Ceuta y M elilla, 8,4%. Est as tasas, son im put ables

a la menor actividad económ ica, tras la recupera-

ción de algu nos sector es indu striales en el año

anterio r, y a las diferencias de laboralidad y t em-

perat uras ent re los dos años.

La dem anda final, más las pérdidas en transport e

y distrib ución y el consumo d e los sectores trans-

fo r m adores de la energ ía , es la dem anda en

barras de cent ral (b.c.) que aparece desglosada

en lo s cuadr os 3.2 y siguien t es. En el Cuadro 3.3

se recoge la evolución de la dem anda por zon as

en el sist em a de REE, con aum ent os en 2011

en las zonas aragonesa y noro este y d escen-

sos en el resto. El comport amient o de la dem an-

da en el sistem a peninsular se encuent ra recogi-

do en el cuadro 3.4.

CUADRO 3.1. CONSU MO FIN AL N ACIONA L DE ELECTRICIDA D ȍUnidad: GWhȎ

2010 2011Tasa

de variación

1.–Sistema peninsular 245.806 238.886 –2,8%

–Consum o Ƥnal sistema de R.E.E. 241.203 235.815 –2,2%

–Au toco nsum o ré gimen especia l 4.6 03 3.070 –33,3%

2.–Sistemas ext rapeninsulares 14.772 13.962 –5,5%

–Consumo Ƥnal en Baleares 5.788 5.190 –10,3%

–Consumo Ƥnal en Canarias 8.559 8.383 –2,1%

–Consumo Ƥnal en Ceuta y Melilla 425 389 –8,4%

CONSUMO FINAL TOTAL NACIONAL 260.578 252.848 –3,0%

EMISIO NES DE CO2 SOBRE CON SUM O FINA L DE ELECTRICIDAD EN 2011 ȍKtCO2 /GWh Ȏ = 0,33FUENTE: SEE, REE.




SECTOR ELÉCTRICO

CUADRO 3.2. CON SUMO FIN AL D E ELECTRICIDA D EN LOS SISTEMA S EXTRAPENIN SULA RES ȍUnidad: GWhȎ

2010 2011 Tasa de variación

–Baleares 5.788 5.190 –10,3%

Demand a (GWh bc) 6.185 5.560 –10,1%

Sist . Público 5.846 5.317 –9,0%

Régim en especial 339 242 –28,6%

Pérdidas en t ransporte, distribución y consumosen el sector energético

397 369 –7,0%

–Canari as 8.559 8.383 –2,1%

Demand a (GWh bc) 9.144 8.979 –1,8%Sist . Público 8.434 8.164 –3,2%

Régim en especial 710 815 14,7%


585 596 1,8%

–Ceut a y m eli lla 425 389 –8,4%

Demand a (GWh bc) 454 417 –8,2%

Sist . Público 439 411 –6,4%

Régim en especial 15 6 –59,3%


29 28 –4,9%

Consumo del sector energético (1) –2 1

Consumo Ƥnal tot al ext rapeninsular 14.772 13.962 –5,5%

ȍ1Ȏ Valores estim ados.FUENTE: SEE, REE.

CUADRO 3.3. CON SUMO FINA L DE ELECTRICIDA D EN EL SISTEMA DE R.E.E. ȍUnidad: GWhȎ


Catalana 37.618 34.733 –7,7%

Cent ro-Levante 55.842 50.459 –9,6%

Cent ro-Norte 25.065 24.448 –2,5%

Noroeste 21.790 24.290 11,5%

Aragonesa 5.661 8.037 42,0%

Andaluza 22.625 20.655 –8,7%

TOTAL 168.601 162.622 –3,5%

Compras al régimen especial 90.307 90.827 0,6%

Tot al sistema d e R.E.E. (GWh bc) 258.909 253.450 –2,1%

Pérdidas en t ransporte y distri bución (1) 17.705 17.634 –0,4%

Consumo Ƥnal sistem a de R.E.E. 241.203 235.815 –2,2%

ȍ1Ȏ Valores estim ados.FUENTE: SEE, REE.




SECTO R ELÉCTRICO

45

CUADRO 3.4. CON SUMO FIN AL DE ELECTRICIDAD EN LA PEN IN SULA ȍUnidad: GWhȎ


–Consumo Ƥnal sistema R.E.E. 241.203 235.815 –2,2%

–Au toco nsum o Régi m en Espec ial 4.6 03 3.070 –33,3%

CONSUMO FINA L TOTAL PENIN SULAR 245.806 238.886 –2,8%

FUENTE: SEE, REE.

3.2. OFERTA ELÉCTRICA

La producción eléctrica brut a en el conjunt o nacio-

nal ascendió en 2011 a 292051 GWh, un 3,6% inf e-

rior a la del año ant erior. La estruct ura de genera-

ción, com o pu ede ob servarse en el Cuadro 3.5,

muestra un aument o significativo de la producción

con algunas energías renovables, como solar foto -

voltaica, solar term oeléctrica y biomasa, y un f uerte

descenso de la generación hidroeléctrica. Aunque la

generación eólica ha bajado el 4,1%, su aport ación

ha supuesto el 14,5% del t ot al.

CUADRO3.5. PRODU CCIÓN NA CIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ȍpor combustib les) ȍUnidad: GWhȎ


I.–SISTEMA PENINSULAR 286.373 276.186 –3,6%

I.1.–RÉGIMEN ORDINARIO 188.593 179.618 –4,8%

Hidroeléctrica: 38.631 27.575 –28,6%

– Conven cio nal 35.421 25.26 0 –28,7%

– bom beo 3.210 2.315 –27,9%

Térmica: 149.961 152.043 1,4%

Nuclear 61.990 57.649 –7,0%

Ant racita 291 7.782 2574,3%

Lignito negro 1.282 3.973 209,9%

Hulla 19.510 28.583 46,5%

Gas siderúrgico 841 985 17,1%

Gas natural 64.969 51.357 –21,0%

Prod. pet rolíferos 1.078 1.714 59,0%

I.2.–RÉGIMEN ESPECIAL 97.780 96.569 –1,2%

Hidroeléct rica 6.857 5.332 –22,2%

Eólica 43.821 42.007 –4,1%

Fotovoltaica 6.133 7.019 14,4%

Termosolar 692 1.777 156,9%

Carbón 643 511 –20,5%


Gas natural 31.649 31.806 0,5%

Prod. pet rolíferos 3.176 2.691 –15,3%

Biomasa 2.459 2.936 19,4%




SECTOR ELÉCTRICO

46

CUADRO3.5. PRODUCCIÓN NA CIONA L DE ENERGÍA ELÉCTRICA ȍpor combustib les) ȍUnidad: GWhȎ (Continuación)


Biogas 653 875 34,0%

R.S.U. renovable 693 631 -8,9%

R.S.U. no renovable 693 631 -8,9%

Ot ras fuentes 165 171 3,9%

II.–SISTEMAS EXTRAPENINSULARES 16.718 15.865 -5,1%

II.1.–BALEARES 6.579 5.943 -9,7%

–RÉGIMEN ORDINARIO 6.232 5.697 -8,6%

Carbón 3.608 2.910 -19,3%

Prod. pet rolíferos 2.624 1.433 -45,4%

Gas natural – 1.353

–RÉGIMEN ESPECIAL 346 246 -29,1%

Prod. pet rolíferos 94 4 -95,6%



Eólica 6 6 12,0%

Solar 84 97 16,0%

II.2.–CANARIAS 9.652 9.470 -1,9%

–RÉGIMEN ORDINARIO 8.928 8.644 -3,2%

Prod. pet rolíferos 8.928 8.644 -3,2%–RÉGIMEN ESPECIAL 724 826 14,1%

Prod. pet rolíferos 191 239 25,2%

Eólica 338 360 6,5%

Solar 195 227 16,3%

II.3.–CEUTA y MELILLA 488 451 -7,4%

–RÉGIMEN ORDINARIO 472 445 -5,7%


–RÉGIMEN ESPECIAL 16 6 -59,1%



Tot al producción nacional 303.091 292.051 -3,6%

Consum os propios 11.006 11.279 2,5%

Consumo en bombeo 4.458 3.215 -27,9%

Importación -exportación -8.332 -6.091 -26,9%

Demanda nacional 279.295 271.466 -2,8%

Emisiones de CO 2 sobre producción brut a en 2011 ȍKtCO2 /GWh Ȏ = 0,28FUENTE: SEE, REE.

La prod ucción en centrales nucleares bajó un 7%,

debido a que en el año ha sido m enor la disponi-

b i l idad d e los grupos, a l coincid ir paradas para

trabajo s planif icados en los mismo s. La produc-

ción con carbón registró una im portant e recupe-

ración, 70,7%, t ras el fuert e descenso d el año




SECTO R ELÉCTRICO

47

anterior , con lo que la participación de dicha pro-

ducción dent ro del conjunto tot al nacional subió

hasta el 15,4%.

La producción con producto s petrolí feros en el

Régimen Ordinario, incluyendo su uso como com-

bustible de apoyo en centrales que utilizan princi-

palmente otras energías, ha subido un 59%, aunque

su peso en la estruct ura de generación es bajo. Ha

bajado la generación en cent rales de ciclo combina-

do con gas, 21%, pero se ha mant enido la cogene-

ración con gas, que m antien e su actividad en los

últim os años, a pesar del d escenso de actividad de

la industria.

Los consum os en generación h an sido superiores a

los del año anterior, 2,5%, por la m ayor participa-

ción de las centrales de carbón y menor de la gene-

ración hidroeléctrica. Finalm ente, la energía eléctri-

ca disponib le para el mercado nacional bajó un

2,8% en relación con la de 2010, debid o al descenso

del saldo export ador de int ercambios internaciona-

les y del consumo en bom beo.

El consumo de com bustibles para generación eléc-

t rica, en unid ades físicas y energ éti cas, se indica en

los cuadro s 3.6 y 3.7. En unidades f ísicas, subió el

consumo d e carbón y gases derivado s y bajó el de

gas natural y product os petrolíferos.

Debido a esta estruct ura de generación, con m ayor

recurso a los com bustib les fósiles en centrales con-

vencion ales, y a pesar del d escenso de la gen era-

ción tot al, el consum o de comb ustibles para gene-

ración, medido en t ep, subió glo balment e un 3,3%.

Esta t asa es distin ta d e la variación de la prod uc-

ción, debido a los diferentes rendimient os de las

distintas fuent es de generación.

CUADRO 3.6. CONSU MO DE COMB USTIBL ES EN LA GENERACIÓN D E ENERGÍA ELÉCTRICA (Miles de toneladas)


I.–SISTEMA PENINSULAR

I.1.–RÉGIMEN ORDINARIO

Ant racita 195 3.936 1918,5%

Lignito negro 931 2.918 213,4%

Hulla 8.085 12.459 54,1%

Gas siderúrgico (1) 1.946 2.290 17,7%

Gas natural (1) 101.079 86.227 -14,7%Prod. pet rolíferos 252 486 92,8%

I.2.–RÉGIMEN ESPECIAL

Carbón 97 103 6,2%

Hulla 97 103 6,2%

Gas siderúrgico (1) 234 314 34,3%

Gas natural (1) 46.782 51.869 10,9%


Biomasa 2.535 1.850 -27,0%

Biogas (1) 1.500 2.100 40,0%




SECTOR ELÉCTRICO

48

CUADRO 3.6. CONSU MO DE COMB USTIBL ES EN LA GENERACIÓN D E ENERGÍA ELÉCTRICA (Miles de toneladas)(Continuación)


R.S.U. renovable 954 829 –13,1%

R.S.U. no renovable 954 829 –13,1%

II.–SISTEMAS EXTRAPENINSULARES

II.1.–BALEARES

–RÉGIMEN ORDIN ARIO

Carbón 1.495 1.184 –20,8%

Hulla 1.495 1.184 –20,8%

Prod. pet rolíferos 613 350 –42,9%

Gas natural – 299 100,0%

–RÉGIMEN ESPECIAL


R.S.U. renovable 112 41 –63,2%


II.2.–CANARIAS





II.3.–CEUTA y MELILLA






TOTAL NACIONA L

Carbón 10.803 20.600 90,7%

Gas siderúrgico (1) 2.180 2.604 19,5%

Gas natural (1) 147.861 138.395 –6,4%Prod. pet rolíferos 3.605 3.423 –5,1%

Biom asa 2.535 1.850 –27,0%

Biogas 1.500 2.100 40,0%

R.S.U. renovable 1.077 872 –19,0%

R.S.U. no renovable 1.077 872 –19,0%

ȍ1Ȏ Millones de t ermias.FUENTE: SEE,




SECTO R ELÉCTRICO

49

CUADRO 3.7. CONSUM O DE ENERGÍA PRIMA RIA EN LA GENERACIÓN D E ENERGÍA ELÉCTRICA ȍUnidad: KtepȎ


I.–SISTEMA PENINSULAR 47.860 48.423 1,2%

I.1.–RÉGIMEN ORDINARIO 36.233 36.091 –0,4%


Térmica 33.186 33.918 2,2%

Nuclear 16.155 15.024 -7,0%

Ant racita 93 1.936 1973,5%

Lignito net ro 282 927 229,0%

Hulla 4.548 6.808 49,7%Gas siderúrgico 195 229 17,7%

Gas natural 10.108 8.623 –14,7%

Prod. pet rolíferos 1.806 373 –79,4%

I.2.–RÉGIMEN ESPECIAL 11.627 12.333 6,1%

Hidroeléct rica 590 459 –22,2%

Eólica 3.769 3.613 –4,1%

Fotovoltaica 527 604 14,4%

Termosolar 285 698 144,6%

Carbón 97 103 6,2%

Hulla 97 103 6,2%


Gas natural 4.678 5.187 10,9%


Biomasa 633 765 20,9%

Biogas 160 210 31,3%

R.S.U. renovable 191 166 –13,3%


II.–SISTEMAS EXTRAPENINSULARES 2.007 3.106 54,8%

II.1.–BALEARES 1.130 1.046 –7,4%

–RÉGIMEN ORDIN ARIO 1.063 1.020 –4,0%

Carbón 841 700 –16,7%

Hulla 841 700 –16,7%


Gas natural – 299 100,0%

–RÉGIMEN ESPECIAL 67 26 –61,1%




Eólica 0 1 12,0%

Solar 7 8 16,0%




SECTOR ELÉCTRICO

50

CUADRO 3.7. CONSUM O DE ENERGÍA PRIMA RIA EN LA GENERACIÓN D E ENERGÍA ELÉCTRICA ȍUnidad: KtepȎ ȍContinuación)


II.2.–CANARIAS 832 1.970 136,8%

–RÉGIMEN ORDIN ARIO 757 1.874 147,4%

Prod. pet rolíferos 757 1.874 147,4%

–RÉGIMEN ESPECIA L 75 97 29,4%


Eólica 29 31 6,5%

Solar 17 20 16,3%

II.3.–CEUTA y MELILLA 44 89 101,2%

–RÉGIMEN ORD IN ARIO 40 88 121,1%


–RÉGIMEN ESPECIA L 4 1 –82,3%



CONSUM O TOTAL DE ENERGÍA PRIMARIA 49.867 51.529 3,3%


Eólica 3.798 3.644 –4,1%

Solar 837 1.329 58,9%Nuclear 16.155 15.024 –7,0%

Carbón 5.861 10.474 78,7%


Gas natural 14.786 14.109 –4,6%


Biomasa 633 765 20,9%

Biogas 160 210 31,3%

R.S.U. renovable 216 174 –19,2%


FUENTE: SEE.

3.3. EVOLUCIÓN DE LAS TARIFASELÉCTRICAS Y COMPARACIÓNCON OTROS PAÍSES

Aspect os más dest acados

• La Resolución de 8 de febr ero de 2011, de la

Secret aría de Estad o d e Energía, fijó las canti-

dades de carbón, e l volumen m áximo de pro-

ducción y los precios de ret ribución d e la ener-

gía, para el año 2011 a aplicar en el m ecanismo

de resolución de restricciones por garant ía de

suministr o establecido p or el 134/2010, de 12 de

febrero. Esta Resolución establecía un m áximo

de 23,3 TWh q ue pod rían generar las cent rales

adscrit as al procedim ient o de resolución de res-




SECTO R ELÉCTRICO

51

tricciones por garantía de suministro, y del cual

se generó finalment e un 79,1%.

• El Real Decret o 647/2011, de 9 de m ayo, regula

la act iv idad de g esto r de cargas del sistem a

para la realización de servicios de recarga ener-

gét ica. La nueva figu ra del gestor de cargas,

que ya se incluyó en el RDL 6/2010, tiene com o

objet o la prestación de servicios de recarga de

electricidad necesarios para un rápido desarro-

llo del vehículo eléctrico. La reventa d e energía

no estaba contem plada en la Ley del Sector

Eléctrico, po r lo que era necesaria esta nueva

figura del g esto r de cargas que es, por un lado,

consumido r y, por otro , revendedor de electrici-

dad (sum inistrad or). El RD establece las obli ga-

ciones y derecho s de los gest ores de carga, a la

vez que crea una nueva modalidad de peajes de

acceso aplicables a consumid ores de baja t en-sión h asta 15 kW m ediante la creación de una

discriminación ho raria que diferencia tres perio-

dos tarifarios: periodo 1, periodo 2 y periodo 3

(supervalle).

• El Real Decreto 1544/2011, de 31 de oct ubre,

establece los peajes de acceso a las redes de

transporte y distribución q ue deben satisfacer

los produ cto res de energ ía eléctri ca, en desa-rrollo d e lo establecido en el Real Decreto-Ley

14/2010, de 23 de d ic iem bre, por e l que se

establecen med idas urgent es para la correc-

ción del déficit tarif ario del secto r eléctrico. En

concreto, se regulan los distint os aspectos que

deben recoger los contrat os que, conform e a

lo estab lec id o en la L ey 54/1997, de 27 de

noviemb re, deben form alizar los generadores

con el transportista o d istribuid or al que están

conectados, así como las condicion es gene-

rales del procedimient o de facturación, medi-

da y cob ro d e los peajes de acceso, y los peajes

de acceso para in stalaciones hidrául i cas de

bombeo.

• El Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre,

por el que se regulan los efecto s de la entrad a

en funcionamient o del enlace entre el sistem a

eléctrico penin sular y el balear. El RD establece

las condicion es para operar el enlace eléctrico

ent re la península y el sistem a balear en el sen-

ti do Península-Baleares. Adem ás, el RD cont ie-

ne ot ras disposiciones tales como un cargo f ijo

para las import aciones/exportaciones con ori-

gen/destin o fuera de la UE o diversas m edidas

para mejorar el funcionamient o y aplicación del

Real Decreto d e restricciones por garantía de

suministro.

• El Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviemb re,

por el qu e se regula la conexión a red de in stala-

ciones de producción d e energía eléctr ica de

pequeña potencia tiene por objet o simplificar y

acelerar el procedimiento de conexión a la red de

las instalaciones renovables de reducido tam año

y a las plantas de cogeneración a pequeña escala,

están en línea con lo pro pugnado por las directi-vas europeas de fomento de las energías renova-

bles y de la cogeneración, respondiend o adem ás

al intento de hom ogeneizar la tramit ación para

las diferent es tecnologías en un único p rocedi-

mient o común a tod as ellas.

• La Resolución de 30 de diciem bre de 2011, de la

Secret aría de Estad o de Energía, por la qu e se

fijan las cantid ades de carbón, el volum en máxi-




SECTOR ELÉCTRICO

52

m o de prod ucción y los precios de retrib ución

de la energía, para el año 2012 a aplicar en el

proceso de reso luc ión de rest r icc iones por

garant ía de sum inistro establece un volum en

para este m ecanismo d e 24,7 TWh.

• Finalment e, en el Real Decreto -ley 20/2011, de

30 de diciem bre, de m edidas urgentes en mat e-

ria presupuestaria, tr ibut aria y financiera para la

corrección d el déficit público, se establece que el

porcent aje correspond iente al ejercicio 2011 del

extracoste de generación en el régim en insular y

extrapeninsular» del Real Decreto-ley 6/2009, d e

30 de abril, por el que se adoptan d eterm inadas

m edidas en el sector en ergét ico y se aprueba el

bon o social, con cargo a los Presupuestos Gene-

rales del Estado de 2012 será del 17%.

Norm ativa sobre peajesy p recios aplicables en 2011

En 2011, ha sido p ublicada la siguiente norm ativa

en relación con las tari fas:

– Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, po r la

que se estab lecen los peajes de acceso a part ir

de 1 de enero d e 2011 y las tarifas y prim as delas instalaciones del régim en especial.

– Or den ITC/6 88 /2011, de 30 de marzo, po r la que

se estab lecen los peajes de acceso a part ir de 1

de abril de 2011 y det erminadas tarifas y primas

de las instalacion es del régim en especial.

– Reso lu ción de 2 8 de d ic iem bre d e 2 010 , d e l a

Dirección General de Política Energét ica y Minas,

por la que se establece el coste d e produ cción d e

energía eléctrica y las tarifas de últim o recurso a

aplicar en el primer t rimestre d e 2011.

– Resolución de 30 de m arzo d e 2011, de la Direc-

ción General de Política Energét ica y Minas, por

la que se establece el coste de pro ducción de

energía eléctrica y las tarifas de últim o recurso

a aplicar en el segundo trim estre de 2011.

– Reso lu ció n d e 30 d e jun io de 2011, d e la Dir ec-


la que se establece el coste de pro ducción de

energía eléctrica y las tarifas de últim o recurso

a aplicar en el t ercer trim estre de 2011.

– Reso lución d e 29 d e sep t iem bre de 2011, d e la

Dirección General de Política Energét ica y Minas,

por la que se establece el coste d e produ cción d eenergía eléctrica y las tarifas de últim o recurso a

aplicar en el cuarto trim estre d e 2011.

Actualización de los peajes de accesoy t arifas de últ imo recurso en 2011

Las variaciones registrad as en est as t arifas en

2011 se recog en en los cuadros 3.8 y 3.9.

CUADRO 3.8.ǧ PEAJES DE ACCESO

Peajes abr-11 oct -11

Baja Tensión (con derecho a TUR) 10,27% –11,75% (** )

Baja Tensión (sin derecho a TUR) 7% 0%

Alta tensión 2% 0%

(* ) Excepto p eajes 6.4 y 6.5.(* * ) Subida TUR cero

FUENTE: SEE.




SECTO R ELÉCTRICO

53

CUADRO 3.9.ǧTARIFA DE ÚLTIMO RECURSO

Trimest re Variación TUR %

I 9,80

II 0,00

III 1,52

IV 0,00

FUENTE: SEE.

Com paración con ot ros países

En los cuadro s 3.10 a 3.12, se detal lan lo s precios

de energ ía eléctr ica en países europeos, facilita-

dos por EUROSTAT y correspondientes a dife-

rent es consumidor es t ip o dom ést icos e indus-

triales.

CUADRO 3.10. PRECIOS EN EURO/KWh, SIN TASAS, 1.er SEMESTRE 2011

País Consumidores t ipo

IA< 20

MW h

IB>20

<500MW h

IC>500

<2.000MW h

ID>2.000

<20.000MW h

IE>20.000<70.000

MW h

IF>70.000<150.000

MW h

IG>150.000

MW h

BELGICA 0,163 0,163 0,098 0,086 0,074 0,067 –

BULGARIA 0,078 0,078 0,064 0,057 0,050 0,049 0,046

REP. CHECA 0,184 0,184 0,110 0,098 0,101 0,096 –

DINAMARCA 0,108 0,108 0,088 0,087 0,079 0,079 –

ALEMANIA 0,162 0,162 0,090 0,079 0,071 0,072 –

ESTONIA 0,069 0,069 0,062 0,062 0,059 0,056 –

IRLANDA 0,165 0,165 0,112 0,086 0,076 0,068 –

GRECIA 0,134 0,134 0,094 0,077 0,069 0,057 0,057

ESPAÑA 0,164 0,164 0,108 0,087 0,075 0,068 0,050

FRANCIA 0,105 0,105 0,072 0,065 0,064 0,056 –

ITALIA 0,240 0,240 0,117 0,103 0,102 – 0,081

CHIPRE 0,192 0,192 0,161 0,145 0,138 0,139 –

LETONIA 0,126 0,126 0,098 0,091 0,089 0,081 –

LITUANIA 0,132 0,132 0,105 0,102 0,100 – –

LUXEMBURGO 0,158 0,158 0,096 0,071 0,061 0,000 –

HUNGRIA 0,120 0,120 0,093 0,085 0,087 0,074 0,069

MALTA 0,290 0,290 0,180 0,160 0,150 0,000 –

HOLANDA 0,148 0,148 0,084 0,075 0,070 0,070 0,067

AUSTRIA – – – – – – –

POLONIA 0,154 0,154 0,096 0,081 0,076 0,074 0,078

PORTUGAL 0,106 0,106 0,090 0,084 0,066 0,061 –

RUMANIA 0,106 0,106 0,080 0,070 0,063 0,059 –

ESLOVENIA 0,127 0,127 0,089 0,076 0,067 0,068 –

ESLOVAQUIA 0,196 0,196 0,123 0,111 0,102 0,090 0,090

FINLANDIA 0,088 0,088 0,069 0,066 0,058 0,056 –

SUECIA 0,160 0,160 0,089 0,078 0,071 0,067 –




SECTOR ELÉCTRICO

54

CUADRO 3.10. PRECIOS EN EURO/KWh, SIN TASAS, 1.er SEMESTRE 2011 ȍContinuaciónȎ


IA< 20

MW h

IB>20

<500MW h

IC>500

<2.000MW h

ID>2.000

<20.000MW h

IE>20.000<70.000

MW h

IF>70.000<150.000

MW h

IG>150.000

MW h

REINO UNIDO 0,129 0,129 0,094 0,086 0,082 0,081 0,078

NORUEGA 0,105 0,105 0,096 0,082 0,071 0,045 –

CROACIA 0,115 0,115 0,090 0,077 0,060 0,057 –

TURQUÍA 0,088 0,088 0,076 0,068 0,061 0,058 0,060

FUENTE: Eurostat.

CUADRO 3.11. PRECIOS EN EURO/KW h, CON TASAS, 1.er SEMESTRE 2011


IA< 20

MW h

IB>20

<500MW h

IC>500

<2.000MW h

ID>2.000<20.000

MW h

IE>20.000<70.000

MW h

IF>70.000<150.000

MW h

IG>150.000

MW h

BELGICA 0,220 0,172 0,133 0,117 0,102 0,091 –

BULGARIA 0,094 0,086 0,078 0,070 0,062 0,060 0,056

REP. CHECA 0,222 0,175 0,133 0,120 0,122 0,116 –

DINAMARCA 0,254 0,213 0,206 0,203 0,195 0,194 –

ALEMANIA 0,265 0,191 0,167 0,152 0,138 0,137 –

ESTONIA 0,093 0,089 0,086 0,086 0,079 0,078 –

IRLANDA 0,209 0,149 0,128 0,097 0,085 0,078 –

GRECIA 0,160 0,133 0,114 0,095 0,085 0,068 0,068

ESPAÑA 0,199 0,160 0,132 0,106 0,092 0,083 0,061

FRANCIA 0,145 0,120 0,101 0,089 0,085 0,075 –

ITALIA 0,337 0,204 0,175 0,145 0,132 0,112 0,096

CHIPRE 0,228 0,220 0,192 0,174 0,166 0,167 –

LETONIA 0,154 0,129 0,120 0,110 0,109 0,098 –

LITUANIA 0,160 0,138 0,127 0,124 0,122 – –

LUXEMBURGO 0,181 0,120 0,106 0,077 0,066 – –HUNGRIA 0,155 0,130 0,121 0,111 0,113 0,098 0,091

MALTA 0,305 0,210 0,189 0,168 0,158 – –

HOLANDA 0,224 0,171 0,122 0,106 0,093 0,094 0,084

AUSTRIA – – – – – – –

POLONIA 0,196 0,148 0,125 0,106 0,100 0,097 0,102

PORTUGAL 0,180 0,132 0,105 0,096 0,078 0,074 –

RUMANIA 0,134 0,125 0,102 0,090 0,081 0,076 –

ESLOVENIA 0,173 0,138 0,119 0,102 0,090 0,092 –

ESLOVAQUIA 0,240 0,180 0,153 0,139 0,128 0,113 0,114

FINLANDIA 0,117 0,108 0,093 0,090 0,080 0,078 –




SECTO R ELÉCTRICO

55

CUADRO 3.11. PRECIOS EN EURO/KW h, CON TASAS, 1.er SEMESTRE 2011 ȍContinuaciónȎ


IA< 20

MW h

IB>20<500MW h

IC>500

<2.000MW h

ID>2.000<20.000

MWh

IE>20.000<70.000

MW h

IF>70.000<150.000

MW h

IG>150.000

MW h

SUECIA 0,201 0,126 0,112 0,099 0,090 0,084 –

REINO UNIDO 0,159 0,138 0,118 0,107 0,101 0,100 0,095

NORUEGA 0,149 0,142 0,138 0,120 0,107 0,074 –

CROACIA 0,142 0,128 0,112 0,095 0,075 0,071 –

TURQUÍA 0,107 0,101 0,093 0,082 0,074 0,071 0,072Media (UE27) 0,192 0,150 0,129 0,115 0,106 0,098 0,085

ESPAÑA-MEDIA 0,192 0,150 0,129 0,115 0,106 0,098 0,085

% DIFERENCIA SOBRE MEDIA 0,007 0,010 0,003 -0,008 -0,014 -0,016 -0,024

% DIFERENCIA SOBRE MEDIA 3,56 6,45 2,20 -7,18 -13,40 -16,02 -28,53

FUENTE: Eurostat.

CUAD RO 3.12.ǧ PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD PARA USOS DOM ESTICOS

Precios en Euro /kWh, SIN IVA (1º semestr e 2011)

Países Consumidores t ipo

DA

<1.000 kWh

DB: 1.000

a 2.500 kWh

DC: 2.500

a 5.000 kWh

DD: 5.000

a 15.000 kWh

DE:

>15.000 kW hBELGICA 0,251 0,196 0,177 0,159 0,138

BULGARIA 0,070 0,069 0,069 0,069 0,069

REP. CHECA 0,262 0,194 0,124 0,104 0,090

DINAMARCA 0,257 0,257 0,233 0,203 0,203

ALEMANIA 0,322 0,233 0,212 0,202 0,195

ESTONIA 0,084 0,083 0,081 0,078 0,071

IRLANDA 0,376 0,207 0,168 0,139 0,116

GRECIA 0,134 0,095 0,111 0,135 0,137

ESPAÑA 0,304 0,186 0,168 0,150 0,132

FRANCIA 0,217 0,135 0,118 0,108 0,105

ITALIA 0,253 0,151 0,184 0,224 0,246

CHIPRE 0,205 0,179 0,179 0,174 0,156

LETONIA 0,096 0,096 0,096 0,097 0,099

LITUANIA 0,106 0,103 0,100 0,097 0,092

LUXEMBURGO 0,235 0,176 0,158 0,147 0,132

HUNGRIA 0,151 0,138 0,135 0,127 0,132

MALTA 0,371 0,190 0,162 0,171 0,314

HOLANDA : 0,086 0,147 0,176 0,143

AUSTRIA 0,246 0,184 0,166 0,150 0,136

POLONIA 0,154 0,129 0,120 0,113 0,113




SECTOR ELÉCTRICO

56

CUAD RO 3.12.ǧ PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD PARA USOS DOM ESTICOS ȍContinuaciónȎ

Precios en Euro /kWh, SIN IVA (1º semestr e 2011)

Países Consumidores t ipo

DA<1.000 kWh

DB: 1.000a 2.500 kWh

DC: 2.500a 5.000 kWh

DD: 5.000a 15.000 kWh

DE:>15.000 kW h

PORTUGAL 0,315 0,176 0,156 0,142 0,136

RUMANIA 0,085 0,086 0,085 0,084 0,079

ESLOVENIA 0,192 0,139 0,120 0,111 0,105

ESLOVAQUIA 0,193 0,158 0,140 0,125 0,110

FINLANDIA 0,227 0,157 0,125 0,110 0,094

SUECIA 0,291 0,182 0,168 0,144 0,130

REINO UNIDO 0,145 0,146 0,137 0,121 0,110

NORUEGA 0,379 0,246 0,171 0,130 0,117

CROACIA 0,148 0,091 0,093 0,089 0,085

TURQUÍA 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103

FUENTE: Eurostat.

3.4. REGULACIÓN LEGAL DEL SECTOR

Entre las prin cipales disposiciones publ icadas

duran te el año 2011 cabe señalar las siguien tes:

Entre las prin cipales disposiciones publ icadas

duran te el año 2011 cabe señalar las siguien tes:

Real Decreto 302/2011, de 4 de m arzo, por el que

se regula la venta de producto s a liquidar por d ife-

rencia de precios por d eterm inadas instalaciones

de rég im en especia l y la adqu is ición po r los

com ercializadores de últ im o recurso del sectoreléctrico . (B.O.E. n.º 55 de 4 de marzo de 2011).

Real Decreto 6 47/2011, de 9 d e mayo, por el que se

regula la actividad d e gestor de cargas del sistem a

para la realización de servicios de recarga energé-

tica. (B.O.E. n.º 122 de 23 de m ayo d e 2011).

Real Decreto 1544/2011, de 31 de oct ubre, po r el

que se establecen lo s peajes de acceso a las redes

de tr ansport e y distribución que deben satisfacer

los prod uctores de energ ía e léct r ica . (B.O.E.

n.º 276 de 16 de no viembre de 2011).

Real Decreto 1623/2011, de 14 de no viembr e, por

el que se regulan los efectos de la entrada en f un-

cionamient o del enlace ent re el sistem a eléctrico

peninsular y el balear, y se m odifican ot ras dispo-

siciones del sector eléct rico. (B.O.E. n.º 2 94 de 7

de diciem bre d e 2011).

Real Decreto 1699/2011, de 18 de n oviem bre, por

el que se regula la conexión a red d e instalacio-nes de produ cción de energía eléctr ica de peque-

ña pot encia. (B.O.E. n.º 295 d e 8 de d iciembre

de 2 011).

Orden ITC/66/2011, de 20 d e enero, po r la que se

amp lía el plazo de p resent ación de solicitudes de

instalaciones fotovoltaicas, para la convocatoria

del segundo t rim estre d e 2011, al registro de pre-

asignación de ret r ibución, regulado en el Real




SECTO R ELÉCTRICO

57

Decreto 1578/2008, de 26 de septiem bre. (B.O.E

n.º 21 de 25 de enero de 2011).

Orden ITC/67/2011, de 24 de enero , por la que se

establece la disponib ilidad y los servicios m ínimo s

de l secto r energét ico ant e la convocator ia de

hue lga genera l en el ámbi t o geográ f ico de la

Com unidad Foral de Navarra y de la Com unidad

Aut ónom a del País Vasco para el d ía 27 de enero

de 2011. (B.O.E n.º 21 de 25 de enero d e 2011).

Orden ITC/72/2011, de 24 de enero , por la que se

establece la disponibilid ad y los servicios míni-

mo s del sector energét ico ant e la convocatoria

de huelga general en el ámb ito g eográfico de la

Com unidad Aut ónom a de Galic ia para el día 27

de enero de 2011. (B.O.E. n.º 22 d e 26 de ene-

ro d e 2011).

Orden ITC/73/2011, de 24 de enero, p or la que se

establece la disponib ilidad y los servicios m ínimo s

del sector energét ico ante la convocatoria de huel-

ga general en el ámbit o geográfico de la Com uni-

dad Aut ónom a de Cataluña para el día 27 de enero

de 2011. (B.O.E. n.º 22 de 26 de enero de 2011).

Orden ITC/368/2011, de 21 de febrero, p or la q ue

se aprueban l os valores unit arios de referenciapara los costes de inversión y de op eración y m an-

tenim iento para las instalaciones de transporte,

por elem ento de inm ovilizado, que serán aplica-

bles a las instalaciones puestas en servicio a part ir

del 1 de enero de 2008 . (B.O.E. n.º 48 de 25 de

febr ero de 2011).

Orden ITC/371/2011, de 24 de f ebrero, por la que

se delegan comp etencias y se aprueban las dele-

gaciones de com pet encias de ot ros órganos supe-

r io res y d i rect ivos de l depart ament o . (B.O.E.

n.º 49 de 26 de f ebrero de 2011).

Orden ITC/606/2011, de 16 de m arzo, por la que se

determina el contenido y la forma de rem isión de

la info rm ación sobre los precios aplicables a los

consum idores finales de electricidad al Min isterio

de Industria, Turism o y Comer cio. (B.O.E. n.º 6 9

de 22 d e m arzo de 2011).

Ord en ITC/619/2011, de 18 de m arzo, por la que se

corrig en erro res de la Ord en ITC/3353/2010, de 28

de diciem bre, por la que se establecen los peajes

de acceso a part ir de 1 de enero d e 2011 y las tari-

fas y prim as de las instalaciones del régim en espe-

cial. (B.O.E. n.º 71 de 24 d e m arzo de 2011).

Ord en ITC/527/2011, de 11 de m arzo, po r la qu e sem odif ica el calendario d e la convocat oria corres-

pondient e al segundo t rim estre d e 2011 del regis-

tro de pre-asignación de retrib ución, regulado en

el Real Decreto 1578/2008, de 26 d e sept iem bre.

(B.O.E. n.º 6 2 de 14 de m arzo de 20 11).

Orden ITC/688/2011, de 30 de m arzo, por la que se

establecen lo s peajes de acceso a p artir de 1 de

abr i l de 2011 y determ inadas ta r i fas y pr im asde las instalacio nes del régim en especial. (B.O.E.

n.º 77 de 31 de m arzo d e 2011).

Ord en ITC/1068/2011, de 28 de abril , por la q ue se

m odif ica la Orden ITC/3353/2010, de 28 d e diciem -

bre, p or la qu e se estab lecen los peajes de acceso

a parti r de 1 de enero de 2011 y las tarif as y prim as

de las instalacio nes del régim en especial. (B.O.E.

n.º 102 de 29 d e abril de 2011).




SECTOR ELÉCTRICO

58

Ord en ITC/2452/2011, de 13 de septiem bre, po r la

que se revisan det erm inadas tarifas y primas de

las inst alaciones del régim en especial. (B.O.E.

n.º 223 de 16 de sept iem bre de 2011).

Ord en ITC/2585/2011, de 29 de sept iem bre, por la

que se revisan lo s peajes de acceso, se estab lecen

los precios de l os peajes de acceso supervalle y se

actualizan determ inadas tarif as y prim as de las

instalaciones del régim en especial, a partir de 1 de

octub re de 2011. (B.O.E. n.º 236 de 30 de sept iem-

bre d e 2011).

Orden ITC/2844/2011, de 19 de octub re, por la que

se regulan l as tr ansferencias de fond os, con cargo

a las empresas pro duct oras de energía eléctrica y

a los peajes de acceso d e t erceros a las instalacio-

nes gasist as, de la cuen ta específica de l a Comi -

sión Nacional de Energía al Inst itu to para la Diver-sificación y Aho rro d e la Energía, en el año 2 011,

para la ejecución de las medidas del plan d e acción

2008-2012 de la estr ategia de ahor ro y eficiencia

energ éti ca en España 2004-20 12 (E4), y los crit e-

rios para la ejecución de las medid as cont em pla-

das en dicho plan. (B.O.E. n.º 254 de 21 de octu bre

de 2011).

Orden ITC/2914/2011, de 27 de octub re, por l a quese mod if ica la Ord en ITC/1522/2007, de 24 de

m ayo, por la que se estab lece la regulación d e la

garant ía del origen de la electr icidad procedent e

de fuent es de energía renovables y de cogenera-

ción de alt a eficiencia. (B.O.E. n.º 262 de 31 de

oct ubre de 2011).

Orden ITC/2955/2011, de 29 de octub re, por la que

se mod ifica la Orden ITC/371/2011, de 24 d e feb re-

ro, por la que se delegan com petencias del Minis-

tr o de Industr ia, Turismo y Comercio y por la que

se aprueban las delegaciones de comp eten cias de

ot ros órganos superiores y directivos del depar-

tam en to . (B .O .E. n . º 263 de 1 de nov iem bre

de 2011).

Ord en ITC/3127/2011, de 17 de n oviem bre, p or la

que se regula el servicio de disponibi l idad de

pot encia de los pagos por capacidad y se m odifica

el incent ivo a la inversión a que hace referen cia el

anexo III de la O rden ITC/2794/2007, de 2 7 de sep-

t iem bre, por la que se revisan las t arifas eléct ricas

a part ir del 1 de oct ubre d e 2007. (B.O.E. n.º 278

de 18 de noviem bre de 2011).

Ord en IET/3586/2011, de 30 de d iciemb re, por la

que se est ablecen los peajes de acceso a part ir de

1 de enero d e 2012 y las t arifas y prim as de las ins-talaciones del régim en especial. . (B.O.E. n.º 315

de 31 de diciem bre d e 2011).

Resolución de 20 de enero de 2011, de la Dirección

General de Política Energét ica y Minas, por la que

se establece el import e def in i t ivo pendient e de

cobro a 31 de diciembre d e 2010, de los derechos

de cobro que pueden ser cedidos al fondo de t itu-

lización d el déficit del sistem a eléctrico. (B.O.E.n.º 22 de 26 d e enero de 2011).

Resolució n de 26 de ener o de 2011, del Congr eso

de los Diput ados, por la que se ordena la publica-

ción del Acuerd o de convalidación d el Real Decre-

to -ley 14/2010, de 23 de diciem bre, por el que se

establecen m edidas urgentes para la corrección

del déficit tarif ario del secto r eléctrico. (B.O.E.

n.º 29 de 3 de febrero de 2011).




SECTO R ELÉCTRICO

59

Resolución de 31 de enero de 2011, de la Direc-

ción General de Política Energét ica y Minas, por la

que se fija el precio med io de la energía a aplicar

en el cálculo de la retr ibución d el servicio de ges-

tión d e la demanda de interrumpibilidad ofrecido

por lo s consum idores que adquieren su energía en

el mercado de producción durante el prim er t r i -

m estre de 2011. (B.O.E. n.º 29 de 3 de f ebrero d e

2011).

Resolución de 8 de f ebrero de 2011, de la Secret a-

ría de Estad o d e Energía, por la que se fi jan las

cantid ades de carbón, el volumen m áximo de pro -

ducción y los precios de retribución d e la energía,

para el año 20 11 a aplicar en el pro ceso de resolu-

ción de restricciones por garantía de suministro.

(B.O.E. n.º 35 de 10 de feb rero d e 2011).

Resolución de 21 de en ero d e 2011, de la D irecciónGeneral de Política Energ ética y M inas, por la que

se det ermina la anualidad correspondient e a 2010

y el impo rte pend iente de com pensación, a 31 de

diciemb re de 2010, de los proyectos de centrales

nucleares paralizados definit ivament e por la dis-

posición adicion al octava de la Ley 40/1994, de 30

de diciemb re, de Ordenación del Sistem a Eléctri-

co Nacional, sustit uida po r la Ley 54/1997, de 27

de diciem bre, del Sector Eléctrico. (B.O.E. n.º 38de 14 de febrero de 20 11).

Resolució n de 23 de feb rero d e 2011, de la Secre-

taría de Estado de Energía, por la que se estable-

cen las características de la decimo cuarta subasta

CESUR . (B.O.E. n.º 48 de 25 de f ebrero de 2011).

Resolución de 16 de f ebrero d e 2011, de la Com i-

sión Interm inisterial, creada por el artículo 16 del

Real Decreto 437/2010, de 9 d e abril, po r la que se

publica el Acuerdo sobre delegación de comp e-

ten cias en el Com it é de Seguim ient o. (B.O.E.

n.º 54 de 4 de m arzo de 2011).

Resolución d e 10 de febrero de 2011, de la Direc-


que se establece el import e definit ivo pend iente

de cobro a 31 de diciemb re de 2010, de confor m i-

dad con lo establecido en la Orden ITC/694/2008,

de 7 de marzo, del derecho de cobro adjudicado

en la subasta d e 12 de junio de 200 8, del déficit

reconocido ex ant e en la liquidación de las activi-

dades reguladas. (B.O.E. n.º 56 d e 7 de marzo de

2011).

Resolución d e 10 de febrero de 2011, de la Direc-


que se establece el import e definit ivo pend ientede cobro a 31 de diciembr e de 2010, del derecho

de cobro correspondient e a la f inanciación del

déf icit de in gresos de las liquid aciones de las acti-

vidad es reguladas del e jercicio 200 5. (B.O.E.

n.º 56 d e 7 de m arzo de 2011).

Resolució n de 7 de m arzo de 2011, de la Dirección


se actual izan los parám etro s de los diferent escomp onent es del coste variable de generación de

las instalaciones de generación en régim en ordi-

nario de los sistem as eléctricos insulares y extra-

peninsulares para el año 2011. (B.O.E. n.º 64 d e 16

de m arzo de 2011).

Resolució n de 7 de m arzo de 2011, de la Dirección


se publica el valor unitario de garantía de pot encia




SECTOR ELÉCTRICO

60

anual GPOTn(i) correspond ient e a las instalacio-

nes de generación en régim en ordi nario de los sis-

tem as eléctr icos insulares y extrapenin sulares

para el año 2 011. . (B.O.E. n.º 64 de 16 d e m arzo

de 2011).

Resolució n de 30 de m arzo de 20 11, de la Direc-


que se estab lece el coste d e prod ucción de ener-

gía eléctr ica y las tarif as de últ im o recurso a apli-

car en el segundo t rim estre de 2011. (B.O.E. n.º 77

de 31 de marzo d e 2011).

Resolución de 28 de m arzo de 2011, de la Direc-


que se inscriben en el regi stro de p reasignación d e

retr ibución, asociadas a la convocatoria del primer

trim estre de 2011, los proyectos incluidos en los

cupos correspond ientes, se publica el resultadodel procedimiento de preasignación de retr ibu-

ción de dicha convocatoria y se comunica el cóm -

puto de plazo para el cierre del plazo de presenta-

ción de solicitudes de la siguiente convocatoria.

(B.O.E. n.º 77 de 31 de m arzo d e 2011).


sión Nacional d e Energía, por la que se estab lecen

y pub lican, a los efecto s de lo dispuesto en el ar-tículo 34 del Real Decreto -ley 6/2000, de 23 de

ju ni o, las rel aciones de o pe radores pr in cip ales en

los secto res energét icos. (B.O.E. n.º 100 de 27 de

abril d e 2011).


sión Nacional d e Energía, por la que se estab lecen

y pub lican, a los efecto s de lo d ispuesto en la dis-

posición adicional ter cera del Real Decreto- ley

6/2000, de 23 de junio, las relaciones de operado -

res dom inant es en los sector es energét icos.

(B.O.E. n.º 100 de 27 de abri l de 2 011).

Resolución de 6 d e m ayo de 20 11, de la Secretaría

de Estado de Energía, por la que se publ ica la

Resolución d el Inst itu t o para la Diversificación y

Ahor ro de la Energía, de 8 de m arzo de 2011, por

la que se est ablecen las bases regu lado ras y con-

vocato ria 2011 del Program a de ayudas IDAE a

proyecto s estratégicos de inversión en aho rro y

eficiencia energética dentro del Plan de Acción

2008-2012 de la Estrat egia de Aho rro y Eficiencia

Energét ica en España (E4). (B.O.E. n.º 112 d e 11

de m ayo de 2011)

Resolución de 10 de m ayo de 2 011, de la Direc-


que se fija el precio med io de la energía a aplicaren el cálculo de la ret ribución d el servicio de g es-

tión d e la demanda de interrump ibilidad ofrecido

por lo s consumid ores que adquieren su energía en

el mercado de produ cción durant e el segundo t ri-

m estre d e 2011. (B.O.E. n.º 117 de 17 de m ayo d e

2011).

Resolución de 9 d e m ayo de 20 11, de la Secretaría

de Estad o de Energía, por la que se aprueba elprocedim ient o de operación del sistem a 14.3.

«Garantías de Pago». (B.O.E. n.º 120 de 20 d e

m ayo de 2011).

Resolución d e 24 d e m ayo de 2011, de la Secre-

taría de Estad o de Energía, por l a que se estab le-

cen las características de la decim oquin ta subas-

ta CESUR. (B.O.E. n . º 125 de 26 de m ayo d e

2011).




SECTO R ELÉCTRICO

61

Resolució n de 13 de m ayo d e 2011, de la Secreta-

ría de Estado d e Energ ía, por l a que se aprueb a el

horizonte t emporal y e l núm ero de contratos de

cada tipo o frecido s por el Sistem a Eléctrico Espa-

ñol en las subastas de cont rato s finan cieros relati-

vos a la interconexión ent re España y Port ugal, a

celebrar en junio de 2011, según se definen en la

Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciemb re, por la

que se establece el régim en aplicable para la rea-

lización de intercambios intracomunit arios e inter-

nacionales de energ ía eléctr ica. (B.O.E. n.º 126 de

27 de mayo de 2011).

Resolución d e 24 de m ayo de 20 11, de la Dirección

General de Política Energ ética y M inas, por la que

se m odif ica la de 14 de mayo de 2009, por la que

se establece el procedim iento de facturación con

estim ación del consumo de energía eléctrica y su

regular ización con lect uras reales. (B.O.E. n.º 128de 30 de mayo de 2011).

Resolución de 27 de m ayo de 2011, de la Dir ección


se fijan los precios de los com bustibles definitivos

del segundo semestre d e 2010 a aplicar en el cál-

culo de la prim a de funcionamiento de cada grupo

generado r, los costes de logística para el año 2011

y los precios de los com bustib les provisionales delprim er sem estre de 2011 a aplicar para efectuar el

despacho de lo s costes variables de generación en

los sistem as eléctr icos insulares y extrap eninsula-

res. (B.O.E. n.º 134 de 6 d e juni o d e 2011).

Resolució n de 3 de ju nio d e 2011, de la Secretaría

de Estad o de Energía, por la que se aprueba el

procedim iento de operación 3.7 «Program ación

de la generación de o rigen renovable no gestiona-

ble» de lo s sistemas eléctr icos insulares y extrape-

ninsulares. (B.O.E. n.º 140 d e 13 de ju nio de 2011).

Resolución de 14 de junio de 2011, de la Secret aría

de Estado de Energía, por la que se publican los

valores del coste d e la mat eria prima y del coste

base de la mat eria prima del g as natural para el

segundo t rim estre de 2011, a los efecto s del cálcu-

lo del com plem ento de ef ic iencia y los valores

ret ribut ivos de las instalaciones de cogeneración y

ot ras en el Real Decret o 661/2007, de 25 de m ayo,

por el que se regula la actividad d e producción de

energía eléctr ica en régim en especial. (B.O.E.

n.º 2 1 de junio d e 2011).

Resolución de 24 de jun io d e 2011, de la Secretaría

de Est ado d e Energía, por la qu e se resuelve el

procedimiento de concurrencia com petit iva para

la obt ención del derecho a la percepción de unrégimen económ ico adicional a la retribución del

m ercado d e produ cción de energía eléctrica, para

proy ectos de instalaciones de producción de ener-

gía eléctrica de t ecnología solar term oeléctrica de

carácter innovador, en el tram o de gran instala-

ción. (B.O.E. n.º 151 de 25 de jun io d e 2011).

Resolució n de 20 de jun io de 2011, de la Dirección

General de Política Energét ica y Minas, por la quese establece el import e def in i t ivo pendient e de

com pensación a 31 de diciembr e de 2010, del

derecho de com pensación por desajuste d e ingre-

sos de las acti vidades reguladas anter ior a 2003.

(B.O.E. n.º 154 de 29 de jun io d e 2011).

Resolució n de 30 de ju nio d e 2011, de la Dirección


se establece el coste d e prod ucción de energía




SECTOR ELÉCTRICO

62

eléctrica y las tarif as de últ im o recurso a aplicar en

el ter cer trim estre de 2011. (B.O.E. n.º 156 de 1 de

ju lio d e 2011).

Resolución de 29 de jun io d e 2011, de la Secretaría

de Estado de Energía, por la que se mo difica la

redacción de los apartado s quint o, sexto y d écimo,

para su aplicación en el tram o de p equeñas insta-

laciones, de la de 24 de no viembre d e 2010, por la

que se aprueba la convocatoria d e un pro cedi-

miento de concurrencia competit iva para la obten-

ción del derecho a la percepción de un régim en

económ ico adicional a la retribución del m ercado

de prod ucción de energía eléctrica, para proyectos

de instalaciones de producción de energ ía eléctri-

ca de tecnología solar t erm oeléctrica de carácter

inno vador. (B.O.E. n.º 160 de 6 de ju lio de 2011).

Resolución de 15 de jul io de 2011, de la Secret aría deEstado de Energía, por la que se auto rizan t rasvases

de carbón ent re las centrales térm icas de La Robla 2

y Narcea 3. (B.O.E. n.º 172 de 19 de ju lio de 2011).

Resolució n de 20 de jul io de 2011, de la Dirección


se inscriben en el registro de pr easignación d e

retr ibución, asociadas a la convocator ia del segun-

do t rim estre de 2011 los proyecto s incluido s en loscupos correspon dient es y se publica el result ado

del procedimiento de preasignación de retr ibu-

ción de d icha convocato ria. (B.O.E. n.º 178 de 26

de julio de 2011).

Resolució n de 27 de julio d e 2011, de la Dirección


se fijan los precios de los com bustibles definitivos

del primer semestre de 2011, a aplicar en el cálcu-

lo de la prim a de funcionamiento d e cada grupo

generador y los precios de los comb ustibles provi-

sionales del segund o sem estr e de 2011, a aplicar

para efectu ar el despacho de los costes variables

de generación en los sistem as eléctrico s insulares

y ext rapenin sulares. (B.O.E n.º 185 de 3 de agosto

de 2011).

Resolución d e 27 de julio de 2011, de la Dirección


se fija el precio medio de la energía a aplicar en el

cálculo de la ret ribución del servicio de g estió n de

la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los

consumid ores que adquieren su energía en el mer-

cado de producción durante el tercer trim estre de

2011. (B.O.E n.º 185 de 3 de ago sto d e 2011).

Resolución d e 5 de sept iem bre de 2011, de la

Secretaría de Estado d e Energía, por la que esta-blecen las características de la decimosexta subas-

ta CESUR. (B.O.E. n.º 215 de 7 de sept iem bre d e

2011).

Resolución de 20 de septiem bre de 2011, de la

Secret aría de Estad o de Energ ía, por la que se

publican los valores del coste de la m ateria prim a

y del coste base de la mat eria prima del gas natu-

ral para el tercer t rim estre de 2011, a los efecto sdel cálculo del com plemento de ef ic iencia y los

valores retribu tivo s de las instalaciones de coge-

neración y o tr as en el Real Decreto 661/2007, de

25 de m ayo, por el que se regula la actividad de

producción d e energía eléctrica en régim en espe-

cial. (B.O.E. n.º 234 de 28 de septiem bre de 20 11)

Resolución d e 29 de septiem bre de 2011, de la

Dirección General de Política Energética y M inas,




SECTO R ELÉCTRICO

63

por la q ue se aprueba el perfil de consumo asocia-

do a los peajes de acceso con discriminación h ora-

ria supervalle y el mét odo d e cálculo a efectos de

liquidación d e energía, aplicables para aquellos

consum idores tipo 5 que no dispongan de registro

hor ario de con sumo , para el año 2011. (B.O.E.


Resolución d e 29 de sept iem bre de 2011, de la


por la q ue se establece el coste de pr oducción d e

energía eléctrica y las tarif as de últ im o recurso a

apl icar en el cuarto t r im estre de 2011. (B.O.E.


Resolució n de 17 de oct ubr e de 2011, de la Direc-


que se fija el precio med io de la energía a aplicar

en el cálculo de la retr ibución d el servicio de ges-tión d e la demanda de interrum pibilidad of recido

por lo s consum idores que adquieren su energía en

el mercado de producción durante el cuarto t r i -

m estre de 2011. (B.O.E. n.º 259 de 27 de octub re

de 20 11).

Resolución d e 4 de n oviemb re de 2011, de la Com i-

sión Int erm inisterial creada por el artículo 16 del

Real Decret o 437/2010, de 9 de ab ril, po r la que sedesarrolla la regulación del proceso sobre t itu liza-

ción del déficit d el sistema eléctrico, sobre delega-

ción de com petencias en el Comit é de Seguimien-

to . (B.O.E. n.º 271 de 10 de noviem bre d e 2011).

Resolución de 7 de noviem bre d e 2011, de la Direc-


que se inscriben en el regi stro de p reasignación d e

retribución, asociadas a la convocato ria del t ercer

tr im estr e de 2011 los proyectos incluidos en los

cupos correspondient es y se publica el resultado

del procedimiento de preasignación de retr ibu-

ción d e dicha convo catoria. (B.O.E. n.º 271 de 10

de noviem bre de 2011).

Reso luc ión de 7 de no v iemb re de 2011, de la


aprueba la fecha de la subasta, el horizont e tem -

poral y el número d e contratos de cada tipo ofre-

cidos por el sistema eléctrico español en la subas-

t a d e c o n t r a t o s f i n a n c i e r o s r e l a t i v o s a l a

interconexión ent re España y Port ugal, a celebrar

en diciemb re del año 2011, según se definen en la

Ord en ITC/4112/2005, de 30 de diciem bre, por la

que se establece el régim en aplicable para la rea-

lización de int ercambios intracomunit arios e inter-

nacionales de energ ía eléctr ica. (B.O.E. n.º 276 de

16 de noviem bre de 2011).

Resolución d e 14 de noviem bre d e 2011, de la

Secretaría de Estado d e Energía, por la que esta-

blecen las características de la decimo séptim a

subasta CESUR. (B.O.E. n.º 276 de 16 de n oviem -

bre d e 2011).

Resolución d e 16 de noviem bre d e 2011, de la

Secret aría de Estad o de Energ ía, por la que sepublican los valores del coste de la m ateria prim a

y del coste base de la mat eria prima del gas natu-

ral para el cuarto t rim estr e de 2011, a los efecto s

del cálculo del com plemento de ef ic iencia y los

valores retribu tivo s de las instalaciones de coge-

neración y o tr as en el Real Decreto 661/2007, de

25 de m ayo, por el que se regula la actividad de

producción d e energía eléctrica en régim en espe-

cial. (B.O.E. n.º 279 de 19 de no viem bre d e 2011).




SECTOR ELÉCTRICO

64

Resolución de 18 de no viemb re de 2011, de la

Dirección General de Política Energ ética y Minas,

por la qu e se inscriben en el r egistro d e preasigna-

ción de ret ribución, asociadas a la convocatoria

del cuarto trim estre d e 2011, los proyectos inclui-

dos en los cupos correspondient es y se publica el

resultado d el procedimient o de preasignación de

retribución de dicha convocatoria. (B.O.E. n.º 281

de 22 de noviem bre de 2011).

Resolución de 5 de oct ubre d e 2011, de la Direc-

ción General de Industria, por la que se aprueban

las especif icaciones particulares de la em presa

Hidrocant ábrico Distribución Eléctrica, SAU para

las instalacion es privadas en baja t ensión que se

conect en a su sistem a. (B.O.E. n.º 292 de 5 de

diciem bre de 2011).

Resolución de 1 de d iciemb re de 2011, de la Secre-taría de Estado de Energía, por la que se aprueba

el procedimient o de operación del sistem a 4.0

«Gest ió n d e las Conexion es Int ernacionales».

(B.O.E. n.º 309 de 24 d e diciem bre de 20 11).

Resolución de 29 de diciem bre de 2011, de la

D i recc ión Genera l de Po l í t i ca Ene rgé t i ca y

M inas, por la que se aprueba el perfil d e consu-

mo y el mét odo d e cálculo a efectos de l iquida-ción de ener gía, aplicables para aquellos consu-

mid o res t ipo 4 y t ipo 5 que no d ispongan de

registro hor ario de consum o, así com o aquellos

que han pasado de ser t ip o 4 a t ipo 3, según el

Real Decret o 1110/2007, de 24 de ago sto, po r

el que se aprueba el Reglam ento unif icado d e

punt os de medida del sistem a eléctrico, para el

año 2012. (B.O.E. n.º 315 de 31 de diciem bre d e

2011).

Resolución de 30 de diciem bre d e 2011, de la


por la que se establece el coste de pr oducción de

energía eléctr ica y las tarif as de últ im o recurso a

apl icar en el periodo com prendido entre el 23 y

el 31 de diciem bre d e 2011, amb os inclusive y en el

prim er tr im estre de 2012. (B.O.E. n.º 315 de 31 de

diciem bre de 2011).

Resolución de 30 de diciem bre d e 2011, de la


fijan las cantid ades de carbón, el vo lumen m áxi-

m o de p roducción y los precios de retribución de

la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso

de resolución de restr icciones por garantía de

suministro . (B.O.E. n.º 315 de 31 de diciem bre d e

2011).

Ad ic iona lmen te , e l c i t ado Rea l Decre to - ley20/2011, de 30 de diciemb re, de med idas urgent es

en m ateria presupuestaria, trib utaria y financiera

para la corrección del déf ic i t públ ico. (B.O.E.

n.º 315 de 31 de di ciemb re de 20 11).

3.5. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DEPRODUCCIÓN DE LA ELECTRICIDAD

La contrat ación de energía en el progr ama resul-

tan te de la casación del m ercado diario en el siste-

m a eléctr ico español en 2011, ha ascendido a

182.290 GWh, lo q ue supone un descenso del 5,7%

respecto al año 2010, con precio m edio de 49 ,93 €/

MW h, un aumento del 34,9%.

La contrat ación de energía en el program a resul-

tant e de la casación del m ercado intradiario en el




SECTO R ELÉCTRICO

65

mismo periodo se ha situado en 45.694 GWh, con

aument o del 29,2% respecto al año 2010, con pre-

cio medio de 49,64 €/MW h, un aument o del 33,9%.

El precio hor ario final m edio del sistem a en 2011

fue de 6 0,11 €/MWh , con aum ento del 31,2% res-

pecto d el año anterior. El 84,68% de este precio

en 2011, correspond e a la compo nent e del precio

del m ercado d iario, siendo el resto las com ponen-

tes del precio del mercado in tr adiario, los servicios

de a juste de l s istem a e léct r ico y e l pago por

capacidad.

Las subastas CESUR celebradas en 2011 registra-

ron p recios base ent re 49,07 €/MWh de la subasta

del primer t r imestre y 57,99 €/MWh d el cuarto

trim estre. Los precios punta oscilaron ent re 53,99

y 63 €/MWh en los mismos períodos.

3.6. EVOLUCIÓN ECONÓMICAY FINAN CIERA DEL SECTOR

ELÉCTRICO

Estados financieros

Se present an los Balances consolidad os de las

actividades eléct ricas desarrollad as en España,

correspondient es a las empresas int egradas en

UN ESA, para l os años 2010 y 2011. Asimi smo se

recogen las Cuent as consolidad as de Pérdid as y

Ganancias.

CUADRO 3.13. BALAN CE CONSOLIDA DO DE LA ACTIVIDA D ELÉCTRICA NACION ALTOTAL UN ESA.

2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ

ACTIVO

Actividad EléctricaNacional

PASIVO

Actividad EléctricaNacional

TOTAL UNESA TOTAL UNESA

2011 (E) 2010 2011 (E) 2010

Inmovilizado 75.509 73.781 Fondos propios 33.126 30.066

Inmovilizaciones inmateriales 61.635 62.077 Ingresos diferidos 8.336 7.835

Inmovilizaciones materiales 7.960 6.163 Provisiones para riesgos y gastos 5.277 5.752

InmovilizacionesƤnancieras 5.915 5.541 Acreedores a largo plazo 30.503 29.246

Act ivo circulant e 16.911 21.519 Acreedores a corto plazo 15.080 22.307

Existencias 2.257 2.043 Pasivos m antenidos p/venta 98 94

Clientes 8.877 13.865 TOTAL PASIVO 92.420 95.300

Ot ro act ivo circulante 5.386 4.925

Pasivos mantenidos p/venta 391 686

TOTAL ACTIVO 92.420 95.300




SECTOR ELÉCTRICO

66

CUADRO 3.14.ǧ CUENTA DE PÉRDIDA SY GANAN CIAS CONSOLIDAD A DE LA ACTIVIDAD

ELÉCTRICA NACION AL SEGÚN N IIF.TOTAL UNESA ȍMill. €Ȏ

CONCEPTOSTOTAL UNESA

2011 (E) 2010

+Cifra de negocios 24.993 23.330

–Ap ro vision am ien tos –10.542 –8.8 18

Margen Brut o 14.452 14.512

+Ingresos accesorios 1.838 1.782

–Gt os.ex tern os –4.4 91 –4.4 47

–Gt os.d e personal –1.966 –2.20 1

Ebit da 9.833 9.646

–Am or t izaci ones –4.8 79 –4.257

Ebit 4.954 5.389

+ –Rtd o Ƥnanciero –902 –969

+ –Rtdo. m étodo part icipación 26 1

+ –Rtdo. act ivos no corrientes –77 1.812

Rt do. Ant es de impuest os 4.001 6.233

–Im puesto sociedad es –938 –1.378

Rt do. del ejercicio 3.063 4.855

CUAD RO 3.15.ǧ BALAN CE CONSOLIDADO DE LA ACTIVIDADES LIBERALIZADA S:GENERACIÓN Y COMERCIALIZA CIÓN TOTAL UN ESA. 2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ

ACTIVO

Generación +Comercialización PASIVO

Generación +Comercialización

2011 (E) 2010 2011 (E) 2010

Inmovilizado 45.024 44.706 Fondos propios 20.846 19.754

Act ivo intangible 5.832 4.717 Ingresos diferidos 301 320

Inmovilizaciones materiales 35.386 36.679 Provisiones para riesgosy gastos 3.203 3.398

Inversiones Ƥnancieras 3.805 3.310 Acreedores a largo plazo 25.090 23.553

Act ivo circulant e 15.438 19.584 Acreedores a corto plazo 10.923 17.172

Exist encias 2.197 1.945 Pasivos mantenidos p/venta 98 93

Clientes 7.948 12.401 TOTAL PASIVO 60.462 64.290

Ot ro act ivo circulante 4.902 4.602

Act ivos mantenidos p/venta 391 636


RATIOS DE LA ACTIVIDA D ELÉCTRICA NACIONA L

Ratio s Actividad EléctricaNacional

2011 (E) 2010

Rtdo. neto de explotaciónd/ imp.sobre ventas (%)

15,2 18,0

Ventas sobre activo s neto s(veces)

0,3 0,2

R.O.A.: Rentabi lidad delactivo neto (%)

4,1 4,4

Rentabilidad fondo s propios(ROE: Rtado después im p./f.propio s) (%)

7,4 17,0

Endeudamiento (%):Acreedores / A creedores + F.Propios

52,4 65,0

Vida restant e deuda (años):Deud a/ Cash ƪow Operativo(EBITDA)

4,6 5,5

Resultado Ƥnanciero / Cifrade Negocios (%)

3,6 4,2

Bº neto + Imp. Socied.+Resultado Ƥnanciero /Resultado Ƥnanciero (veces)

5,4 7,4




SECTO R ELÉCTRICO

67

CUADRO 3.16.ǧ ESTADO DE RESULTADO D E LASACTIVIDADES LIBERALIZA DAS, GENERACIÓN

Y COMERCIAL IZA CIÓN 2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ

Generación +Comercialización

2011 (E) 2010

+Cifra de negocios 31.866 29.873

–Ap ro vision am ien tos –23.308 –20.9 56


+Ot ros ingresos de explot ación 1.379 1.386

–Gt os.ex tern os –3.272 –3.309

–Gt os.d e personal –1.156 –1.297

Ebit da 5.509 5.694

–Am or t izaci ones y provi sion es –3.641 –3.075

Ebit 1.868 2.619

+ –Rtd o Ƥnanciero –782 –763

+ –Rtdo. venta act ivos –8 1.052

Rt do. Ant es de impuest os 1.077 2.908

Rt do. del ejercicio 860 2.329

CUADRO 3.17. BALAN CE CONSOLIDA DO DE LASACTIVIDA DES DE DISTRIBUCIÓN. TOTAL UN ESA.

2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ

ACTIVODistribución

2011 (E) 2010

Inmovilizado 30.485 29.075

Act ivo int angible 2.127 1.446

Inmovilizaciones materiales 26.249 25.398

Inversiones Ƥnancieras 2.109 2.231

Act ivo circulant e 1.474 1.935Existencias 60 98

Clientes 929 1.464

Ot ro act ivo circulante 484 323

Act ivos mantenidos p/venta 0 50


CUADRO 3.17. BALAN CE CONSOLIDA DO DE LASACTIVIDA DES DE DISTRIBUCIÓN. TOTAL UN ESA.

2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ ȍContinuaciónȎ

PASIVODistribución

2011 (E) 2010

Fondos propios 12.280 10.312

Ingresos dif eridos 8.035 7.515

Provisiones para riesgosy gasto s

2.074 2.354

Acreedores a largo plazo 5.413 5.693

Acreedores a cort o plazo 4.157 5.135

TOTAL PASIVO 31.959 31.009

CUAD RO 3.18. ESTAD O DE RESULTADO S DE LASACTIVIDA DES DE DISTRIBUCIÓN 2011ǧ2010 ȍMill. €Ȏ

PASIVODistribución

2011 (E) 2010

+Cif ra de Negocios 6.027 5.730

–Ap rovisionam ien tos –134 –132


+Otros ingresos de explota-ción

459 396

–Gt os.ex tern os –1.218 –1.138

–Gt os de pe rson al –809 –904

Ebit da 4.324 3.952

–Amor t izaci ones y pro visiones –1.237 –1.182

Ebit 3.087 2.770

+–Rtdo f inanciero –120 –206

+–Rtdo venta act ivos –43 761

Rt do. ant es de impuest os 2.923 3.325

–Im pt o.sociedad es –720 –800

Rt do. del ejercicio 2.203 2.525



4. SECTOR NUCLEAR




SECTOR NU CLEAR

4.1. GENERACIÓN ELÉCTRICADE ORIGEN NUCLEAR

En España hay 8 unid ades nucleares en funcion a-

mient o, situadas en 6 em plazamient os, que supo-

nen una po tencia instalada de 7.786 M W, lo q ue

representa el 7,5% de la po tencia to tal de genera-

ción eléctrica instalada.

La producción brut a de energía eléctrica de origen

nuclear d urante 2011 fue de 57.649 GWh, lo que

supuso una cont ribución del 19,7% al tot al de la

prod ucción nacional. En 2011 esta prod ucción

eléctrica nuclear ha disminuid o un 7% respecto a

la del año anterior.

E l Factor de carga ( re lac ión ent re la energ ía

eléctrica producida en un período d e tiem po y la

que se hubiera podid o prod ucir en ese mismoperíodo funcionando a la potencia nom inal) del

parque nuclear español duran te 2011 ha sido d el

83,86%, y el Factor de disponibi l idad (re lación

entre el tiem po que la centr al ha estado acoplada

a la red en e l t i em po t o ta l cons iderado ) , de l

86,46% . Estas cifras son algo inf erior es al año

anter io r , como consecuencia de que en 2011

to dos los reacto res llevaron a cabo su parada de

recarga.

Median te las Ord enes Ministeriales ITC/3372/2011.

e ITC/3373/2011, amb as de 22 de sept iem bre, se

renovaron las autor izaciones de explotación d e las

centrales nucleares Ascó I y Ascó II. Amb as autori-

zaciones se concedieron po r un p eriodo de 10

años, de acuerdo con el infor m e del Consejo de

Seguridad Nuclear.

4.2. PRUEBAS REALIZADASA LAS CENTRALES NUCLEARES

ESPAÑOLAS, COMO CONSECUENCIADEL ACCIDENTE EN LA CENTRALNUCLEAR DE FUKUSHIMA

Tras el accident e ocurrid o el 11-3-11 en la centr al

nuclear de Fukushima Dai-ichi, el Consejo de la

Unión Europea celebrado el 24-3-11 aprobó qu e

t odas las centrales de la UE deberían somet erse a

unas pruebas de resistencia (test d e stress) para

verif icar su seguridad ant e fenóm enos naturales

de carácter ext raordinario.

Para ello, la Asociación d e Reguladores de Europa

Occident al (WENRA), constit uida por los regula-

dores de los países europeos con cent rales nuclea-

res, preparó una p ropu esta, según la cual, se

deberían analizar tres grand es ámb it os de gestiónde sucesos extraord inario s en relación con la

seguridad: sucesos exter nos extrem os; pérd idas

de funcio nes de segurid ad y gestión de accidentes

severos.

Esta p ropuesta fue r espaldada por el Grupo Euro-

peo de Regulad ores Nu cleares (ENSREG), que

asesora al Parlamen to Europeo y al Consejo de la

UE, que además estab leció los plazos de t al mane-ra que lo s result ados de estas pruebas de resisten -

cia puedan ser present adas en el Consejo de l a UE

de junio d e 2012.

Por lo que a España se refiere, el Consejo d e Segu-

ridad Nuclear (CSN), dent ro d e las asociaciones de

reguladores europeos anteriorm ente señaladas,

ha part ic ipado en las act iv idades dest inad as a

establecer las pruebas que han servido para llevar




SECTOR NU CLEAR

a cabo est as evaluaciones. En base a esto, el 25-5-

11 el CSN aprobó una Instrucción Técnica Comple-

ment aria (ITC) dirigid a a las centrales, en la que se

establecían las prueb as a realizar y el calendario

para llevarlas a cabo.

Las fases previstas en est e pro ceso er an las si-

guientes:

• Primera fase: Evaluación previa de los tit ulares

de las cent rales, que había de responder a los

criter ios estab lecidos en estas pruebas de resis-

tencia, e implicaba la rem isión por parte de los

tit ulares de los inform es y los docum ento s aso-

ciados, así como de los planes de actu aciones.

En esta evaluació n se ha revisado la resistencia

de las centrales a sucesos de orig en ext erno,

ta les com o t erremot os, inundaciones y ot ros

sucesos natur ales; la pérdi da de las funcion esde segur idad, por pérd ida de los d i fe rent es

escalones de sumin istro d e energía eléctrica y

del sumidero f inal de calor; y la gestión de acci-

dent es severos en el núcleo del r eactor y acci-

dent es con pérdida de inventario y/o ref rigera-

ción en las piscinas de comb ustible gastado.

• Segunda fase: Los organi smos regulado res de

los Estados miem bros tenían que elaborar loscorrespondient es info rm es de evaluación nacio-

nal, a partir d e los inform es de cada instalación.

• Tercera fase: Equipo s de expert os de varios paí-

ses revisarían lo s info rm es nacionales («peer

reviews»). Estos equipos estar ían form ados por

siete personas: un representant e de la Com isión

Europea y seis miem bros procedentes de los 27

Organismos reguladores de la UE, y pod rían

realizar inspecciones de las centr ales sobr e el

terreno.

A fi nales del 2011 ya se habían realizado las dos

prim eras fases, llevando a cabo la t ercera durante

los prim eros meses de 2012.

Así, en cumplim iento del calendario establecido a

nivel com unit ario, e l CSN en vió el 23-12-11 el

info rm e correspond ient e a las centr ales españo-

las, en el que, ent re sus conclusiones, cabe desta-

car que no se ha identif icado ningún aspecto que

suponga una defi ciencia relevant e en la seguridad

de estas instalaciones y que pud iera requerir la

adopción urg ente d e actuaciones en las mismas.

Los inform es de los tit ulares concluyen que actual-

m ent e se cumplen las bases de diseño y las bases

de licencia establecidas para cada instalación, y losestud ios realizados ponen d e m anifiesto la existen-

cia de márgenes que aseguran el mant enimiento de

las cond iciones de segurid ad de las cent rales más

allá de los supuestos considerados en el diseño.

Adicionalm ente, para increment ar la capacidad de

respuesta f rent e a situ aciones extrem as, los titu la-

res de las centrales han prop uesto la imp lant ación

de m ejoras relevantes y el refuerzo de los recursospara hacer f rent e a emergencias. Las m ejoras

ident if icadas se realizarán en varias et apas, en

función de sus caracter ísticas técnicas y de los pla-

zos necesarios para su im plant ación. Con este f in,

el 14-3-11, el CSN ap rob ó las Instruccion es Técni-

cas Complem entarias (ITC) dirigid as a cada una d e

las centrales, en las que se les requiere para q ue

presenten a este Organismo u n Plan de acción que

detalle t odas las mejoras a implantar.




SECTOR NU CLEAR

73

En est as ITC se estab lece la progr amación de

los plazos de imp lantación de las mejoras pre-

vistas, cont emp lando actuaciones a corto plazo

(hasta f inales 2012), med io plazo (f inales 2014)

y largo plazo (f in ales 2016), y se establece que

tod o e l p roceso deberá estar adecuadamente

proced imentado, p rever fo rm ación y ent rena-

m ient o del personal, y una vigilancia específica

de los nuevo s equipos a instalar, con especial

én fas is en asegurar que e l uso de lo s nuevos

equ ipos prev is tos se pueda rea l izar de mo do

ráp ido y e f i c ien te en cond ic iones rea les de

emergencia.

Dentro de la t ercera fase que se ha llevado a cabo

durant e los primero s meses de 2012, relativa a la

revisión por pares de los informes nacionales

(peer-reviews), durant e los días 6 al 8 de febrero

de 2012 tuvieron lugar en Luxemb urgo la presen-tación de los inform es enviados por los distint os

organismos reguladores, con lo s resultado s obte-

nido s tras estas pruebas de r esistencia a las cen-

tr ales nucleares europ eas. Asim ismo, dur ant e la

penúltim a semana de m arzo de 2012, una delega-

ción de expertos internacionales, form ada por

m iembr os de otros organism os reguladores euro-

peos y de la Com isión Europea, estuvo en España

para realizar la revisión int erpares, de cara a veri-ficar la solvencia de los inform es nacionales de las

prueb as de resisten cia realizadas a las centr ales

nucleares españolas.

Estas revisiones se han llevado a cabo po r un eq ui-

po de expertos que compo nen tres grupos de tra-

bajo y que se encargan de analizar los inform es

elaborados por los reguladores europeos, divi-

diénd olos en tr es áreas transversales: sucesos ini-

ciadores extern os, pérdida de f unciones de segu-

ridad y gestión d e accident es severos. Asimismo,

se elaborarán «infor m es nacionales» para cada

uno de los países exam inado s.

Posteriorm ent e, tras el doble análisis de los gru-

pos de tr abajo —tr ansversal por áreas y por paí-

ses—, se ha elaborado un info rm e final que h a sido

rem it id o al Grupo Europeo d e Reguladores de

Seguridad Nuclear (ENSREG) para su aprob ación,

lo que t uvo lugar el 26-4-12. Este inform e se ha

presentado en un sem inar io púb l ico que tuvo

lugar en Bruselas el 8-5-2.

At aques ext ernos

Adicionalmente a lo anterior, cabe indicar que el

30-6-11 el CSN apr obó una Instrucción TécnicaComp lemen taria (ITC) que va más allá a lo acorda-

do h asta ahora a nivel com unitario, en la que se

establecía las medid as que las cent rales deberán

adopt ar para, ante un gran incendio de origen

externo, garant izar la ext inción d el mismo , así

como la refrigeración del núcleo y de la piscina de

com bustible gastado, la prot ección de la cont en-

ción y la minim ización de vert idos radiológicos al

exterior.

Para definir las m edidas que deben ser im plant a-

das, independientem ente del suceso in iciador, se

deberá emplear una metod ología que contemple

los siguient es aspect os:

– M it igac ió n de sucesos m ás a ll á d e l a b ase de

diseño com o, por e jemplo, e l imp acto de un

avión com ercial.




SECTOR NU CLEAR

74

– M it igac ión de fueg os y ex p losiones de g ran

tam año y larga duración (+48 h).

– Def in ir est rat eg ia de m it igació n individ ualizada.

– Garan t izar re spu est as coord in ad as an t e si t ua -

ciones de emergencia.

– To do lo descr it o en t erremot os e inu nd acion es

relacionados con los t est de stress y que desa-

rrolla los procedim ient os específicos para gran-

des incendios.

En esta ITC se establecía que el t it ular deb ería

enviar al CSN, antes del 31-12-11, un estudio d e las

acciones que en ella se cont emplan, así com o una

propuesta que detalle las medidas a implantar y la

progr amación d e aplicación, en la que se detalla-

rían las m edidas a implant ar de form a inmediat a,las que se im plant arían en los siguient es 6 m eses

y las que restasen por implant ar hasta el 31-12-12,

fecha en la que el tit ular deberá haber implant ado

to das las m edidas resultant es de la aplicación de

esta ITC. Si, excepcionalm ent e, no fuera po sible

im plant ar alguna de las m edidas necesarias en el

plazo estip ulado, el tit ular debería justificar con-

venientem ente t al situación, así com o prop oner

una fecha de implant ación tan t emprana comosea posible.

Por últim o, en relación con los ataques externos,

cabe señalar que actualm ente existe dent ro de la

UE un Grupo de t rabajo en el q ue se está anali-

zando la segurid ad de l as centr ales nucleares des-

de el punt o de vista de su prot ección cont ra posi-

b les amenazas externas y la form a de p revenir

éstas. En este Grupo, po r part e de España, están

presentes representant es del CSN y del M inisterio

del Interior.

4.3. PRIMERA PARTE DEL CICLODEL COMBUSTIBLE NUCLEAR

En 2011 la fábr ica de com bust ib le n uc lear de

Juzbado (Sa lamanca), p rop iedad de ENUSA

Industr ias Avanzadas, S.A., ha fabr icado 1.029

element os comb ustibles, tant o para el m ercado

n a c io n a l ( 3 0 % ) , c o mo p a ra l a e x p o r t a c i ó n

(70%). Esto s element os contenían 348,4 t onela-

das de uranio y, de el lo s, 532 correspond ían al

t ipo PWR (reactor d e agua a presión) y 497 al

t ip o BWR (reactor d e agua en ebu l l ic ión) . De

estos, para la exportación se han destinado 721

e lemen to s combus t ib les, con ten iendo 254 ,4to ne ladas de uran io . Los dest in os de los e le -

m ento s fabr icados han s ido Bé lg ica , Franc ia ,

Finlandia y Suecia.

Por lo que respecta a las centrales nucleares espa-

ñolas, ENUSA en 2011 ha gestionado y sumin istra-

do un tot al de 308 elementos combustibles, con-

ten iend o 93,99 ton e ladas de uran io , para las

cent rales de Alm araz II, Ascó II, Vande llós II yCofrentes.

Las cantid ades com pradas por ENUSA en el 2011

para las centrales nucleares españolas han sido:

1.287 toneladas de concentrad os de uranio (U3O8),

1.082 toneladas en servicios de conversión y

861.000 UTS (Unidades de Trabajo d e Separación)

en servicios de enriquecimient o.




SECTOR NU CLEAR

75

4.4. SEGUNDA PARTE DEL CICLODEL COMBUSTIBLE NUCLEAR

Selección del emplazamient o del ATCy su cent ro t ecnológico asociado

Al ob jeto de llevar a cabo el proceso de selección

de l emplazamient o que a lbergue el A lmacén

Tem poral Centralizado (ATC) para la gestió n del

comb ust ib le nuclear gastado y de los residuos

radiacti vos de alta actividad, así com o su cent ro

tecnoló gico asociado, el Gobierno aprob ó, el 23-6-

06, e l Rea l Decre to 775/2006 (BOE 5-7-06) ,

mediant e el que se constit uyó una Comisión Inter-

m inisterial con el fin de establecer los crit erios que

debía cump lir dicho emplazamiento, desarrollar el

procedimient o para que los m unicipios interesa-

dos pudieran opt ar a ser candidatos, y elaborar,

para su elevación al Gobier no, una pro puesta deemplazamient os candidatos, seleccionados ent re

los municipios interesados.

El 29-12-09, e l BOE publ icó la Resolució n de

23-12-09, d e la Secretaría de Estad o d e Energía,

por la que se efectuab a la convocato ria pública

para la selección de los municipi os candidat os,

estableciendo el Procedimient o y las Bases que

regirían el p roceso p ara la designación d el em pla-zamiento por el Gobierno. A excepción de la deci-

sión final, el proceso se llevó a cabo a lo largo del

año 2010.

Presentaron su candidat ura 14 mun icipios, de los

cuales fuero n adm iti dos 9 candid ato s. Tras el exa-

m en de los térm inos muni cipales de los candida-

to s atend iendo a los criterios establecidos en la

convocato ria, se som etió la aplicación d e los crit e-

rios de la citada convocatoria al t rámit e de alega-

ciones y de info rm ación y participación pública,

recibiéndose m ás de 14.400 escritos de alegacio-

nes. Com o result ado de las alegaciones recibidas,

se int rodujero n algunas m odif icaciones en los

inform es de los térm inos municipales, y se confir-

m ó la exclusión de un m unicipio, al encontrarse la

to talidad de su términ o m unicipal en zona ZEPA,

por lo que finalm ente quedaron 8 m unicipios can-

didatos.

Una vez finalizado el trám ite de alegaciones y de

info rm ación y participación pública, y tras com u-

nicar a los mu nicipio s candid ato s las zonas exclui-

das, ésto s aport aron infor m ación sobre alternat i-

vas de t errenos prop uestos, para la elaboración d e

los correspondientes inform es de los térm inos

m un ic ipales. E l in fo rme d e p ropues ta de los

emp lazam iento s candidato s a albergar la instala-ción se aprobó en la últ ima reunión de la Com isión

Interm inisterial, de 16-9-10, acordándose la remi-

sión d e éste al Gobierno.

El info rm e concluía que, desde un punt o de vista

técnico, los terrenos propuestos por los 8 munici-

pio s candid ato s se consideran viabl es para la rea-

lización del p royecto, d esprendiénd ose del análi-

s is c o mp a ra t i v o r e a l i za d o q u e l o s t e r r e n o spresentado s por lo s m unicipios de Zarra, Ascó,

Yebra y Villar d e Cañas son lo s que result an m ás

idóneos.

Finalment e, el Consejo de M inistros celebrado el

30-12-11 acordó d esignar al muni cipio de Villar de

Cañas (Cuenca), com o em plazamient o del A TC y

su centro tecnológico. Esta d ecisión f ue adopt ada

tras anal izar en profund idad el inform e de pro-




SECTOR NU CLEAR

76

puesta, y teniendo en cuenta la consecución del

m ayor consenso social, territ orial e instit ucional.

El m unicipi o reúne t odas las características t écni-

cas exigidas para este t ipo de em plazamiento y el

entorno tiene una tasa de paro elevada, por lo que

el proyecto t endrá un im pacto socioeconómico

positivo. Dicho Acuerdo f ue publicado po r Resolu-

ción d e 18-1-12, de la Secret aría de Estado d e

Energ ía (BOE 20-1-12).

Una vez decidido el em plazam iento, y después de

la adquisición d e ter reno s por ENRESA, a realizar

previsib lemente durante el prim er sem estre d e

2012, se iniciarán los trám ites para la obt ención de

las correspon dient es aut orizacion es nucleares y

medioam bient ales, en concreto las auto rizaciones

previa y de construcción, a conceder sim ultánea-

ment e por el M INETUR, previo inform e preceptivo

del Consejo de Seguridad Nuclear y previa audien-cia de la Com unidad Aut ónom a y otras adm inis-

traciones afectadas. Asimismo, se requerirá la

emisión, por el Ministerio de Agricultura, Alimen-

tación y M edio Am biente, de la preceptiva Decla-

ración de Imp acto Am biental (DIA).

Com bustible irradiado almacenado

en las centrales nucleares

El com bust ib le i r rad iado descargado de cada

reacto r se alm acena en las piscinas de las cent ra-

les nuc leares, sa lvo en e l caso d e la cent ra l

nuclear de Trillo que, adicionalm ente, dispone de

un almacén tem poral situado en el emplazamien-

to de la central, donde se almacena el combusti-

ble en seco, tras ser enfriado un t iemp o en la pis-

cina. Asimismo, to do el combust ib le irradiado

durant e la operación de la central nuclear de José

Cabrera —actu almen te en fase de desm antela-

m iento — se acumula en un almacén de este t ipo.

En el cuadro 4.1 se mu estra la cantid ad t ot al de

com bustible irradiado alm acenado en las centra-

les nucleares.

CUADRO 4.1. COMB USTIBL E IRRADIA DOALM ACENAD O EN LAS CENTRALES NU CLEARES

Unidad Uranio (total)almacenado a 31-12-11 (Kg)

José Cabrera 95.750*

Sta. Mª de Garoña 353.236

Almaraz I 552.699

Almaraz II 521.141

Ascó I 499.419

Ascó II 488.820

Cofrentes 636.871

Vandellós II 411.712

Trillo239.211

+ 196.893*(* ) en el Almacén tempo ral situado en el emplazamiento.

FUENTE: SEE

Residuos radiactivos de baja

y m edia act ividad

La instalación de alm acenamient o de residuos

radiact ivos sólid os de Sierra Alb arrana, Cent ro de

Alm acenamient o «El Cabril», situado en la pro vin-cia de Córdob a y prop iedad de la Empr esa Nacio-

nal d e Residuos Radiactivo s, S.A. (ENRESA), está

destinada al almacenamient o de residuos radiac-

tivos sólidos de m edia, baja y muy baja actividad.

Entre las actividades llevadas a cabo dur ante el

año 2011, dest aca el inicio de la construcción d e

una nueva celda para el alm acenamient o de resi-

duos de m uy baja act iv idad (denom inada celda




SECTOR NU CLEAR

77

30), la instalación de la cubierta de un m ódulo d e

almacenamient o ya com pleto m ediante el vertido

de horm igón estructural y posterior cierre con una

cobertu ra de im perm eabilización, así como ot ras

actividades relativas a la remod elación de la Sala

de Contro l principal de la instalación, el depósito

de drenajes en el edificio tecnológico o la fabrica-

ción de contenedo res.

Durante este año , se recibió un to tal d e 1.957 m3

de residuos radiactivos. Con la cantid ad recibida

en 2011, El Cabril acum ula un t ot al de 32.017 m3

de residuo s radiact ivo s, de lo s que 28.165 m3

corresponden a r esiduos de baja y media activi-

dad, a lmacenados en celdas con un porcentaje

de ocupación de l 66% de su capacidad to t a l .

Los restant es 3.852 m3 corresponden a residuos

de m uy ba ja ac t i v idad , a lmacenados en una

celda independient e, siendo la capacidad ocu-pada del 10%.

4.5. INDUSTRIA DE FABRICACIÓN

DE EQUIPOS

La em presa Equipos Nu cleares, S.A. (ENSA) es la

prin cipal comp añía española dedicada al sum inis-

tro de grandes comp onentes para las instalacio-nes nucleares. Cuenta con una pl anta d e fabrica-

ción ubicada en M aliaño (Cantabria).

Como act uaciones más relevant es de esta em pre-

sa en 2011/12, en el ámb ito nacional, cabe desta-

car la cont inuación de la fabricación de cont ene-

dores del mo delo ENSA-DPT para el a lmacén

tem poral individualizado de CN Tril lo, haciendo

entrega de un nuevo contenedo r, que se cargó en

la central du rant e el verano. En 2012 est á prevista

la carga de tres nuevos cont enedo res DPT, dos de

ellos del nuevo diseño.

En lo que se refiere a cont enedo res, esta emp resa

está desarrollan do nu evos diseños para atender al

m ercado d e contenedores del t ipo BWR y PWR

para t odas las plant as españolas, incluyend o CN

Garoña, que será la próxim a en necesitar conte-

nedo res en España, y para otr os mercados extran-

je ro s.

Asimismo , esta em presa conti nuó con la fabrica-

ción de cabezales para los element os combusti-

bles sum inistrados por ENUSA a diversas cent ra-

les nucleares.

En el mercado int ernacional ENSA se mant uvo

m uy activa en 2011, obt eniendo pedido s de gran-des com pon ent es nucleares para los distin to s sis-

tem istas (tecnó logo s) líderes en este mercado, así

como mediant e alianzas con ot ras emp resas del

sector, aprovechando sinergias que le perm iten

una m ayor penet ración de sus productos.

En lo referen te al área de las plant as nuevas, esta

em presa permaneció act iva en los principales

m ercados int ernacionales: China, Europa, EE.UU.e Ind ia . Concre tament e , recib ió un ped ido d e

Westing house para generadores de vapor de plan-

tas AP1000 y se encuentra bi en posicionada con

Westin gho use de cara a pot enciales sumini stros a

corto plazo a plantas del tipo AP1.000 en la Repu-

blica Checa, Reino U nid o y Finland ia. Con GE-

Hitachi, ENSA tamb ién tiene oport unidades para

pot enciales reactores del t ip o ESBWR en, entre

ot ros, Polonia, EE.UU e India.




SECTOR NU CLEAR

78

En China recibió en 2010 un pedido para suminis-

trar el diseño de un generador de vapor y partes

de ot ros tres en 2012, para la nueva plant a en la

isla Hainan y en 2011 recib ió ot ro pedid o para

generador es de vapor del t ipo AP1000 de Wes-

ting house para el CN de Sanmen. Por otro lado,

cont inuó con el diseño (22) y fabricación (8) de

cambiadores de calor para las centrales EPR

(Europ ean Pressurized Reactor ) de Taishan.

También cont inuó con la fabricación de intercam-

biadores para la cent ral EPR de Flamm aville (Fran-

cia) y, en la central de Olkih uot o 3 (Finlandia), con-

t inúa con e l sumin ist ro y m onta je de d iversos

compo nentes en el edificio de cont ención.

Por lo que se refiere a la sustit ución de com pon en-

tes, ENSA sigue aum ent ando sus cont rato s para

EE.UU. y Francia, habiendo conseguido nu evaspedidos para generadores de vapor para el pro -

gram a de remp lazo de reacto res de 1.300 MW

para EDF con AREVA y ha ent regado g enerado res

a Ringhals (Suecia); una tap a de reacto r para Krs-

ko (Eslovenia); sumin istro e instalación de racks

(estruct uras para la colocación de elem entos de

com bustib le gastado) para seis plant as en Francia

de 1.300 M W, y d os tapas para las dos unidades de

la plant a de Beznau (Suiza).

Asim ismo , se cont inúa con la fabricación de gene-

radores de vapor y presurizadores para Wat erford

(EE.UU.) y Gravelines (Francia), serán ent regado s

en el prim er sem estre d e 2012.

En los m ercados de nuevas tecno logías, durant e

2011 ENSA siguió part icipando, en el m arco del

proyecto sobre fusión nuclear ITER (Int ernational

Termonuclear Experiment al Reactor), con el ob je-

tivo d e contratar el m ont aje del reactor de vacío

(compon ente p rincipal del ITER). Adem ás, duran-

te 2011 esta em presa ha continuado trabajando,

con imp ort antes progresos en el reacto r experi-

m ental Jules Horow itz, en el consorcio form ado

por CIEM AT y en el que participan varias empr e-

sas españolas.

4.6. EVOLUCIÓN DEL EQUIPAMIENTO

ENERGÉTICO Y DESARROLLODE IN FRAESTRUCTURAS

Construcción de un Alm acén TemporalIndividualizado (ATI) para el combustiblegastado en CN Ascó

Como consecuencia de la saturación d e las pisci-nas de comb ustible gastado d e las Unidades I y II

de CN Ascó; previ sta para el 20 13, en el caso de

Ascó I y para el 2015, en el caso de Ascó II, y de

que para ent onces no se cont ará con un ATC, se

ha previsto la construcción de un Alm acén Tem -

poral Individualizado (ATI) en el emp lazam iento

de esta central n uclear.

El sistem a de almacenamient o elegido es el m is-m o que se ha ut ilizado en el ATI de CN José Cabre-

ra. Se trat a de una instalación a cielo abierto q ue

consta de dos losas de horm igón arm ado, cada

una de el las de 40 x 11 m y 60 cm de espesor,

sobre las que se pueden depositar vert icalment e

hasta 32 mó dulos cilíndricos de met al-horm igón-

m etal. Cada mó dulo albergará una cápsula met á-

lica soldada conteniend o 32 element os de com -

bustible gastado.




SECTOR NU CLEAR

79

En el BOE de 1-9-11 se publicó la D eclaración de

Impacto Am bienta l de este proyecto , que fue

aprob ada por Resolución de la Secretaría de Est a-

do d e Cam bio Clim ático el 1-9-11. Por Resolució n

de la DGPEM de 29-9 -11 se autorizó la ejecución y

mont aje de este ATI: las obras com enzaron el 1-7-

11 y finalizaro n en diciem bre de 2011.

Cent rales nucleares definit ivament eparalizadas

Por lo que se refiere a las cent rales nucleares defin i-

tivamente p aralizadas por la Ley 40/1994, de Ord e-

nación del Sector Eléctrico Nacional, cuyo p roceso

de desinversión de equipo s y comp onent es fue con-

cluido en 2005, a 31-12-11 el impor te pen dient e de

compensación al «Fondo de Titu lización de la Mora-

to ria Nuclear» se elevaba a 366,866 M €; de los que191,218 M€ correspondían a CN Lem óniz, 170,109

M€ a CN Valdecaballeros y 5,539 M € a CN Trillo II.

Desmant elamient o de inst alaciones

CN José Cabrera: act ividades

de desmant elamient o

La central nuclear José Cabrera, situad a en el tér-

mino mun icipal de Alm onacid de Zorita (Guadala-

jara), f ue la p rim era cen t ra l nucl ear const ru id a en

España. Se conect ó a la red en jul io de 1968, t enía

una pot encia instalada de 150 MW e y el 30-4-06

cesó su explotación .

Por Orden M inisteria l de 1-2-10 se auto rizó la

tr ansferencia de la tit ularidad d e CN José Cabrera,

de Gas Nat ural S.A. a ENRESA y se oto rgó a esta

últim a autorización para la ejecución del desman-

telam iento de la central. Dicha transferencia de

tit ularidad tuvo lugar el 11-2-10.

Previam ente a la t ransferencia de tit ularidad, y al

inicio de las actividades de desmant elamiento , se

descargó el com bustib le del reactor y de la piscina

de alm acenamient o, y se acondicionaron los resi-

duos generados durante la explotación. Todo el

com bustib le gastad o (377 elemen to s) está alma-

cenado tem poralm ente en contenedo res en seco

en el Alm acén Tem poral Individual izado (ATI),

situado en el em plazam iento d e la central y que

fue aut orizado m ediant e Resolución de la DGPEM

de f echa 15-12-06.

Durante 2011 el Proyecto de Desmantelamient o y

Clausura ha entrado en su fase de desmon tajesradiológ icos, con los trabajos ejecut ados en dife-

rent es áreas de los edificios de cont ención y auxi-

liar. Asimismo , los tr abajos ejecut ados han estad o

centrados en la adecuación de dos recintos princi-

pales: el antiguo edificio de t urbinas, denom inado

en la actualidad edif icio auxiliar de desmant ela-

m iento, y el edificio de contención.

Esto s tr abajos han sido previo s al in icio de lasegment ación de los componentes internos del

reactor , h i t o imp ortant e de l p royecto de des-

m a n t e l a m i e n t o y c l a u su r a d e e st a c e n t r a l

nuclear.

Cabe indicar qu e, a 31-12-11, en este d esmant ela-

m iento se han generado 3.729 t oneladas de m ate-

riales conven cionales y 617 to neladas de mat eria-

les a gesti onar com o residuos radiactivos.




SECTOR NU CLEAR

80

Plan Int egrado para la Mejorade las Instalaciones del CIEMAT (PIMIC)

Por Orden d el M ITYC ITC/4035/2005, de 14-11-05

se auto rizó el desmant elamiento de las instalacio-

nes paradas y en fase de clausura del Cent ro d e

Investigaciones Energéticas, Medioambientales y

Tecnoló gicas (CIEMAT) situad as en M adrid . Las

actividades autorizadas consisten en el desmant e-

lamien to de var ias insta lac iones nuc leares y

radiactivas que no están o perat ivas, la recupera-

ción de t errenos, la mejora de la seguridad y el

saneamient o de las infraestruct uras, dentr o de lo

que se denomina Plan Integrado para la M ejora de

las Inst alaciones del CIEMAT (PIM IC).

Durante el año 2011 las actividades realizadas se han

centrado fundament almente en la ejecución de tra-

bajos de restauración y d escontam inación de t erre-nos y el acondicionamiento del Edificio 11. En parale-

lo han continuado las actividades de operación,

mant enimiento y mejora de las instalaciones auxiliares.

4.7. I+D

La Plataforma Tecnológica de I+D de energía

nuclear de f isión CEIDEN, creada en abril d e 2007,ha contin uado con sus actividades de coordinación

de planes y program as nacionales de I+D, así como

la participación en programas internacionales. Los

programas o proyectos actualment e en curso en el

seno de la Plataf orm a Tecnológica CEIDEN son:

1. Criterio s de diseño y seguridad para el alm ace-

namient o y transporte en seco de comb ustible

gastado.

2. Aprovechamient o de mat eriales de la CN José

Cabrera: internos de la vasija.

3. Aprovecham iento d e mat eriales de la CN José

Cabrera: horm igones.

4. Iniciativa Jules Horo wit z Reacto r.

5. Capacidades indu stria nuclear-Fase 2

6. ESNII (Participación española en European

Sustainable Nuclear Industry Initiative)

7. Formación

En el 2011 se pub licaron las conclusiones del t ra-

bajo realizado en el seno del pr oyecto Capacida-

des de la industria nu clear en el libro «Capacida-

des españolas para afront ar un nuevo proyect onuclear». Este docum ento , junto con ot ros de

int erés relacionad os con lo s pro yecto s de la Plata-

form a, puede ser consultado en la página w eb

www.ceiden.com.

El 15-9-11 se celebró en la sede d el Consejo de

Seguridad N uclear la Asam blea General de la Pla-

tafo rm a Tecnológica del CEIDEN, en la que se

resaltaron lo s hechos m ás destacables ocurridosen el p eriodo ent re asamb leas relacionados con la

I+D, y se info rm ó sobre el desarrollo d el VII Pro-

gram a Marco de la UE, de la Plataform a tecnoló-

gica europea de energ ía nuclear sostenib le y sobre

las relaciones de la Plataform a con instit uciones.

Asimismo , se aprobó la nueva composición del

Consejo Gesto r para el p eriod o 2011-2013.




SECTOR NU CLEAR

81

4.8. NORMATIVA APROBADAY EN ELABORACIÓN

Norm ativa nacional aprobada

• Ley 12/2011, de 27 de mayo , sobre responsa-

bilidad civil por daños nucleares o producidos

por m ateriales radiacti vos (BOE 28-05-11).

Antecedentes

El régim en juríd ico internacional que regula la

reparac ión de d años causados por acc ident e

nuclear t iene su base en dos convenios, desa-

r r o l l a d o s re s p e ct i v a m e n t e a i n s t a n c i a s d e l

Organ ismo In t ernac iona l de Energ ía Atóm ica

(OIEA), de N aciones Unidas (Convenio de Vie-

na) y de la Agen cia de Energ ía Nuclear de la

O CD E (N E A -O CDE) (Co n v e n io d e P a r ís d e1960, comp lement ado por e l Convenio de Bru-

selas de 1963). España es Parte Contr atant e de

los convenio s de París y Bruselas, y ha rat if ica-

do sus Prot ocolos de enm ienda, que se aproba-

ron en 2004 , tras un largo pro ceso que se inició

en 1997.

Los Convenio s de París y Bruselas estab lecen que

la responsabilidad por d año nuclear es objetiva —es decir, independien te de cualquier actuación del

responsable—, determ inan los valores m ínimo s de

responsabilidad atribuible a los operadores, que

eventualmente puede complet arse mediante fon-

dos públicos, y delimit an el plazo de tiem po en el

que se han de reclamar las compensaciones por los

daños. Adem ás, obligan a que la responsabilidad

debe quedar cubierta mediante una garantía finan-

ciera, ya sea m ediante u na pól iza de seguro o

m ediante ot ra garantía solvente que se considere

válida.

Los aspectos m ás significativo s de los menciona-

dos Protocolos de enm ienda son los siguientes:

• Aum ento de las cantid ades m ínimas por las que

un explot ador será responsable en los términ os

del Convenio de París.

• Introducción de una def in ición más amplia y

detallada de daño n uclear.

• Extensión del ámbito de aplicación geográfico

del Convenio de París.

• Extensión del period o de reclamación de las víc-

timas.

• Aum ento d e las cantidades asignadas a los tra-

mo s de compensación complem entar ia de l

Convenio d e Bruselas.

Esto s Convenios establecen tr es tram os de res-

ponsabilidad:

Primero: Hasta, al m enos, 700 M€, a cubrir por el

tit ular de la instalación.

Segundo: Desde la cifra anterior que cubra el tit u-

lar de la instalación, hasta 1.200 M €, a

cubrir por e l Estado , siemp re que ta l

responsabilidad n o le sea atr ibuida al

tit ular de la instalación.

Tercero: Desde 1.200 a 1.500 M€, a cubrir con

fon dos públicos que se aport an entre




SECTOR NU CLEAR

82

t odo s los Estados Parte de lo s Con-

venios.

Reform a del régimen vigente

En la actualidad , la responsabilidad civil por daño s

nucleares en España está reg ulada po r los Capítu -

los VI I a X de la Ley 25/1964, sobr e energ ía

nuclear, y p or el Decret o 2177/1967, por el qu e se

aprueba el Reglament o sobre cobertura d e ries-

gos nucleares. La cobert ura exigible al operado r

establecida en la Ley 25/1964 fue act ualizada en

2007, med iante la disposición adicional prim era

de la Ley 17/2007, de 4 de julio , por la que se mo di-

fica la Ley 54 /1997 (BOE 5-7-07), fijánd ose una res-

pon sabilidad de los ti tu lares de las instalaciones

nucleares por dañ os a las personas y a lo s bienes

de hasta 700 M €. Esta cob ertu ra es estab lecida

por los t it ulares de las instalaciones mediante la

correspondient e pó liza de seguros.

Al objeto de incorporar al ordenamient o jurídico

español las nuevas oblig aciones result antes de las

enm ienda de 2004 de los Convenios de París y de

Bruselas, se apro bó en 2011 la Ley 12/2011, de 27

de m ayo, sobre responsabilidad civil por daños

nucleares o pro ducidos por m ateriales radiactivos,

que rem plazará a la regulación existen te una vez

ent re en vigor. Dicha entrada en vigor está supedi-

tad a a la entrada en vigo r en España de las citadas

enm iendas (que no se prevé para ant es de 2013).

Como novedades más relevantes de la Ley cabe

señalar:

Situación actual Reforma Ley 12/2011Cantidad máxima de la que respondeel tit ular de una central nuclear

700 M€ 1.200 M€

D ef inición de daño nuclear D año s a per sonas y daños a propi edades Incluye tam bién daños m ed ioam bi ent ales

Límite t emporal para presentarreclamación

10 años30 años para daños a personas, y 10 paraotros daños

A pesar de no estar regulad a en los cit ados Conve-

nios, la Ley 12/2011 tam bién reg ula la respon sabi-

lidad civil por d años producido s a bienes, personas

y m ed ioamb ien te p rovocados po r ma te r ia lesradiact ivos que no sean sustancias nucleares.

• Real Decret o 1308/2011, de 26 de sept iembre,

sobre prot ección física de las instalaciones y

los mat er iales nucleares, y de las fuent es

radiact ivas (BOE 7-10-11).

El concepto d e «prot ección física» se refiere a las

m edidas que han de adopt ar las instalaciones

nucleares y radiactivas, o los transport es de m ate-

riales nucleares o radiactivo s, para evitar que esto s

m ateriales puedan ser objet o de rob o o desvío, o

las instalaciones puedan ser obj eto d e sabot aje.

M ediante el hasta ahora vigent e RD 158/1995, de

3 de febrero, sobre pro tección física de los mat e-

riales nucleares, se llevó a cabo la aplicación a

nuestro ordenam iento jurídico de la Convención

sobre la prot ección física de los mat eriales nuclea-

res, abierta a la firm a en marzo de 1980, de la que

el Organismo Internacional de Energía Atóm ica

(OIEA) es depositario .




SECTOR NU CLEAR

83

Asimismo, e l Reglamento sobre instalaciones

nucleares y rad iact ivas, aprob ado po r e l RD

1836/1999, de 3 de diciemb re y m odificado p or el

RD 35/2008, de 18 de enero , estab lece en relación

con esta m ateri a que las instalaciones nucleares

han de cont ar con un «Plan de prot ección f ísica»,

en el q ue se describan las m edidas organizativas,

los equipo s, sistem as y comp onent es, cuyo objet i-

vo es alcanzar un n ivel de segurid ad física acepta-

ble. Este docum ent o, que es de carácter conf iden-

cial, está incluido ent re los docum ento s oficiales

de explo tación en base a los cuales se conceden

las autor izaciones a las centrales nucleares.

Desde el año 1995, en que fue pu blicado el RD

158/1995, y especialmen te a part ir de lo s actos

terroristas que posteriorment e han t enido lugar en

el m undo, la sensibilidad social en relación con la

posibi l idad de que los materia les nucleares yradiactivo s puedan ser utilizados para usos ilícitos

o que las instalacion es nucleares puedan ser objet o

de sabotaje se ha incrementado n otablem ente, lo

que ha dado lugar a que, tanto en el ám bito nacio-

nal como en el intern acional, las cuestiones relacio-

nadas con la prot ección física de las instalaciones y

los mat eriales nucleares, y las fuent es radiactivas,

vengan siendo objet o de especial atención.

Por ello, este nuevo RD surge de la necesidad de

dar cumplim iento a los comprom isos asumido s

p o r E sp a ñ a e n e s t a ma t e r i a ( t a l e s c o mo l a

Enmien da a la Convención sobre pro t ección física

de los m ateriales nucleares, aprobada en julio d el

2005; la ratificación en enero del 2007 del Conve-

nio Int ernacional para la represión d e los acto s de

terro rismo n uclear; la Resolución 1540 de 2004,

del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas,

relativa a la no pro liferación de armas de destruc-

ción m asiva; la Iniciativa Global para Comb atir el

Terrorism o Nuclear, puesta en marcha tr as la

Cumbre del G-8 celebrada en junio de 2006; o el

Código de Conducta sobre la seguridad tecnológi-

ca y la segur idad f ísica de las fu ent es radiact ivas,

aprob ado po r el OIEA), así com o la conveniencia

de aprovechar la experiencia adquirida en la apli-

cación del ref erido RD 158/1995.

Los ob je t ivos más re levantes de este nuevo

RD son:

• El increm ent o de las medidas de prot ección físi-

ca que se apl ican a las instalaciones y a los

mater iales nucleares, y a las fuen tes radiactivas

más relevant es.

• La revisión del vigent e régimen d e autorizacio-nes relativo a las instalaciones y a los mat eriales

nucleares, cont emp lando de fo rm a separada las

auto rizaciones correspon dient es a las instala-

ciones y las relat ivas a los t ransport es de m ate-

rial nuclear.

• El establecimiento de un régim en de prot ección

física para las fuent es radiactivas más relevan-

tes, concretando en qué casos es oblig ato riodisponer de un sistem a específico de prot ección

física para su tr ansport e.

• La delimit ación de form a más concreta de las

oblig aciones básicas de los tit ulares de las auto -

rizaciones de pro tección física, tant o en lo que

se refiere al cont rol y la prot ección de los mat e-

riales, instalaciones y transportes sujetos a la

reglam entación, com o a los criterio s de clasifi-




SECTOR NU CLEAR

84

cación de seguridad d el personal de las instala-

ciones y tr ansport es.

• El reforzamiento de las medidas de cont rol y

supervisión de las em presas que part icipen en

los t ranspo r t es de m a te r ia les nuc leares y

radiactivos.

Las novedades principales de este nuevo RD son:

• Se estab lecen nuevas de f in ic iones , como

«sabot aje» o «amenaza base de diseño».

• Se crea un registro de ent idades que lleven a

cabo transport es que requieren med idas de

protección física.

• Se estab lece la necesidad d e disponer de un sis-

tem a de pro t ecc ión f ísica para las fuent esradiact ivas m ás relevant es.

• Se det erm ina la form a de gestión de los sucesos

de t r á f ico i l íci to de m ater ia les nuc leares y

radiact ivos, def in iendo el punto de contacto

con el OIEA.

Normat iva comunit aria aprobada

Ha b i t u a lme n t e , se h a v e n id o c o n sid e ra n d o

como «pi lares» de la no rm at iva nuclear t res: la

prot ección radio lógica, la seguridad n uclear y la

gestión d e los residuos radiactivos y el com bus-

tible gastado .

Hasta hace re la t ivamente p oco, la normat iva

comun i ta r ia ún icamente cubría la pro t ección

radiológica, med iante la Directiva 96/29/EURA-

TOM (actualm ente en p roceso de revisión). La

adop ción, en el año 2009, de la Direct iva 2009/71/

EURATOM del Consejo, sobr e segurid ad nuclear

y, en el año 2 011, de la D irect iva 2011/70/EURA-

TOM de l Conse jo , sobre gest ió n de res iduos

radiactivos y com bustible gastado, h an venido a

complet ar e l m arco comunit ario en mat eria de

legislación nuclear.

• Direct iva 2011/70/EURATOM del Consejo, por

la que se establece un m arco comun it ar io

para la gest ión responsable y segura del com -

busti ble nuclear gast ado y de los residuos

radiactivos.

La Comisión Europea present ó, a finales de 2010 y

tras haber t enido en cuenta las consideraciones

del Grupo de Alt o Nivel en Seguridad N uclear(ENSREG) (grupo form ado p or lo s reguladores de

los Estados m iem bro s, que actú a de asesor de las

instit uciones europ eas en esta m ateria), una pri-

m era propuesta de texto al Grupo de Cuestiones

Ató m icas (Grupo d e Trabajo del Consejo que t rata

estos tem as), que alcanzó un t exto con sensuado a

com ienzos de 2011.

La Directiva, que deberá ser traspuesta por losEEMM a m ás tardar el 23 de agosto de 2013, cen-

tr a su aten ción en lo s siguient es aspectos: Refuer-

zo del papel y la independ encia de los regulad ores

nacionales, responsabilidad prim ord ial del licen-

ciatario en relación con la seguridad nuclear bajo

e l cont ro l de l regu lador, t ransparencia en los

aspectos relacionado s con la segurid ad en las ins-

talaciones de gestión de residuos y combustible

gastado y aut oevaluaciones y revisiones periód i-




SECTOR NU CLEAR

85

cas int er-pares del marco nacional de gestió n de

residuos radiactivos y com bustibl e gastad o cada

10 años.

Otro elemento im portante d e la Directiva son los

Program as nacionales de gest ió n de residuos

radiacti vos y com bustib le gastad o. Cada Estado

m iem bro se asegurará de la ejecución de su pro-

gram a nacional para la gestión del com bustible

nuclear gastado y lo s residuo s radiact ivos, que

deberá cubr i r todo s los t ipos de com bust ib le

nuclear gastado y residuos radiact ivos bajo su

jur isd icción y t odas l as e t ap as d e l a g est ió n del

combustible nu clear gastad o y los residuos radiac-

tivo s, desde la generación hasta el alm acenamien-

to definit ivo.

Esto s program as nacionales expondrán cóm o los

Estado s miem bros se proponen aplicar sus políti-cas nacionales para la gestió n respon sable y segu-

ra del com bustible nuclear gastado y los residuos

radiact ivos para salvaguard ar los obj eti vos de la

Directiva.

• Reglam ent os de ejecución por lo s que se

imponen condiciones especiales a la import a-

ción de piensos y aliment os originarios o pro-

cedent es de Japón a raíz del accident e en lacent ral nuclear de Fukushima

A expensas de la adopción de un t exto refundi-

do, cont inúan vigent es los Reglamen to s Eura-

to m 3954/87 del Consejo, por el que se establ e-

cen to le ranc ias máx imas de con taminac ión

rad iact iva de los productos a l iment ic ios y los

piensos tras un accident e nuclear o cualquier

otr o caso d e em ergencia radiológica; el Regla-

m ento Eura tom 944/89 de la Com isión , por e l

que se establecen t olerancias m áximas de cont a-

m inación radiact iva de los productos al iment i-

c ios secundar ios t r as un accident e nuc lear o

cualquier otro caso de emergencia radiológica y

el Reglam ent o Euratom 770/90 de la Com isión,

por el q ue se establecen las to lerancias m áximas

de cont amin ación radiactiva de los piensos tras

un accidente nuclear o cualquier ot ro caso de

emergencia radiológica.

Tras el accident e nuclear ocurrido en la p lanta d e

Fukushim a en m arzo de 2011, y siguiendo el pro-

cedimiento establecido en los mencionados regla-

m ento s, la Com isión adop tó sucesivos reglam en-

t os de ejecución (297/2011, 961/2011, 284/2012)

por los que se impo nen cond iciones especiales a la

impo rtación de p iensos y alimento s originarios o

procedent es de Japón a raíz del accident e en lacentral nuclear de Fukushima.

Norm ati va comunit aria en elaboración

• Acuerdo ent re EURATOM y el Gobierno de

Aust ralia sobre usos pacíficos de la energ ía

nuclear.

En el prim er semestre de 2010, durant e la Presi-

dencia española de la UE, comenzaron lo s traba-

jos e n el Gr upo de Cu est iones A t óm ica s p ara

alcanzar un m andato d e negociación que perm i-

tiera a la Comisión alcanzar un n uevo Acuerdo d e

Cooperación EURATOM -Australia sobre los usos

pacíficos de la energ ía nuclear, que susti t uyera el

vigent e en la actualidad (que expiraría en 2012) y

ampliara su alcance.




SECTOR NU CLEAR

86

Para EURATOM , la imp ortancia del Acuerdo radi-

ca en que Australia es uno de sus principales sum i-

nistradores de uranio nat ural y facilitar los inter-

c a mb io s c o me rc i a l e s en e l á m b i t o n u c l e a r

contribuy e a la política com unitaria en mat eria de

segur idad de l abastec imiento energét ico y d e

diversificación de las fuen tes energét icas.

El Consejo de la UE adoptó el m andato en junio de

2010, mom ento en q ue la Com isión comenzó las

negociaciones con el Gobierno australiano, qu e

culminaron en un texto de Acuerdo f irmado en

septiem bre que entró en vigor en enero de 2012.

El objetivo del Acuerdo suscrito es la cooperación

entre Euratom y Australia en el ámbit o de los usos

pacíficos de la energía nuclear. El ámb it o de la

cooperación incluye, principalmente, la seguridad

nuclear , el sumin is t ro d e m ater ia l nuc lear , latransferencia de tecnolo gía, la transferencia de

equipos y la prot ección contra las radiaciones, las

salvaguard ias y el uso de radioisóto pos.

• Acuerdo entre EURATOM y el Gobierno de la

República de Sudáfrica sobre usos pacíficos

de la energía nuclear.

El Grupo de Cuestio nes Atóm icas de la UE comen-zó durant e el segund o semestre de 2010 los deba-

tes para alcanzar un mand ato d e negociación, con

objet o de dar d irectrices a la Com isión para que

alcance un Acuerdo de cooperación con el Gob ier-

no d e la República de Sudáfr ica en los usos pacífi-

cos de la energía nuclear.

En princip io, se buscará un Acuerdo d e amp lio

alcance que incluya las act iv idades de I+D, la

tr ansferencia de equipos y materiales nucleares, la

segurid ad nuclear o la prot ección radioló gica,

ent re ot ras, que perm itir á a las part es beneficiarse

m ut uament e de su experiencia en el uso de la

energía nuclear (Sudáf rica posee signif icativas

reservas de uranio, plant as de concentración, 2

reactores nucleares en operación y ha diseñado un

tipo d e reactor denom inado «Pebble Bed M odular

Reactor»).

El Consejo de la UE adoptó el mandato de nego-

ciación a finales de 2010, por lo que las negocia-

ciones entre EURATOM y el Gobierno de Sudáfri-

ca dieron com ienzo en 2011 y se espera concluyan

en un Acuerdo d urante el 2012.

• Acuerdo de cooperación en e l ámb i t o de

los usos pacíficos de l a energía nuclear con

Canadá.

EURATOM y Canadá concluyeron en 1959 un

acuerdo m arco sobre cooperación en usos pacífi-

cos de la energía nuclear, que incluía aspectos

tales como colabo ración en actividades de I+D o el

in tercambio de mater ia les, b ienes y equ ipos

nucleares. Este acuerdo se ha venido m odif icando

y c o mp le t a n d o e n s u á mb i t o d e a p l i c ac i ó n

m ediant e enm iendas parciales en los años 1978,1981, 1985 y 1991.

Con objeto de simplificar el texto y de do tarlo con

un m ayor alcance, la parte canadiense y la Comi-

sión Europea acordaron com enzar los t rabajos

para obtener un nuevo acuerdo de cooperación.

La import ancia del Acuerdo obedece fundamen-

talm ente a razones comerciales. Canadá es uno




SECTOR NU CLEAR

87

de los principales proveedores de uranio natural

de EURATOM . Asim ismo, Canadá ocupa un pues-

to prepon derant e en los sectores de la investig a-

ción y la t ecnología nucleares y export a sistemas

de reactores complet os. Facilitar lo s intercambios

comerciales en el ámbit o nuclear contribuye a la

polít ica com unitaria en m ateria de seguridad del

abastecim iento energético y d e diversificación d e

las fuen tes energét icas.

Por la par te europea, e l Grupo de Cuest ion es

At óm icas del Consejo de la UE comenzó a d iscu-

tir el nuevo mandat o de negociación durante las

presidencias francesa y checa (2008 y 2009), con

objet o de establecer las directrices que la Com i-

sión deberá seguir en la negociación del acuerdo.

En junio de 2009 , bajo presiden cia checa, se llegó

a un acuerdo de m andato, que fue aprobado por

el Consejo. La Com isión Europea ha venido m an-teniend o distint as rondas de negociación con la

part e canadiense avanzando en un t exto de con-

senso. El ám bit o de la cooperación abarca, prin-

cipalm ent e, la seguridad nuclear, el suminist ro

de m ateriales nucleares, la transferen cia de tec-

nolo gía, la tr ansferencia de equipos y la tr ansfe-

rencia de tr i t io y d e equipo relacionado con el

t r i t io . Se espera alcanzar un acuerdo durante

el 2012.

• Acuerdo de cooperación entre EURATOM y la

Federación Rusa sobre el uso pacífico d e la

energía nuclear.

Tras un anterior int ento f all ido de form alizar un

Acuerdo con Rusia sobre el uso pacífico de la ener-

gía nuclear, para el cual se adopt aron fo rm almen-

te di rectrices de negociación en el año 2003, la UE

decidió recientemente fo rmalizar un nuevo m an-

dato de negociación, dado que d esde ent onces se

han pro ducido camb ios sustanciales en el contex-

t o de la UE y de Rusia.

Las discusiones sobre el nuevo m andato de nego-

ciación se iniciaron en el Grupo de Cuestio nes Ató-

m icas durant e presidencia checa, y f inal izaron

bajo p residencia sueca, en diciembr e de 2009. El

nuevo m andato establece las directrices de nego-

ciación para la celebración del A cuerdo.

En las mismas se ot orga especial im port ancia al

establecim iento de unas condiciones de m ercado

equit ativas y transparent es, y se pide que se res-

pet e la seguridad d e abastecim ient o, la prot ec-

ción de l os intereses de los consum idores y el

mant en imiento de la v iab i lidad de la indust r ia

europ ea, especialm ent e en las fases iniciales delciclo de com bustible nuclear. El m andato p lantea

establecer un mecanismo d e vigilancia de la evo-

luc ión de l m ercado de mat er ia les nuc leares,

espec ia lmen t e en e l m ercado de en r iquec i -

miento .

En relación a la seguridad de los reactores de pr i-

m era generación rusos, en el mand ato se incluye

una cláusula por la que, du rant e las negociaciones,se prestará part icular atención a este punt o, y se

int ent ará llegar a com prom isos para desactivar

dichas centrales.

No obstant e, las negociaciones entre la Comisión

y la Federación Rusa, cuyos primero s contactos

tuvieron lugar durant e el año 2010, no avanzan al

ritm o esperado, por lo que el Acuerdo de coopera-

ción pod ría retrasarse m ás de lo previsto.




SECTOR NU CLEAR

88

• Propuesta de Directiva del Consejo por la que

se establecen las nor mas de seguridad bási-

cas para la prot ección cont ra los pel igros

derivados de la exposición a radiaciones ioni-

zantes.

La propuesta de Directiva fue presentada po r la

Comisión al Consejo de la UE en octub re de 2011 y

recogerá, en un único t exto refund ido, aspectos

que actualment e vienen siendo regulado s por las

siguient es Direct ivas:

– Direc t iva 89/6 18/EURATO M , sob re in fo rm a-

ción al público en general acerca de medid as

de pro tección de la salud que han de ser aplica-

das y pasos a seguir en caso d e em ergencia

radiológica.

– Dir ect iv a 90/ 641/EURATO M , rel at iva a l a p ro -tección operacion al de los tr abajadores exterio-

res con riesgo de expo sición a radiaciones ioni-

zantes por intervención en zona contro lada.

– Di rect iva 96/29 /EURATOM, por el qu e se est a-

blecen nor m as básicas relat ivas a la prot ección

sanit aria de los tr abajador es y de la población

contra los riesgos que se derivan d e las radiacio-

nes ionizantes.

– Di rect iva 97/43/EURATOM , relat iva a la pro t ec-

ción de la salud fr ente a los riesgos derivados de

las rad iac iones ion izantes en expo siciones

médicas.

– Di rect iva 2003/122/EURATOM , sob re e l cont ro l

de las fuen tes radiact ivas selladas de activi dad

elevada y de las fuen tes huérf anas.

El proy ecto de Direct iva, que está siendo discutido

en el Grupo d e Cuest io nes Atóm icas de la UE,

establece las norm as básicas de segurid ad aplica-

bles a la prot ección sanitaria de lo s trabajadores,

la población, los pacient es y ot ras personas som e-

ti das a exposición méd ica frent e a los riesgos deri-

vados de las radiaciones ionizant es para su aplica-

ción en to dos los Estado s miemb ros.

Recoge, igualm ente, requisitos de cont rol de la

seguridad y la prot ección de las fuent es radiacti-

vas, así com o de suministr o de info rm ación ade-

cuada en situaciones de exposición d e em ergencia.

As imismo, incorpora requ is i tos para ev i ta r la

exposición de los trabajado res y la población a

radiaciones ionizantes producto de las fuentes

huérfanas y de un contro l inadecuado de las fuen-

tes radiact ivas selladas de actividad elevada, ypara armo nizar los cont roles existentes en los

Estado s m iemb ros mediant e la de f in ic ión de

requisitos específicos que garant icen que las fuen-

tes perm anezcan cont roladas.

Por últ imo d efine, a nivel com unitario, objetivos

comunes relativos a las m edidas y procedimientos

de inform ación a la pob lación t endentes a reforzar

la prot ección sanitaria operat iva ofrecida en casode emerg encia.

Se espera alcanzar un text o de con senso a lo largo

de 2012 o incluso 2013, dada la com plejidad y el

alcance de las m ateri as regulad as.

• Propuest a de Directiva del Consejo por la que

se establecen requisit os para la prot ección

sanit aria de la población con respecto a las




SECTOR NU CLEAR

89

sustancias radiact ivas en las aguas dest inadas

al consumo hum ano

En esta pr opuest a se fijan valores param étr icos,

frecuencias y m éto dos de cont rol de las sustancias

radiactivas en las aguas destin adas al consum o

humano.

A fin ales de 2011, el Consejo acordó un text o de

Consenso que fue adopt ado por la Com isión en

marzo, a f alta de incorpo rar algunos aspectos téc-

nicos que deberán ser ratif icados por el Consejo y

a falta de conocer la opinión del Parlament o Euro-

peo, por lo que se espera que la Directiva ent re en

vigor durante la primera mit ad de año.

• Propuest a de Reglament o (EURATOM) del

Consejo por el que se establecen t olerancias

máxim as de contamin ación radiactiva de losproduct os alim ent icios y los piensos t ras un

accident e nuclear o cualquier ot ro caso de

emergencia radiológ ica (Text o refundido).

Se trat a de una pro puesta legislativa que t iene por

ob je to la re fund ic ión de los t res reg lamentos

vigent es en la actu alidad (Reglament os EURA-

TOM 3954/87, 944/89 y 770/90) adem ás de int ro-

ducir un considerando adicional que justif ique laintervención del Consejo en el mo ment o de adop-

tar m edidas tras un accidente.

El Reglament o estab lece el procedim iento p or el

cual la Comisión, tr as recibir not if icación de un

accidente nuclear, emit e un Reglamento por e l

cual se declaran vigent es unos límit es m áximo s de

contaminación en alimento s y piensos import ados

desde el país afectado , estableciéndose un plazo

de t res meses para que el Consejo adopt e ot ro

Reglamento que conf i rme o m odi f ique d ichos

límites.

No o bstant e, la Com isión solicitó p osponer las dis-

cusiones en el Grupo de Cuestio nes Atóm icas para

proceder a un análisis en det alle de las compet en-

cias de Consejo y Com isión, que pod rían ser inclui-

das com o un considerando, po r lo que esta propues-

ta aún n o ha sido adopt ada por el Consejo de la UE.

4.9. APLICACIÓN DE SALVAGUARDIASINTEGRADAS A LAS INSTALACIONESNUCLEARES ESPAÑOLAS

Por ser suscept ible de ser ut ilizado par a fines no

pacíficos, el m aterial nuclear debe ser objeto de

part icular prot ección, ent endiénd ose por «salva-guardias» el conjunt o d e m edidas establecidas

para detect ar la desv iac ión de los m ater ia les

nucleares para usos no declarados.

Las salvaguar dias nucleares las ejercen lo s Org a-

nismo s int ernacionales que tienen asignadas tales

compet encias en virtud de los com prom isos inter-

nacionales cont raídos por lo s Estados Parte. En el

ámbit o de la UE se aplican do s sistem as de salva-guardias en paralelo:

• Salvaguardias de EURATOM : derivan d e las

obl igacion es que se establecen en el Capít ulo

VII del Tratado EURATOM (Cont rol de seguri-

dad), en virt ud d e las cuales los Estado s miem -

bros deben declarar el mat erial nuclear y el uso

previsto d el m ismo. Las salvaguardias de EURA-

TOM son aplicadas por la Com isión Europea.




SECTOR NU CLEAR

90

• Salvaguardias del Organismo Int ernacional de

la Energía Atóm ica (OIEA), de Naciones Unidas:

derivan de los com prom isos cont raídos como

parte cont ratant e del Tratado sobre la no Proli-

feración de las Arm as Nucleares (TNP). Este

Tratado obl iga a suscrib ir un acuerdo con el

OIEA para la aplicación d e su sistem a de salva-

guar dias a tod as las acti vidad es en las que se

m anejan m ateria les nucleares. Los Estados

m iemb ros de la UE no poseedores de arm as

nucleares han suscrito con el O IEA un Acuerdo

de Salvaguard ias con jun to (INFCIRC/193), cuyas

m edidas las apl ican los inspectores de este

Organismo d e manera coordinada con las deri-

vadas del Tratado EURATOM . Este acuerdo se

complementó en abri l de 2004 con la entrada

en vigor de un Protocolo Adicional que amplía

el ámb it o de aplicación de las salvaguardias,

que ot orga a los inspecto res del OIEA derechosde acceso adicionales a las inst alaciones y acti-

vidades oblig adas a declarar.

En los últim os años, tant o el OIEA com o la Comi-

sión Europea han venido im pulsando una reform a

de sus respectivos sistem as de salvaguardias, con

el objet o de m ejorar su eficiencia y eficacia.

Para los Est ados que dispon en de lo s que se cono-cen como Acuerdos de Salvaguardias amplio s y

que además tienen en vigor un Protocolo Ad icio-

nal, tal como o curre en los Estad os miem bros de

la UE, el objet ivo del OIEA ha venido siendo el de

int rodu cir lo que se conoce como «salvaguardias

int egradas» (SI). Se trat a del estab lecimien to en

cada Estado d e un conjunto integrado d e medidas

de salvaguardias ópt im o, tom ando en considera-

ción tod os los medios y fuentes de inform ación

disponib le, tales com o inspecciones, declaracio-

nes, imágenes por satélite, etc.

La tr ansición a las salvaguardias int egradas ha

sido un p roceso comp lejo y no exento d e dificulta-

des, ya que ha llevado aparejada una imp ort ante

actualización d e las prácticas en uso desde hace

m uchos años. El aspecto m ás relevante en este

sent ido lo ha const i tu ido el hecho de q ue, para

satisfacer los obj etivo s que se ha fijad o el OIEA,

resulta im prescindible introd ucir el factor «sorpre-

sa» en, al m enos, una part e de las actividades de

inspección, de las que, hasta aho ra, se venían lle-

vando a cabo de f orm a anunciada para EURA-

TOM , los Estados y los operado res.

Desde el 1 de enero d e 2010, en España y en to dos

los Estado s de la Unió n Europea se vienen aplican-

do las salvaguardias integradas. Su im plem ent a-ción durant e esto s primero s años se ha desarrolla-

do sa t is factor iam ente , l levándose a cabo las

actividades según lo p revisto .

El siguient e paso que preten de el OIEA llevar a

cabo en la imp lement ación de las salvaguardias

nucleares es lo que den om ina «Stat e Level Con-

cept», que requiere una cooperación continu a y

estrecha ent re el Sistem a de Salvaguard ias deEurato m y el del OIEA. A m ediados de 2011 se ha

lanzado una iniciativa conjunta ent re ambo s orga-

nismo s, para reflexion ar sobre los m ecanismos de

cooperación existent es entre el OIEA y la Comi-

sión Europea e ident if icar posibles m edidas que

refuercen dicha cooperación en el fut uro. Existe

un acuerdo m utu o sobre la necesidad de aprove-

char al m áximo el m arco jurídico vigent e, y tener

debidam ente en cuent a la ef icacia del Sistem a




SECTOR NU CLEAR

91

Com unitario de salvaguardias. Una m ayor ut iliza-

ción por parte d el OIEA de los resultados de la

Comisión podría contrib uir signif icativam ente a

una m ayor ef icacia de las salvaguardias y la no

prol iferación a nivel int ernacional, así com o al uso

m ás eficient e de los recursos en ambo s lados.

4.10. ACTIVIDAD DE ORGANISMOS

INTERNACIONALES

La actividad nuclear en el ámbit o int ernacional se

centra, básicamen te, en tr es organizaciones inter-

nacionales:

• Co mu n id a d E u ro p e a d e E n erg í a A t ó m ic a

(EURATOM-UE),

• Agen cia de Energía Nuclear (NEA-OCDE), y

• Organismo Internacional de Energía At óm ica

(OIEA-Naciones Unid as).

Las actu aciones relacionadas con dichas organiza-

ciones se han canalizado p rincipalmen te a t ravés

de la par t ic ipac ión en los grupos de t raba jo y

comit és que se indican a continuación, junto a las

prin cipales decisiones o acti vidades desarrolladaspor lo s mismos durant e 2011.

Com unidad Europea de Energía At óm ica(EURATOM-UE)

Adem ás de las activid ades llevadas a cabo por el

Grupo de Cuestiones Atóm icas, cuyos trabajos ya

se han abordado en e l apar tado de norm at iva

comunit aria, el M INETUR ha part ic ipado, en el

ámbit o del Tratado EURATOM, en los siguientes

grupos y comit és:

Grupo de Alt o Nivel en Seguridad Nu clear y Ges-

t ión d e Residu os (ENSREG).

ENSREG es un grupo de expert os independient e,

asesor de las instituciones europeas, for m ado po r

altos representant es de la regulación nuclear de

los Estados miem bro s y la Com isión en mat eria de

seguridad nuclear y pro tección radio lógica. Desde

su creación en 2007, ENSREG ha t ratad o de p ro-

m over la m ejora cont inua y e l en tend imient o

com ún en el seno de la UE en m aterias com o la

seguridad nuclear o la gestión d e residuos radiac-

tivo s. ENSREG desarrolla su com etid o po r m edio

de 3 grupo s de tr abajo: Seguridad nuclear, Ges-

tió n de Residuos Radiactivos y Desmant elamien-to , y Transparencia.

Las acti vidades de ENSREG durant e el año 20 11

han estado m arcadas por el accidente de la cen-

t r a l nuc lear de Fukush im a-Daich i i en Japón,

como consecuencia de l te rremot o y po ster io r

tsunam i que sufrió el p aís en m arzo. Tras el acci-

dent e , y cum pl iendo e l mand ato de l Conse jo

Europeo de ese mes, ENSREG part icipó en la ela-boración de un a propuesta que d esarrol laba el

cont enido t écnico de las pruebas de resistencia

(«str ess t ests») a que d ebían somet erse las cen-

trales nucleares europeas, así como la form a en

que d ebían aplicarse. ENSREG tam bién h a cola-

borado en la def in ición d el proceso d e revisión

int er pares al que se deben somet er las centrales

como parte del proceso durante el prim er sem es-

tr e de 2012.




SECTOR NU CLEAR

92

A cont inuación se resum en ot ras actividades lle-

vadas a cabo por el grupo en este últim o año.

– En el cam po de l a segu ridad nuclear :

ENSREG ha venido t rabajand o en la elaboración

de un Form ato común y unas Guías para los infor-

m es que los EEMM deben presentar cada tres

años re fer idos a la ap l icac ión de la Direct iva

2009/71/EURATOM , por la que se establece un

m arco comunit ario en seguridad nuclear. En 2011

se aprobó la estructura y cont enido de lo s infor-

m es. Asim ismo, ha desarrollad o una Guía de las

aut oevaluacio nes que, cada 10 años, deben reali-

zar los EEMM respecto d e su marco nacional y

organismo regulad or en mat eria de seguridad

nuclear. En relación a las misiones de revisión

int er-pares que han de solicit ar los EEMM con la

m isma perio dicidad (m isiones IRRS), se ha elabo-rado un program a indicativo que cubre el periodo

2011-2021.

– En el cam po de l a g est ió n seg ura de r esi duo s

radiactivos y desm antelamient o:

Una vez adop tad a la Direct iva 2011/70/EURA-

TOM , por la que se establece un m arco comuni-

ta r io para la gest ió n de l comb ust ib le nuc leargastado y de l os residuos radiactivo s, ENSREG

ha venido trabajando, com o lo ha hecho en rela-

ción a la Direct iva de segurid ad nuclear, en la

elaboración de un Form ato com ún y unas Guías

para los inform es que los EEMM deben pr esen-

tar cada t res años referido s a la aplicación de la

m ism a, así como en el desarrollo de aut oevalua-

c iones y rev is iones in te r -pa res ex ig idas po r

ésta . As imismo , ha o rg an izado e l semina r io

«Me jo r uso de la Convenc ión Con jun t a en la

UE» que tuvo lugar en n ov iem bre de 2011 en

Viena.

– En el campo de la t ransp arencia :

ENSREG ha desarrollad o una g uía para regulado -

res que ident ifica principi os generales para asegu-

rar la t ransparencia en sus com unicaciones, y con-

tin úa trabajando en la mejor a de su página web

(http://www.ensreg.eu), donde se ha habilit ado

un espacio ded icado a los «stress t ests».

Por últ im o, ENSREG organ izó, en junio de 2011 en

Bruselas, la 1ª Conferencia de Inform ación Regu-

ladora Europea, que subrayó los logr os consegui-

dos en los últim os años en la mejo ra de la seguri-

dad nuc lear en Europa, y fue pres id ida por la

President a del Consejo de Segurid ad Nu clearespañol. Se pretende que este t ipo de conferen-

cias se org anicen con carácter p eriódico.

• Foro Europ eo de Energ ía Nuclear (ENEF).

El ENEF es un Foro de alt o nivel creado en 2007,

con objeto de facilitar un debate en el seno de la

UE entre to dos los interesados (stakehold ers) del

secto r nuclear, en el que part icipan representan-tes, tan t o de l ámbi t o inst i tuc iona l com o de la

indu stria nuclear, asociaciones y otras organi za-

ciones europ eas.

La República Checa y Eslovaquia se han ofr ecido

para albergar alternativament e las reuniones de

este Foro en Praga y en Brat is lava, que t ienen

lugar con una periodicidad anual, habiéndose

celebrado hasta la fecha seis reunio nes plenarias,




SECTOR NU CLEAR

93

la últim a de las cuales tu vo lugar en Praga, los días

19 y 20 de m ayo de 2011.

El debate del Foro gira en torno a los document os

y t rabajos preparatorios de tres grupos de t rabajo:

Opo rt unid ades, Riesgos y Transparencia. Los

resu l tado s de d ichos g rupos de t raba jo son

expuesto s en las reunio nes plenarias del Foro.

Entre los prin cipales asunto s discuti dos cabe citar

los siguien tes:

– Po r lo que se ref ier e a Oport un idad es, cabe

resaltar los sigui ent es: el tr aslado de los cost es

de la energía nuclear a los precios de la electri-

c idad, e l t razado de un po s ib le «roadm ap»

sobre un d esarrollo responsable de la energía

nuclear, cubriendo en part icular aspectos lega-

les y f inan cieros, o la explor ación de nuevas

aplicaciones para la energía nuclear, com o ladesalinización de agua o la prod ucción de hidró -

geno para automoción.

– Ref eren t e a Riesgos, cab e dest acar los aná li sis

realizados por ENEF sobre legislación com uni-

taria en m ateria de energía nuclear (Directiva

sobre segurid ad nuclear y Direct iva sobre g es-

tió n de residuos radiactivos), el contenid o de

los planes nacionales de gestión de residuosradiact ivos a la luz de la nueva Direct iva, la

si tuac ión de d is t in tos países en mat er ia de

a lmacenam ientos geo lóg icos para residuos

radiactivos y combustible gastado o la fo rm a-

ción de lo s recursos humanos en las plantas

nucleares.

– Po r ú lt im o, en el ám bit o de l a Tran spar en cia,

cabe señalar las recom endacio nes realizadas a

to dos los agentes de la energ ía nuc lear en

m ateria de part ic ipación del públ ico (marco

instit ucional de participación pública, recursos

financieros efectivos que la perm itan, coopera-

ción con las com unid ades vecinas), inform a-

ción (centro s de inform ación, ro l que deben

jugar las co m unidad es loca les, ca l idad de la

in fo rmac ión sumin is t rada ) , comun icac ión

(com ités de información local, pronta integra-

c ión de l púb l ico en los procesos) y tom a de

decisiones (procedimiento s, tiemp os, derechos

y responsabilidades). Asim ismo, el grup o iden-

t i f ica buenas práct icas en m ateria de t rans-

parencia.

• Com ité Consult ivo de la Agencia de Aprovisio-

namient o de EURATOM.

El Tratado EURATOM pr evé la creación de estaAgencia y establece ent re sus tareas y oblig acio-

nes la de velar por e l abastecim iento regular y

equitat ivo en m ateriales nucleares de los usuarios

de la UE. Su Com ité Consult ivo t iene por obj eto

asistir a la Ag encia en el desarrollo d e sus funcio-

nes, así como aport ar info rm ación, análisis y una

opinión cualificada.

El informe de esta Agencia relativo a 2010 (aún nose encuent ra d ispon ib le e l correspond ient e a

2011), en el que se resumen las activi dades de la

Agencia, su progr am a de trabajo, así com o la

situación del mercado m undial y europeo de com-

bustible nuclear, se encuentra d isponible en:

http://ec.europa.eu/euratom/ar/ar2010.pdf .

• Cooperación exterior en materia de seguridad

nuclear.




SECTOR NU CLEAR

94

Desde el año 2007, práct icamen te t oda la asisten-

cia de la UE a ter ceros países en mat eria de ener -

gía nuclear se realiza con cargo al Instrum ento de

Cooperación en m ateria de Seguridad Nuclear

(INSC) establecido por m edio del Reglament o del

Consejo 300/2007/EURATOM , con objeto de pres-

ta r asistenc ia en lo s ámbi t os de la segur idad

nuclear, la pro tección radio lógica o la aplicación

efect iva de salvaguardi as.

Este instrum ento es el heredero de otros progra-

mas anter iores que concedían ayudas en el campo

nuclear, com o TACIS (entre otro s), distinguiéndo-

se de su predecesor en do s aspecto s: el Instru-

m ento se crea como una iniciativa restring ida al

ámb i to nuc lear (TACIS ten ía un a lcance más

amplio) y e l a lcance geográf ico se ext iende no

sólo a los países CIS, sino que se posibili t a el apo-

yo a cualquier t ercer país.

El Instrument o pr evé una asistencia de 524 M €

para el per iod o 2007-2013, y las líneas de act ua-

ción se rigen p or una Estr ategi a y unos Progr a-

m as Indicativo s tr ienales, que son concret ados

por Programas de Acción anuales. Su pro puesta

corresponde a la Com isión, pero sujeta a la apro-

bac ión por m ayoría cua l i f icada de un Comit é

fo rm ado po r rep resen tan t es de los Estado smiembros.

A cont inuación se recoge la part icipación españo-

la en proyectos con cargo a este instrum ento:

– Por lo q ue se re f ie re a la coo peración española

en proy ecto s de apoy o a los Reguladores, cabe

destacar la activa part icipación española del

Consejo d e Seguridad N uclear en países com o

Egipt o, Jord ania, o Brasil, asistido en alg unos

casos por em presas como Empresarios Agru-

pados.

– En cu an t o a la co o p e ració n co n Brasi l , l a

empr esa Tecna tom , en conso rcio con una

em presa austr iaca, consiguió la ad judicación

de un p royecto d e eva luac ión de segur idad

para la cent ra l nuc lear de An gra 1 , por un

im port e de unos 730.000 € y una duración esti-

m ada de unos dos años. Iberd rola Ingeniería

c o n s ig u ió u n c o n t ra t o e s t ima d o e n u n o s

665.000 €, consistent e en la intro ducción de

m ejoras en la seguridad de la central de Angra

2, debid o a la o bsolescencia de algunos de sus

sistemas.

– En Méjico , ENRESA, en consorcio con Empresa-

rios Agrupado s e Iberdrola Ingeniería y Cons-tr ucción (amén de ot ros socios europeos) ha

sido adjudicataria de un proyecto que tiene por

objeto asistir al Gobierno en la elaboración de

una es t ra teg ia de g est ió n de lo s residuos

radiactivos y del com bustible gastado. El pro-

yecto cuenta con un p resupuesto de 1,2 M€ y

una duración estim ada de t res años.

– En Ucran ia, el con sorcio for m ado p or Ib erdro laIngeniería e Iberdr ola Generación consiguió, a

finales de 2011, un contrato para m ejorar la cul-

tu ra de seguridad de las plantas ucranianas, por

un imp or te de 800 .000 € . Ad ic iona lmen t e

ENRESA participa, como socio, en un proyecto

adjudicado, po r valor de 500.000 €, a un consor-

cio liderado por DBE, para la definición de crite-

rios genéricos de acept ación y requisito s para la

caracterización de residuo s.




SECTOR NU CLEAR

96

las pruebas de r esisten cia nacionales a realizar

por los Estad os m iem bros a raíz del suceso. Para

llevar a cabo estas activid ades, los Com it és técn i-

cos de la NEA relacionados con la mat eria (Com i-

té sobre actividades reguladoras-CNRA, Comit é

de pro tección radio lógica y salud púb lica-CRPPH

y Comit é de seguridad de instalaciones nuclea-

res-CSNI) han creado grup os de t rabajo específi-

cos, se han organizado r euniones y seminario s,

así com o visi tas a Japón d e expert os intern a-

cionales.

• Comit é de Dirección.

Está fo rm ado por lo s representant es de to dos los

Estad os Parte de la NEA, asistid os para sus funcio-

nes por la Secretaría. Se reúne do s veces al año,

to m a las decisiones de carácter estratégico, t ales

como la aprobación del Presupuesto o la adopcióndel Plan Estratég ico, y revisa los resultad os de los

distinto s grupos de trabajo.

En 2011, el Com ité abo rdó , entre ot ros tem as, la

incorporación de Eslovenia com o M iembro de la

NEA y lo s pasos a seguir para evaluar l a posible

incorporación d e Rusia, la realización de cierto s

ajustes en las princip ales líneas del Prog ram a de

Trabajo d e la NEA y su banco de d ato s para 2011-2012 (especialment e tras el accident e de Fukushi-

m a), la present ación de los resultado s de los dis-

tint os grupos de trabajo, o la presentación de una

declaración sobre la seguridad de suministro de

radioisótopos para uso m édico.

• Comit é de Estu dios Técnicos y Económ icos

para el Desarrollo de la Energía Nuclear y del

Ciclo de Com bustible.

Entre las funciones de este Com ité se incluyen la

evaluación de la pot encial contr ibución fut ura de

la energía nuclear al abastecim iento energético

m und ial; de las dem andas y necesidades de sum i-

nistro en las diferen tes fases del ciclo del combus-

t ible n uclear; el análisis de las características téc-

nicas y económ icas del desarrollo d e la energía

nuclear y del ciclo del com bustib le; y la evaluación

de las diferen t es consecuencias técnicas y econó-

m icas de las distint as estrat egias para el ciclo d el

comb ustible nuclear.

El Com ité cent ró su tr abajo en 2011 en la elabo-

ración de distin tas publicaciones, ent re las que

destaca el «Brow n Book» (Datos de la Energía

Nuclear 2011), así como estudios sobre aspecto s

económicos y t écnicos del seguimiento de carga

en centr ales nucleares, estado y viabilidad t écni-

ca de pequeño s reacto res, t endencias de sosteni-bil idad del ciclo de combustible nuclear, com pe-

t i t i v idad de la ene rg ía nuc lea r en mercados

liberalizados con distint os sistem as de tarif ica-

ción del carbono en com paración con o tras fuen-

tes energét icas, o varios infor m es sobr e la segu-

ridad de suministro de radioisótop os con f ines

médicos.

• Com ité de Derecho Nuclear (NLC).

Este Com ité constit uye un f oro de discusión sobre

el desarrollo y arm onización de la legislación en

los diferent es aspecto s de la actividad nu clear,

centrando gran part e de sus esfuerzos en la inter-

pretación, im plementación, mejora y mo derniza-

ción de los regímenes de responsabilidad civil por

daños nucleares, particularm ent e los derivado s de

los Convenios de París y comp lement ario de Bru-




SECTOR NU CLEAR

97

selas y sus revisiones, celebrado s bajo los auspi-

ciados por la O CDE.

Dentro d el programa regular del Com ité, el princi-

pal asunt o trat ado fue el relativo a los Convenios

de París y Bruselas sobre respon sabilidad civil p or

daños nucleares, y concretam ente el estado d e

ratif icación e implem entación de los Protocolos

de 2004 d e enm ienda de d ichos Convenios. Si

bien lo s Est ados miembro s realizan avances en la

adaptación de sus legislaciones nacionales a

dichos Protocolos, aún siguen poniéndose de

manifiesto algun as difi cultades existen tes en rela-

ción con la cobertura por parte del m ercado de

seguros de determ inados riesgos contem plados

en el Proto colo de París de 2004, especialment e el

aument o del periodo de reclamación de los daños

person ales de 10 a 30 años y, en algun os casos, los

daños medioam bientales. No se espera que estosProtocolos entren en vigor ant es de 2013.

Asimismo, e l Com ité ha venido anal izando los

aspecto s legales e im pacto s del accident e de

Fukushim a, especialment e en relación a la respon-

sabilidad civil por daños nucleares, y, a fin ales de

año, se publicó en la not icias de la NEA un art ículo

don de se explicaba el régimen de responsabilidad

civil nuclear en Japón, así como las acciones quehan llevado a cabo t anto la autoridad nipo na como

el operad or de la central (TEPCO) para asegurar las

indem nizaciones a las víctimas. Se está p reparan-

do un com ple to in form e sobre la mater ia , que

estará d isponible a lo largo d e 2012. La responsabi-

lidad civil asociada a Fukushim a tam bién fue ob je-

to de varios artículos publicado s en el Boletín de

Derecho Nuclear (NLB) que semestralm ente pub li-

ca la NEA con el apoyo d e los miem bros del NL C.

La NEA tam bién ha participado, a través de este

Comit é, en un nuevo Grupo d e expertos de res-

ponsabilidad civil por daños nucleares creado por

la Com isión Europea al objet o de anal izar una

pot encial armon ización de las legislaciones nacio-

nales en dicha m ateria.

Organismo Int ernacional d e Energía

At óm ica (OIEA-Naciones Unid as)

• Conferencia General.

En ella se reúnen t odo s los Estados miem bro s una

vez al año, y se debat e la línea de conducta y el

program a del Organismo. Exam ina y aprueba, en

su caso, el presupuesto y el info rm e anual de la

Junt a de Gobernad ores. Examin a las pet iciones de

ingreso en el Or ganismo, y, en su caso, puededecidir la suspensión de un Estado m iem bro en

caso d e violación persistent e del Estatut o. Elige

nuevos miem bros de la Junt a de Gobernad ores

para remplazar a aquellos cuyo mandat o haya t er-

m inado y aprueba el nom bramient o del Director

General que haya hecho la Junt a de Gobern ado-

res, cuando term ina el mandato d e aquel. Tam-

bién d a su aprob ación a los acuerdos que el Orga-

nismo p ueda suscribir con otras organizaciones.

La Conferencia General de este año f ue la 55ª y

tu vo lugar d el 19 al 23 de septiem bre de 2011. En

ella participaron, aproxim adament e, 1.300 dele-

gado s de los 151 Estados m iem bro s.

En el inicio de esta reun ión, el Direct or General del

OIEA, Sr. Yukiya Amano, declaró que el p unt o

m ás impo rtant e del programa del Organismo des-




SECTOR NU CLEAR

98

de la ú lt ima Conferencia General había sido el

acciden t e ocu r r ido en la cen t ra l nuc lea r de

Fukushim a Daiichi (Japón). Describió brevement e

las m edidas adop tadas por e l Organismo, que

comprende, en t re o t ras, la e laboración de un

«Plan de A cción sobre Seguridad Nuclear», que

tiene como objet ivo definir un programa de traba-

jo para r ef orzar el m arco glo bal de l a seguri dad

nuclear y m aximizar los benef icios resultantes

de las lecciones que se puedan apren der d e este

accidente.

El accident e de Fukushima tam bién fue el tem a

central de la m ayoría de las int ervenciones de las

distintas Delegaciones.

Ent re los tem as tratados en ella se incluyeron:

– Elección de M iem bro s de la Junt a de Goberna-dores. Se eligiero n a los 11 de lo s 22 que, de lo s

35 Estado s m iemb ros que form an parte de la

Junt a de Gobernador es, responden al criterio

de representación geog ráfica y que tienen un

mandato de dos años (período 2011-2013).

Ésto s fueron: Cuba y México (Am érica Latina),

Italia y Suecia (Europa Occident al), Bulgaria y

Hungría (Europa O riental), Tanzania y Egipto

(África), Arabi a Saudí (Sur de A sia y Orien teMedio ) y República de Corea (Lejano Oriente).

– Med id as para fo rt alecer la coo peració n in terna-

cional en mat eria de seguridad nu clear, radioló -

gica y del t ransport e y de g estión de desechos.

– Ot ro s tem as debat idos, cuyas resolucion es pue-

den ser encontradas en la página w eb del OIEA

fueron:

– Segu ridad f ísica nuclear–m ed idas de prot ección

contra el terrorismo n uclear.

– For talecim ient o d e las act iv id ades de coop era-

ción técnica del Organism o.

– For talecim ient o de las act iv id ades de l Org an is-

m o relacionadas con la ciencia, la tecnolo gía y

las aplicaciones n ucleares.

– Fort alecim ient o d e la ef icaci a y aum en t o d e la

eficiencia del sistem a de salvaguard ias.

– Ap licación d el acuerdo de salvaguardias ent re el

Organismo y la República Popular Democrática

de Corea en relación con el TN P.

– Apli cac ió n d e las salvagua rd ias del OIEA en el

Oriente Medio.

– Capacidades nucleares de Israel .

Asimismo , se present ó el Inform e anual de 2010,

se aprob ó un Presupuesto or dinario d el Organis-

m o para 2012 de 333.297.799 €, en el que a España

le corr espond e un 3,135 % (8.595.207 €, mas

1.986.238 $ y se estab leció para el Fondo d e Coo-

peración Técni ca una cifra de 88.750.000 €, de losque a España le corresponde cont r ibuir con la

suma de 1.907.703€.

• Junt a de Gobernadores.

Esta Junta es el órgano ejecut ivo del Org anismo y

examina t odas las cuest io nes de im port ancia,

incluyendo las peticiones de ingreso y el prog rama

de actividades, el presupuesto y el info rm e anual.




SECTOR NU CLEAR

99

Está facult ada para aprobar t odo s los acuerdo s de

salvaguardias, los proyectos import antes y las nor-

mas de seguridad. Por reg la general se reúne cinco

veces al año: m arzo, junio, septiem bre (ant es y

después de la Conferencia general) y noviem bre.

Está com puesta por 35 m iemb ros, de los que 13

son designados por la prop ia Junt a, de acuerdo

con el criterio d e desarrollo alcanzado en tecnolo-

gía nuclear, y 22 son elegid os por la Conferencia

General, de acuerdo con el criterio d e represent a-

ción geográf ica equitat iva) con un m andato de

dos años, eligiendo 11 cada año. España t erm inó

su mandato en esta Junta en septiemb re de 2010

y no le volverá a corresponder ser miem bro de la

m ism a hasta septiem bre de 2014.

Para facilitar los trab ajos de esta Junta, en su día

se decidió crear do s Com it és Permanent es: delProgram a de Trabajo y Presupuesto , y de Asisten -

cia y Coop eración Técnica, cuya com posición

coincide con la de la m ism a Junta. Asimismo, es

imp ortant e destacar que para facilitar la adopción

de decisiones en la Junt a de Gobernad ores, ésta

acuerda con fr ecuencia el estab lecimient o de Gru-

pos de Trabajo de Composición Abierta ad-ho c de

carácter inform al.

Fondos nucleares gest ionados por el BERD

El Banco Europeo d e Reconstru cción y Desarrollo

(BERD) viene gestion ando un a serie de fond os

intern acionales cuyo ámb ito está vinculado a la

energía nuclear. En concreto , adm inistra la deno-

min ada Cuenta d e Seguridad Nuclear, dirigida a

financiar:

– pr oy ect os para mejor ar la segur id ad n uclear en

Rusia y lo s Nuevos Países Indepen dient es de la

antigua esfera soviética;

– la d enom in ada «Vent ana Nuclear d e la D im en-

sión N órdica» de la UE, cuyo o bjeto es cont ri-

buir a la recuperación m edioam bient al de dife-

rentes regiones del norte de Europa pró ximas a

la UE, con contam inación radiactiva com o con-

secuencia, sobre to do, de actividades milit ares

realizadas en el pasado;

– el Fon do de l Sarcó fago de Chernó bi l, cuyo obje-

to es la financiación de un nuevo confinam iento

de seguridad para la accident ada central nu-

clear ucraniana; y

– t res Fondos in t er nac io nales de a yuda a l des-

m antelam ient o de las centrales nucleares deIgnalina (Lituania), Kozloduy (Bulgaria) y Bohu-

nice (Eslovaquia), cuyo desmant elamien to f ue

impuesto por m ot ivos de seguridad por parte

de las auto ridades com unit arias como con di-

ción a la adh esión a la UE.

España es contribuy ente directo a estos últ im os

cuatro fon dos, y está repr esentada en sus respec-

tivos órganos de gobierno.

• Asam blea de contr ibuyent es al Fondo para la

construcción del nuevo confin amient o de segu-

ridad d e la central nu clear de Chernóbi l (CSF).

Este Fondo ha recib ido cont r ibuciones por va-

lo r d e casi 990 M € de 29 p aíses (ent re e l los,

España, cuya cont r ibució n asciende a 5 M €) y

de la U E.




SECTOR NU CLEAR

100

Los proyecto s m ás im port antes que actualm ente

son financiado s en relación con esta central son la

construcción de un nuevo confinam iento p ara la

unidad 4 y la conclusión de un alm acén temp oral

de almacenamient o de comb ustible irradiado de

las unid ades 1, 2 y 3.

En todo caso, el coste final del pro yecto será supe-

rior al previsto inicialmente, por lo que las futuras

contribuciones de la Asamblea de donant es serán

fundamentales.

Hasta ahora, la participación de la industria espa-

ñola a las actividades fin anciadas con cargo a este

Fondo ha sido bastant e l imit ada. Com o excep-

ción, Em presarios Agru pado s ha sido reciente-

ment e adjudicataria de un proyecto de auditoria

en Chernobyl, po r valor de un os 100.000 €, que

desarrollará a com ienzos de 2012, y que t endrápor ob jeto identif icar fort alezas y debilidades de

la PM U (Project M anagemen t Unit ) de cara a la

construcción del n uevo sarcófago de contención.

• Fondos internacion ales de apoyo a la clausura

de las centrales nucleares de:

– Ign al in a, un id ades 1 y 2 (L it uania)

– Kozlo duy , un id ades 1, 2, 3 y 4 (Bulg aria)

– Bohu ni ce V1, uni dades 1 y 2 (Eslo vaq uia)

Fondo de Ignalina

Lit uania contab a con dos reacto res de diseño

RBM K 1500 que, como resultado d e las nego cia-

ciones entab ladas para su ent rada en la UE, se

comprom etió a cerrar en 2005 y 2008. Finalmen-

te, el reactor Ignalina 1 cerró en diciemb re de 2004

y el de Ignalina 2, en diciembre de 2009.

En la actualidad, las cont ribuciones de los donan-

tes ascienden a un os 725 M €, de los cuales España

aport ó 1,5 M € en 2002. Se estim a, aunque no sin

gran incertidum bre, que el fondo d eberá alcanzar

los 1.000 M€ para comp letar los trabajos.

Los principales proyect os en los que se cont inúa

tr abajando engloban la constru cción de un alma-

cén tem poral del comb ustible gastado, una insta-

lación de alm acenamient o d e residuos sólidos, un

repositorio cercano a la superficie para residuos

de baja y m edia actividad o la implem entación de

m edidas de eficiencia energética.

Cabe d estacar la adjudicación, en el año 2009, d eun cont rato a Iberdrola para la construcción de

una planta de ciclo combinado por un valor esti-

m ado de uno s 130 M€, cuyos trabajos se prolon ga-

rán durant e los próximos años.

Fondo de Bohunice

La República Eslovaca se comp rom etió , en el mar-

co de las negociaciones de acceso a la UE, al cierrede sus dos reactores de d iseño VVER de Boh unice

antes de 2008.

En la actualidad, el Fondo cuenta con cont ribucio-

nes de hasta 380 M€, de los cuales España aport ó

1,5 M€ en 2002.

Dicho Fondo t iene por ob jeto asist ir a Eslova-

quia en el desmant elamient o de dichas unida-




SECTOR NU CLEAR

101

des, f inanciar el desarrollo de una estrateg ia de

desmant elamient o, sistemas de protección físi-

ca y sistem as para compensar la reducción en la

producción de electr ic idad y calor que el c ierre

de la p lan t a ha ocasionad o en la Repúb l i ca

Eslovaca.

Respect o de la part icipación españo la, es reseña-

ble la asignación en el 2004 d e la Unidad de Ges-

tión del Proyecto para la central de Bohu nice a un

consorcio form ado por las empresas españolas

Iberdrola Ingen iería y Consulto ría, Em presarios

Agrupados y So luz iona, jun to con la emp resa

francesa EDF. En 2011, el consorcio, form ado en

la actual idad solo por emp resas españolas, se

adjudicó la cuarta fase de la Unidad de Gestió n

de l Proyecto p ara e l desmante lam iento d e la

Cent ral Nuclear de Boh unice V1, que consiste en

la continuación y am pliación de los trab ajos ini-c iados en 2004. El imp orte t o ta l de l p ro yecto

asciende a uno s 28 M€, y su alcance incluye pro -

porcionar la ing eniería necesaria y los recursos de

gestión del pro yecto para la planificación, ejecu-

c ión , gest ión , coord inac ión y segu im iento d e

tod as las labores de apoyo al desm antelamiento

de la Central.

Fondo de Kozloduy

Bulgaria cum plió su comprom iso de cierre de los

4 reacto res de diseño VVER 440–230 en el año

2006. A part ir d e entonces, e l Fondo comenza-

ría a f inanciar t anto las actividades de desman-

telam iento d e dichos reactores com o las activi-

dades de ef ic iencia energét ica y sust i t ución de

la pérd ida d e prod ucc ión e léct r ica nuc lear en

Bulgaria.

En la actualidad, las cont ribuciones de los donan-

tes ascienden a unos 600 M€, de lo s cuales España

ha aportado 1,5 M€ en 2002.

Respecto de la part icipación española, cabe resal-

tar la adjudicación en 2009 a un Consorcio form a-

do po r Iberdrola y la compañía belga Belgoprocess

de un cont rato p ara la construcción de una plant a

pion era incineradora de residuo s radiacti vos por

plasma por un to tal de 29,9 M€ y una duración

estim ada de cuatro años, en la que continúa tra-

bajando.

Po r o t ra pa r t e , e l conso rc io españo l ENSA-

SOCOÍN ha conseguido recientem ente una pr ó-

rrog a de su contrat o de caracterización de tan-

ques de resinas ióni cas en Kozlod uy, en el que

viene t rabajando d esde h ace algunos años.

Empresarios Agrupado s, líder de un consorcio for-

m ado con ot ras em presas europ eas, se consegui-

do un cont rato de consultoría a SERAW, la agen-

cia búlgara de gestión d e residuo s radiacti vos, por

valor de unos 3 M€, con m otivo del diseño y cons-

t rucc ión de un a lmacenamien to de residuos

radiactivos de baja y media actividad en el em pla-

zamiento de Radiana.

Por últim o, el consorcio constit uido p or ENRESA,

la emp resa de ing eniería Westing house Electric

España y la com pañía alemana DBE Technolog y

ha sido elegido com o cont ratista para la prepara-

ción del diseño técnico y la elaboración del estu-

dio d e seguridad p rel iminar para la instalación

nac iona l de l menc ionado em p lazam ien to de

Radiana. El to tal adju dicado a este Consorcio han

sido 8.116.000 € .




SECTOR NU CLEAR

102

Previsib lemente el BERD hará una sol ic itud de

nuevas aport aciones de los Estad os contrib uyen-

t e s en u n f u t u ro p ró x imo p a ra c o mp le t a r l a

f inanciación de lo s proyectos necesarios en la

fase de pre-desmant e lamient o de las c i tadas

centrales.



5. SECTOR CARBÓN




SECTOR CARBÓ N

5.1. SITUACIÓN ACTUAL

5.1.1. Panorámica general del sector

Globalmente la prod ucción de hulla m ás antracita

(hard coal) en el año 2011, en t oneladas, dism inu-

yó un 2 8,7% con respecto al año 2010. Esta evolu-

ción se debió principalm ente al elevado volumen

de stocks existent es, derivados del m enor consu-

mo de carbón en generación eléctr ica en 2010.

Aunq ue hasta el m es de abril de 2010 se realiza-

ron comp ras para el «Almacenam iento estratég i-

co tem por al de carbón», desde ese mes la pro-

ducción quedó almacenada en las minas. Por

tant o, en los últ im os meses del año bajó la pro-

ducción, tend encia que se mant uvo hasta la apli-

cación de la Resolución de 8 d e febrer o de 2011,

de la Secretaría de Estad o d e Energía, por la que

se f i jan las cant idades de carbón, e l vo lum en

m áxim o de pro ducción y los precios de retr ibu-

ción de la energía, para el año 2011. A part ir de

esta disposición, aument ó el consumo en genera-

ción eléctrica, dism inuyendo signif icativament e

los st ocks existen tes.

En los lignitos negros disminuyó la producción, en

to neladas, un 5,2% en 2011 respecto del año ant e-

r io r . La reducción fue menor que en la hu l la y

antracita, porque la venta de los lignitos fue más

f lu ida, debido a su m ejor precio lo que permit e

que sea más compet itiva la ofert a de electricidad

de las centrales que lo co nsumen (Cuadro 5.1.1).

CUAD RO 5.1.1.ǧ BAL AN CE DE CARBÓN

PRODUCCION INTERIOR:miles de t oneladas Ant racit a Hulla Lignit o Negro TOTAL Tasa de variación

2008 3.152 4.162 2.873 10.187 –40,7%

2009 4.061 2.891 2.493 9.445 –7,3%

2010 3.209 2.777 2.444 8.430 –10,7%

2011 2.489 1.781 2.317 6.586 –21,9%

miles de tep

2008 1.388 1.910 896 4.193 –23,1%

2009 1.767 1.263 597 3.627 –13,5%

2010 1.396 1.134 503 3.033 –16,4%

2011 1.083 727 477 2.287 –24,6%

Variación de st ocks (1):

miles de t ep Hulla y Ant racit a Lignit o Negro Coque TOTAL Tasa de variación

2010 –2222 –342 –32

2011 1497 119 –165

Importaciones:

miles de t ep Hulla coquizableAntracita y hulla

no coquizableCoque TOTAL Tasa de variación

2010 1.923 5.784 147 7.854

2011 1.826 7.779 119 9.723 23,8%




SECTOR CARBÓ N

BAL AN CE DE CARBÓN ȍContinuación)

Exportaciones:

miles de t ep Hulla y Ant racit a Coque

2010 870 266 1.136

2011 699 269 969 -14,7%

Consumo int erior bruto (2):

miles de t ep TOTAL Tasa de variación

2010 7.156

2011 12.456 74,1%

Not as: (1) Existencias ini ciales-Existencias f inales.(2) Incluye gases siderúrgicos.FUENTE: SEE

5.1.2. Demanda int erior

El consumo prim ario de carbones, medido en t ep

e inc luyend o gases side rú rg icos de r ivados ,

aument ó un 74,1% en 2011 sobre el del año ant e-

rior, en el que fue excepcionalment e bajo. En el

sector eléctrico subió un 76,6%, recuperándose

tras la fuert e caída de 2010, correspondiend o alconsum o de hulla y antracita, tanto de producción

nacional com o de im portación, un aument o del

71,1%, un 229% al de lign ito negro y un 19,5% al

de g ases siderúrgicos.

En el año 2011 una parte im port ante de la dem an-

da se cubrió med iante la disminución de alm ace-

nam ient os en las prop ias m inas adem ás de la

reducción del Almacenamient o Estratégico Tem-

poral de Carbón.

El consumo f inal de carbones, medido en tep, b ajó

un 4,5% en 2011 respecto del año ant erior. El con-sumo en siderurgia aument ó un 4,6%, debido a la

recuperación de act ividad d e este sector, q ue es el

principal consumid or, después del de generación

eléctrica. El consumo d el resto de secto res tiene

cuantías son m enos significativas que en los sec-

t ores ant eriores (Cuadros 5.1.2 y 5.1.3).

CUADRO 5.1.2. CONSUM O DE CARBÓN EN GENERACIÓN DE EN ERGÍA ELÉCTRICA

Antracita(miles de toneladas)

Hulla Lignit o negro Gas siderúrgico(millones de term ias)

TOTAL Tasade vari ación 2011/10

2010 195 9.677 931 2.180

2011 3.936 13.746 2.918 2.604

Miles de tep

2010 93 5.486 282 218 6.079

2011 1.936 7.611 927 260 10.734 76,6%




SECTOR CARBÓ N

107

CUADRO 5.1.3. CONSU MO FIN AL D E CARBÓN ȍKTEPȎ

SIDERURGIA% varanual

CEMENTO% varanual

RESTODE

INDUST.

% varanual

OTROSUSOS

% varanual

TOTAL% varanual

2008 1.338 –6,0% 159 –39,0% 267 –4,3% 302 10,9% 2066 –7,6%

2009 962 –28,1% 17 –89,1% 180 –32,5% 284 –5,9% 1444 –30,1%

2010 1.197 24,4% 23 30,0% 211 17,4% 259 –8,7% 1690 17,1%

2011 1.252 4,6% 10 –54,1% 72 –66,1% 280 7,8% 1614 –4,5%

5.1.3. Características de la ofert ay del proceso product ivo

Valoración est im ada de la producción e ingreso

por vent as de carbón

Desde el año 200 9 las emp resas eléctr icas bajaron

su demanda de carbón n acional, al perder éste

compet itividad en g eneración eléctrica, frente a las

producciones mediant e gas natural o carbón im por-tado. El almacenamiento de carbón nacional en los

parques de cent rales se elevó desde 7,4 Mt a f inales

de 2008 hasta 9,8 Mt a finales de 2009. Tamb ién se

incrementó el almacenamiento de carbón im porta-

do desde 2 Mt a 2,9 Mt en dicho período. Ante esta

situación, el Gobierno encom endó a fin ales de julio

de 2009 a HUNOSA la com pra y almacenamiento

de la produ cción de carbón nacional, creando u n

«Almacenamiento estratégico temporal de car-bón ». Desde agosto d e 2009 hasta finales de abril

de 2010 el «Alm acenamient o Estrat égico Tempo-

ral» recibió 3 m illones de toneladas y entregó a cen-

trales térm icas 0,1 millón, quedando a finales del

año 2010 unas existencias de 2,9 m illones de t one-

ladas. La media estim ada de PCS de este carbón es

de 4.753 kcal /kg y se ha pagado a 1,36 céntim os de

euro por t ermia, o 65,08 euro/tonelada. A lo largo

del año 2011 al aplicarse el Real Decret o 134/2010,

de 12 de febrero por el que se establece el procedi-

m iento d e resolución de restricciones por garant ía

de sumin is t ro , y se modi f ica e l Rea l Decre to

2019/1997, de 26 de diciembre con las mo dificacio-

nes estab lecidas en el Real Decreto 1221/2010, de 1

de octub re, la cantidad d e carbón a 31 de diciembre

de 2011 en el AETC se redujo a 2,2 millones de tone-

ladas. El valor t ot al del carbón alm acenado es de

145,2 m illones de euros. Esto s valores sufri rán

modif icaciones, dentro de límit es razonables, cuan-do se liquide el citado Alm acenamient o, tal como

se ha com prob ado en la f acturación del AETC a las

centrales eléctricas, al ser algo d iferent es las calida-

des del sum inistro real frent e al análisis teórico del

carbón adquirido en 2009 y 2010, que han mod ifica-

do los precios unitarios.

La aplicación del ant eriorm ente cit ado Real Decre-

to 134/2010 de 12 de febrero, ha originado una dis-m inución del almacenam iento del carbón en las

m inas, pasando d e 4,332 m illones de t oneladas a

finales de 2010 a los 2,259 m illones de t oneladas a

finales del año 2011.

En el cuadro 5.1.4 se indica la evolución m edia de

los ingresos para las empresas mineras, com o suma

de los precios cobrados por vent as a centrales y de

las ayudas, aplicadas a tod a la producción.




SECTOR CARBÓ N

108

CUADRO 5.1.4 EVOLUCIÓN M EDIA DE LOS INGRESOS PARA LAS EMPRESAS MIN ERAS

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

INGRESO P+A

c€ /t er m ia 1,379 7 1, 4784 9 1, 46 64 7 1, 49 051 1, 58 06 6 1,56 86 4 1, 54 451 1, 59 652 1, 56 55 1,732 49 1, 78 18 3 1, 9318 0 1, 90 99 0 1, 96 30 2 ,4 387

Precio 0,77531 0,73924 0,77531 0,82339 0,81137 0,78909 0,83769 0,90315 0,97132 1,00250 1,17210 1,27850 1,1312 1,3381

Ayuda 0,70318 0,72722 0,72121 0,75728 0,75728 0,75542 0,75883 0,66235 0,76117 0,77933 0,7597 0,63147 0,8317 1,1006

FUENTE: SEE

En el año 2011 el precio m edio del carbó n que per-

cibe ayudas abonado p or las cent rales eléctricas

fue de 56,58 euros/t con un PCS m edio de 4.228

kcal/kg, lo que supone un increment o del 31,69%

respecto al del año ant erior. Expresado el precio

en cént imo s de euro por term ia de poder calorífi-

co superior f ue de 1,3381, lo que supon e un incre-

m ento d el 18,93%. Una razón para este aum ento

es que el PCS medio m ejoró d esde 3.998 kcal/kg a

4.228 kcal/kg, con crecimient o del 5,75%, debido

al cam bio de estructu ra del mercado, se vendieron6,5 millones de toneladas de hulla y antracita fren-

te a 2,8 m illones de lignit o. En 2010 se vendieron

4,6 millo nes de ton eladas de hulla y antracita fren-

te a 2,4 m illones de toneladas de lignito . El incre-

ment o del precio por t ermia se explica, además de

la razón ya citada, por el incremen to d el precio

internacional del carbón.

Por tanto , el valor de la producción de carbón porel que se pagaron ayudas, adquirido p or centrales

eléctr icas fue d e 533,03 m illon es de euros. En el

año anterior, fue 476,88 millones de euros el valor

de los suministros vendidos a centrales y al Alm a-

cenamiento Estrat égico de Carbón.

Si a los 533,03 millo nes de euros fact urado s se

suman los 229,06 m illones de euros percibidos por

las em presas m ineras para cubrir la d iferencia

ent re costes e ingresos más los 72,45 mill ones que

percibe HUNOSA d esde los Presupuesto s Genera-

les del Estado , los ingresos tot ales que percibe el

secto r serían de 834,61 millo nes de euros. Estos

ingr esos pued en com pararse con 796 millo nes €

de 2010 y 817 m illones € d e 2009. Es necesario

estim ar en ot ros 50 millones de euros los ingresos

por ventas de carbón a las calefacciones y otr os

usos dom ést icos . El sec to r , concre t amen t e

HUNOSA, ha percibido además desde S.E.P.I.

ot ros 81,5 millon es de euros destinado s a cubrirpérdidas de explotación de la empr esa. Por t anto

el ingreso tot al puede cuant i f icarse en 916,05

m illones de euros.

Empleo en el sect or

La plant i l la propia est imada en el subsector d e

carbones que percibe ayu das, al final d el año 2011

era de 3.963 trabajadores, frente a los 4.594 delaño 2010, una dism inución d e emp leo del 13,74%.

Este increm ent o en las dismin uciones de plantillas

se debe al mant enim iento d e la política de preju-

bilacion es (cuadro 5.1.5).

Para que sean com parables la reducción d e pro-

ducción y la del em pleo, es necesario com ple-

ta r lo con las p lan t i l l as en emp resas con t ra -

t is tas. En 2009 esas p lan t i l las eran de 2 .432




SECTOR CARBÓ N

109

t rabajador es, frent e a los 2.383 trab ajadores de

2008. En d ic iem bre de 2010 los t r aba jadores

cont ratad os a 31 de diciem bre eran de 979, de-

bido a la apl icación de expedient es de regula-

ción de em pleo en 2010 por el descenso de pro-

ducc ión ind icado . A f ina les de d iciemb re de

2011 las plant il las de cont rat as sumab an 1.862

trabajadores.

CUADRO 5.1.5. MA NO DE OBRA EMPLEAD A EN MI NERIA 2009 ȃ2011

MINERALES 2009 2010 2011 %10/09 %11/10

HULLA 3.079 2.723 2329 -23,64% -14,47%

ANTRACITA 1.821 1.542 1325 26,90% -14,07%

LIGNITO NEGRO 351 329 309 -4,88% -6,08%LIGNITO PARDO 0 0 0

TOTAL 5.251 4.594 3963 -10,02% -13,74%

FUENTE: SEE. Instit uto ara la Reestructuración de la Min ería del Carbón Desarrollo Alternat ivo de las Comarcas Min eras .

5.1.4. Comercio exterior

En el sector de la m inería del carbón el saldo

comercia l en el año es netam ente im port ador,

puesto que prácticamente n o existe export ación

de carbón español, aunque se reexport an carbo-nes impo rt ados (Cuadro 5.1.5).

En 2011, m edido en t oneladas, la impo rtación

neta de hulla y de ant racita se incrementó en un

31,6%, pasando de 11,32 m illones de t oneladas a

14,91 millon es de to neladas. La razón p rincipal es

el increment o de generación eléctr ica con car-

bón, y a citado, recibiendo las emp resas eléctricas

11,8 millo nes de toneladas frent e a 7,8 millo nesen 2010. La reexport ación alcanzó en 2010, 1,48

m illones de t oneladas y en 2011, 1,25 m illones de

to ne ladas. La mayor par t e de las exportac io-

nes se deben al aprovecham iento de f let es de

buques.

Tamb ién varía la distribución de la imp ort ación

entre h ulla y antracita, debido a criterios de clasi-

f icación. Ciñéndo se al cr i ter io em pleado en la

estadística de comercio exterior , de que la antra-

cita es el carbón con volátiles inferior es al 10%,

prácticament e las im port aciones de antracita dis-

m inuyen a cas i la mi t ad de lo que re f le jan las

series histór icas. No ob stant e algunas empr esas

eléctricas import adoras denominan antracitas, ahullas con contenid o en volát iles ent re 15 y 10%.

Se está t ratando de que to das adopt en en sus

com unicaciones el cr i ter io de EUROSTAT que

denom ina antracitas a carbones con m enos del

10% de su cont enido en volátiles.

En unidades m onet arias la impo rtación evolucionó

desde 2 .062,16 mi l lon es de euros en 2008 a

1.474,84 m illones € en 20 09, a 1.142,75 m illones €en 2010 y a 1.724,68 m illones € en 2011. El valor

del carbón neto im port ado en 2008 fue de 1.889,53

m illones €, en 2009 fu e 1.352,42 m illones €, en

2010 fue 1.039, 54 m illones € y en 2011 alcanzó los

1.550,28 m illones €. El precio unit ario m edio de

compra CIF del carbón t érm ico se increment ó des-

de un p rom edio d e 60,58 euros/t en 2007, a 87,47

euros/t en 2008, disminuyó a 63,03 euros/t en el

año 2009, en el año 2010 fue de 67,95 euros/t y




SECTOR CARBÓ N

110

en 2011 subió de nuevo hasta 86,57 euros por

tonelada.

El precio m edio estim ado de adquisición de car-

bon es tér m icos en el año 2011 por las emp re-

sas eléct r icas fue d e 77,15 euro s/ton elada en

situación CIF, para un carbón con PCS m edio d e

5 .792 kca l / kg , f ren te a 68 ,52 eu ros / tone la -

da pa ra un ca rbón d e 5 .981 kca l / kg de l año

2010. El precio m edio est imado de hul la coqui-

zable en el m ism o período, CIF puerto español

en el m ism o año, fue de 216,16 euros/t f rent e a

165,04 euros/t d el año 2010, reflejando el incre-

m e n t o d e l a d e ma n d a m u n d ia l d e h u l l a co-

quizable.

El coste del carbón im port ado en el año 2011 puede

estim arse en 1.724,38 millo nes de euros frent e a

1.142,75 m illo nes € del año 20 10. El coste de la

import ación neta de carbón en 2011 fue de 1.550,28

m i l lones € , f ren te a 1 .039 ,54 mi l lo nes € de l

año 2010.

CUADRO 5.1.6. SALD O D EL COMERCIO EXTERIOR 2009ǧ 2011 ȍMi les T.Ȏ

MINERALES 2009 2010 2011 %10/09 %11/10

HULLA importada 16.271 11.971 15.316 -26,43% 27,94%

HULLA exportada 1.253 1.150 852 -8,21% -25,94%

HULLA neta 15.018 10.821 14.464 -27,95% 33,67%

ANTRACITA importada 767 846 853 10,30% 0,81%

ANTRACITA exportada 123 338 407 174,74% 20,50%

ANTRACITA neta 644 508 446 -21,10% -12,30%

TOTAL net o import ado 15.662 11.329 14.910 -27,66% 31,61%

FUENTE: Mini sterio de Industria, Energía y Turismo . Institut o para la Reestructuración de la Min ería del Carbóny Desarrollo Alt ernativo d e las Comarcas Mineras .

5.2. ESTRUCTURA DEL SECTOR

Tras los cierres de em presas y fusion es que han

tenido lugar desde diciembre d e 2007 quedan enactividad 15 empresas a finales de 2011. De estas

15 em presas que extr aían carbón que percibe

ayudas, 4 em presas t ienen m enos de 25 traba-

jad o res, 3 e m presas t ienen en t re 25 y 50 em-

pleados, 1 emp resa t iene ent re 50 y 100 traba-

jad o res, 5 em p resa s t ien en en t re 10 0 y 500

emp leados y 2 empresas tienen m ás de 500 tr a-

bajadores.

Desde el punt o de vista d e producción, 3 empre-

sas con m enos de 25 kt de capacidad anual pro du-

je ro n el 0,5% de la prod ucción t ot al (33,21 kt ). Un a

empresa con capacidad anual entre 25 y 50 kt pro-dujo el 0,66% de la pro ducción tot al (43,956 kt).

Una em presa con capacidades anuales entre 50 y

100 kt pro dujo el 1,41% de la prod ucción (94,00

kt ). 5 empresas con capacidades anuales entre 100

y 500 kt pro dujeron el 20,88 % de la producción

(1.383,04 kt ) y 5 emp resas con capacidad superio r

a 500 kt anuales produjeron el 76,25% de la pro-

ducción (5.066,87 kt ).




SECTOR CARBÓ N

111

5.3. LA POLÍTICA CARBONERAEN EL AÑO 2011

El Reglam ent o (CE) 1407/2002 d el Consejo de 23

de junio de 2002, que regulaba las ayudas estat a-

les a la industria del carbón, caducó en diciemb re

de 2010. Desde 2011 rige laDecisión del Consejo

de 10 de diciem bre de 2010 relat iva a las ayudas

estatales destinadas a facilit ar el cierre de minas

de carbón no compet it ivas (2010/787/UE).

En esa disposición se definen d os tipo s de ayudas:

ayudas al cierre desti nadas a cubrir la difer encia

ent re costes e ingresos de em presas que cerrarán

lo m ás tard ar en diciemb re de 2018 (artículo 3 de

la Decisión) y ayudas para fin anciar costes excep-

cionales de cierres de unid ades de produ cción (ar-

tículo 4 d e la Decisión).

Las ayudas se ot org an a emp resas pero se aplican

a cada unidad de pr odu cción de estas em presas.

Los Estados deberán present ar la inform ación

habit ual sobre costes, ventas etc. de cada unidad

de produ cción. Adem ás deberán presentar un

plan de mit igación del impacto m edioamb iental

de la producción de carbón. El tota l de ayudas

oto rgadas deberá reducirse al m enos en un 25%

para fi nales de 2013, un 40 % a fi nales de 2015, afin ales de 2016 será del 60% , del 75% a finales de

2017 y to tal a fin ales de 2018. Toda unidad d e pro-

ducción que hu biese cobrado ayud as si desea pro-

ducir m ás allá de esa fecha deberá devolver las

ayudas cobradas. Deberán presentar un plan de

cierre que caduque en 2018.

España presentó un plan de cierre y la solicitud d e

auto rización de ayu das para los años 2011 y 2012.

Se est á a la espera de lo s com ent arios de la Comi-

sión Europea (D.G. de la Com pet encia).

Las disposiciones normativas nacionales que

regularon la activ idad de la minería del Carbón

en el año 2011 fueron las siguient es:

Regulación de ayu das a la producción, que

cubren la dif erencia ent re cost es e ingresos

– Orden ITC/3298/2010, de 15 de diciem bre, por

la que se prorro ga para 2011 la aplicación de la

Orden ITC/3666/2007, de 14 de diciembre, por

la que se establecen las bases regu lador as de

las ayudas a la industria min era del carbón para

los ejercicios de 2008, 2009 y 2010, correspon-

d ien tes a las previstas en el artículo 5.3 del

Reglamen to (CE) n.º 1407/2002 del Consejo, de

23 de julio d e 2002, sobre las ayudas estat ales ala ind ustria d el carbón .. (B.O.E. 21.12.2010).

– Resolución de 29 d e diciem bre de 20 10, del Ins-

tit uto para la Reestruct uración de la Minería del

Carbón y Desarrollo Alt ernat ivo de las Comar-

cas M ineras, por la qu e se convo can las ayudas

a la industria m inera del carbón para el ejercicio

de 2011, dest inadas a cubrir las pérdid as de la

prod ucción corriente de las unidades de pro-ducción. (B.O.E. 30.12.2010).

– Orden ITC/501/2011, de 8 de m arzo, por la que se

m odif ica la Orden ITC/3298/2010, de 15 de

diciem bre, por la que se prorro ga para 2011 la

aplicación d e la Orden ITC/3666/2007, de 14 de

diciemb re, por la que se establecen las bases

reguladoras de las ayudas a la industria m inera del

carbón p ara los ejercicios de 2008, 2009 y 2010,




SECTOR CARBÓ N

113

Regulación sobre consumo de carbón aut óctono

– Real D ecret o 134/2010, de 12 de feb re ro , po r e l

que se establece el procedimient o de resolución

de restricciones por garantía de suministro y se

m odif ica el real decreto 20 19/1997, de 26 de

diciembre, por e l que se organiza y regula el

mercado d e prod ucción d e energía eléctrica.

– Real Decret o 122 1/20 10, de 1 de oct ub re , po r el

que se mo dif ica el Real Decreto 134/2010, de 12

de febrero, por el que se establece el procedi-

mien t o de r eso luc ión de res t r i cciones po r

garantía de suministro y se modif ica el real

decreto 2019/1997, de 26 de d iciem bre, por el

que se organiza y regula el m ercado de produ c-

ción de energía eléctrica.

– Resolución de 8 de febr ero de 2011, de la Secre-tar ía de Est ado d e Energ ía, por la qu e se fijan

las cantidades de carbón, el volum en m áximo

de produ cción y los precios de retrib ución de la

energía, para el año 2011 a aplicar en el p roceso

de resolución de restricciones por garantía de

suministro.

– Reso lu ción de 30 de d ic ie m bre d e 2 011, d e l a

Secretaría de Estad o d e Energía, por la q ue sefijan las cantid ades de carbón, el volum en máxi-

mo de producción y los precios de retribución

de la energía, para el año 2012 a aplicar en el

proceso de reso luc ión de rest r icc iones por

garantía de sum inistro .

Actividad complementaria del Inst it uto a la eje-

cutada sobre la polít ica del carbón

Complem entariam ente a la actividad minera se

ejecutaron por el Instit uto para la Reestru ctura-

ción de la Min ería del Carbón y Desarrollo A lterna-

tivo de las Com arcas Min eras, actividades de desa-

rrollo econó m ico de las com arcas m ineras. Entre

1998 y el año 2011 se han firm ado con las Com uni-

dades Autóno mas, convenios para la ejecución de

1.735 proy ectos de infraestru ctura con un coste d e

3.706,47 millo nes de euros, de los que 288 pro yec-

to s se destinan a tr ansport es y com unicaciones

con un coste de 1.875,79 m illones de eur os (50,6%

del to tal de gasto) y el resto se distribuye en pro-

yectos de creación de suelo industrial, urbanismo,

abas tec imien to de aguas , me jo ra de med io

ambient e y creación de centro s de form ación.

Entre 1998 y 2010 inclusive, se aprob aron 2.971 pro-

yecto s empresariales, de los que hoy están en vigo r

1.811. La inversión com prom etid a es de 5.520 millo-

nes de euros. El emp leo compro met ido de 21.863

puestos de trab ajo, de los que ya están en activo

19.156. La cuantía de la subvención com prom etida

a final d e 2010 era de 917,30 m illones de euros y la

pagada hasta agosto d e 2011 era de 594,5 millon es

de euro s. En 2010 se aprobaron 123 proyect os con231 emp leos, con una subvención comp rom etida

de 8,4 m illones de euros. En 2011 se han apro bado

120 proyectos con una inversión de 64,3 millones de

euros, un empleo comprom etido de 311 puestos de

trabajo y una ayuda de 6,1 millo nes de euros.




SECTOR CARBÓ N

114

La ejecución de las m edidas inst rum ent adas

para la mi nería del carbón se resume en los

datos siguient es:

– Ayu das al f uncionam ie nt o y a la red ucción de

actividad: se pagaron en 2011 226,14 millo nes

de euros a las quince em presas con actividad

extractiva de carbón d esde P.G.E., quedando

75,38 mil lones de euros pend ient es de pago .

– Ayu das a co st es so ciales d e r eest ru ct ura ción:

Se han pagad o 320,79 m illones de euros a tra-

bajadores prejubilado s, con baja incentivada y

vales de carbón .

– Ayu das para la f in anciación d e co stes t écn icos

de redu cción de capacidad: en 20 11 se han

pagado 1,59 millon es de euros correspond ien-

tes a cierres de capacidad ef ectuad os el 31 de

diciembre d e 2010.

Ad em ás S.E.P.I. ha pag ado en el año 20 11, 81,50

m illones de euros para cubrir pérd idas de explota-

ción de HUN OSA, otro s 283,11 millones de euros

para fi nanciar cost es sociales y 23,76 m illo nes de

euros para fin anciar costes t écnicos de cierres de

capacidad.

Por otra part e el Instit uto ha pagado en 2011 por

diversos proyectos de Infraestructuras, 110,93

m il lones de euros. Adem ás se han pagado por

ayudas a diversos proyecto s de indu strias alterna-

tivas al carbón 29,64 m illones de euros.



6. SECTOR GAS




SECTO R GAS

6.1. DEMANDA

El consum o d e gas natural en 2011, excluyendo

consumos prop io s y pérd idas, fueron 336461

GWh, con d escenso del 7,2% respecto al año 2010

(cuadro 6.1). Las dem andas finales en la indu stria

y en el sector dom ést ico-comercia l han bajado

signif icativam ente, t ras la fuerte subida del año

anterior. También ha bajado el consumo en cen-

trales eléctricas de ciclo com binado, po r lo que en

conjunto, la dem anda primaria de gas natural ha

bajado u n 7,2% en 2011. La participación de esta

energía en el balance de energía primaria fu e del

22,4% en 2011, inferior al peso del año anterior.

CUADRO 6.1. DEMAN DA DE GAS ȍGWHȎ ȍ1Ȏ

2010 2011 Est ructu ra % %2011/10

Domést ico–comercial 64.328 5.2433 15,6 –18,5

– Gas natu ral 64.279 52.387 15,6 –18,5

– Gas manu facturado (2) 49 46 0,0 –6,9

Indust rial 126.055 123.558 36,7 1,6

Materia prima 6.131 6.319 1,9 3,1

Cogeneración (3) 48.575 53.870 16,0 0,0

Generación eléct rica convencional 117.555 100.281 29,8 –14,7

Total gas natural 362.644 336.461 100 –7,2

Total gas natural y m anufacturado 362.694 336.507 100 –7,2

Demanda f inal de GLP (butano y propano) (4) 1.826 1641 –10,1

(1) No incluye consumos propios ni pér didas.(2) Gas procedente de fuent es distint as del gas natur al

(3) Estim ación del gas empleado en generación eléctr ica.(4) Miles de toneladas

FUENTE: SEE Sedi as.

El consumo d e gas manufactu rado de fu ent es dis-

tint as del gas natural está a exting uir, sustit uido po r

gas natural. Incluyendo este t ipo d e gas, la dem an-

da to tal de gas se estima que se ha distribuid o en un15,6% en el mercado do m éstico-com ercial y un

36,7% en el m ercado industrial para usos térm icos,

es decir, excluyendo el consumo com o m ateria pri-

m a y el gas emp leado en la parte eléctrica de la

cogeneración.

El consumo en los sectores dom éstico, com ercial

y de servicios ha bajado en 2011 un 18,5%, en par-

te po r menor ac t i v idad económica y tamb ién

debid o a las variaciones de laboralid ad y tem pera-

tura respecto d el año anterior.

El consumo de gas natural para generación eléctri-ca en 2011 se estim a en 154151 GWh, un 45,8% del

to tal, de los que el 34,9% es el consumo atribuido a

generación eléctrica en la cogeneración (gráfi-

co 6.1) y el resto corresponde al consumo en cent ra-

les del Régimen Ord inario del sistema eléctrico. En

el últim o año, el mercado de gas para generación

en éstas cent rales ha bajado un 14,7%, debid o al

descenso de la demanda eléctrica y al camb io de la

estructura de generación, con fuert e crecimient o de




las energías renovables y recuperación de la g ene-

ración con carbón. Sin embargo, en 2011 cont inúa

aument ando, 10,9%, el consumo d e gas atribuido a

la generación eléctrica por cogeneración.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

1992 1995 2000 2005 2011

G W

h

GRÁFICO 6.1. DEMAN DA D E GAS ȍGWh) (1)

FUENTE: SEE.

6.2. OFERTA

Estructura Empresarial del Sectorde Gas Nat ural en España

Empresas Transport istas

Las empresas transport istas son aqu ellas socieda-

des m ercantiles aut orizadas para la construcción,

operación y m antenimiento de instalaciones de

regasificación de gas nat ural licuado, de transpor -

te o de alm acenamient o básico de gas natural. Lasempresas tit ulares de instalaciones de t ransport e,

en el año 2011, son las siguien t es:

– Enag as, S.A .: p rin cipal em presa t ran sport ist a

en España (con una cuot a del 90%).

– Nat urgas Ene rg ía Transpo rt e, S.A .U.

– Transpo rt ist a Regio na l del Gas, S.L.

– End esa Gas Transpo rt ist a, S.L.

– Bah ía d e Bizk aia Ga s, S. L . (BBG) : em p re-sa t i tu lar d e la p lant a de regasif icación loca-

l izada en e l puer t o exter io r d e B i lbao (Z ier-

bana).

– Gas natural t ransp or t e, SDG, S.L.

– Pl an t a d e Re gasi f ica ci ó n d e Sag un t o , S.A .

(SAGGAS).

– Regasif icadora de l Noreste, S.A.

– Gas Ext rem adura Transpo rt ist a, S.L .

– CEGAS

– Gas Aragón, S.A .

– Gas Nat ural And alu cía SDG, S.A .

SECTOR GA S




SECTO R GAS

119

– Gas Natural Cast il la -La M ancha, S.L.

– Gasoduct o Escom br eras, S.L.U.

Empresas distribuidoras

Son aquellas sociedades mercant iles autorizadas

para la construcción operación y mant enimient o

de insta lac iones de d is t r ibuc ión dest inadas a

s i tuar e l gas en los punt os de consum o. Las

empresas distribuido ras que actualmente t ienen

insta lac iones en e l mercado españo l son las

siguientes:

– To lo sa Gasa, S.A.

– Gas Natural Dist ribu ció n, SDG, S.A.

– Gas Natural Cast il la Leó n, S.A .

– Gas Navar ra , S.A.

– Gas Natural Rio ja , S.A.U.

– Gas Natural Cast il la La Mancha, S.A .

– Gas Energía D ist ribución M urcia , S.D.G. S.A.

– Gas Gali cia , S.D.G., S.A .

– Gas Natural And alucía , S.A.

– Gas Natural Ceg as, S.A.

– Di st r ib uc ió n y Com ercial izaci ón d e Gas Ext re-

madur a, S.A.

– Gas Aragón, S.A .

– Dist ribuido ra Reg io na l del Gas, S.A.

– End esa Gas Dist ribuci ón , S.A.

– Gesa Gas, S.A .U.

– Nat urgas Energía D ist ribu ció n, S.A .

– Iberdro la Dist ribu ció n de Gas, S.A.U.

– Gas Direct o, S.A.

– Gasif icado ra Reg io na l Canar ia, S.A.

– Madri leña Red de Gas, S.A.

– Madri leña Red de Gas II, S.A.

Empresas comercializadoras

Son las sociedades mercant iles que, accediendo a

las instalaciones de t erceros, en los térm inos esta-

blecidos en la Ley 34/1998, de 7 de oct ubre, del

Secto r de Hidro carburos, posterio rm ente desarro-

llados en el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto

adquieren el gas natural para su venta a los consu-m idores o a otro s com ercializadores en condicio-

nes librement e pactadas.

El Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciemb re,

por el que se regulan las actividades de t ranspor-

te, d istr ibución, comercia l ización, suministro y

procedimient os de aut orización d e instalaciones

de gas natur al, estab lece los requisitos necesarios

para ejercer la actividad de com ercialización.




SECTOR GA S

120

La Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de m odifica-

ción d e diversas leyes para su adapt ación a la Ley

sobre el lib re acceso a las actividad es de servicios

y su ejercicio, mo dif ica a la Ley 34/1998, de 7 de

octubre, y sustit uye la autorización adm inistrat iva

previa para el ejercicio de la activid ad de comer -

cial ización por la presentación por parte d e los

sujeto s que deseen ejercer la act iv idad de una

declaración responsable de cumplim iento de los

requisitos establecidos.

Asimismo, la citada L ey 25/2009, elimina el regis-

tr o de em presas comercializadoras de gas natural.

Las em presas com ercializadoras que figuran en el

listado de em presas comercializadoras publicado

en la web d e la Com isión Nacional d e Energía a 11

de abri l de 2012, son las siguien tes:

– Iberdr ol a, S.A.

– Nat urgas Ene rg ía Com ercia lizad ora, S.A.U.

– Cepsa Gas Com ercia lizad ora S.A.

– BP Gas Euro pe , S.A.U.

– Shell España, S.A.

– Un ió n Fen osa Com ercia l, S.L .

– Carb oex, S.A .

– Gas Natural Com ercia lizad ora, S.A .

– Gas Natural Servicio s SDG, S.A.

– GDF Suez Com ercia lizad ora, S.A.

– End esa Energ ía, S.A.

– Un ió n Fen osa Gas Com ercia lizad ora, S.A.

– Repsol Com ercia lizad ora de Gas, S.A.

– GDF Suez Energía España, S.A.U.

– Ingenier ía y Com ercia lizaci ón de Gas, S.A.

– Hidro can táb rico Energía S.A .U.

– Bah ía de B izk aia Elect ri cid ad , S.L.

– Molgas Energía , S.A.

– Nexu s Energía , S.A.

– Liqu id Nat ural Gaz, S.L.

– Invest ig ación Criog en ia y Gas, S.A.

– ENERGYA VM Gest ió n de Energ ía S.L.

– Mul t iser vicio s Tecnológ ico s, S.A.

– Com ercia lizad ora Ibérica de Gas y Energía Eléc-

tr ica, S.A.U.

– E.ON Energía , S.L.

– Son at rach Gas Com ercia lizad ora, S.A.U.

– E.ON Generació n, S.L .




SECTO R GAS

121

– EDF Trad in g L im it ed

– Galp Energía España, S.A .U.

– EGL Energ ía Iberia, S.L .

– Sam po l Ingenier ía y Ob ras, S.A.

– RWE Sup ply & Trad in g Ib er ia, S.L .U.

– Gas Natural SUR, SDG, S.A.

– Iberdr ol a Generación, S.A .U.

– Iberdro la Com ercia lizad ora d e Úl t im o Recurso,

S.A.U.

– Madri leña Sum in ist ro de Gas, S.L.

– Madri leña Sum in ist ro de Gas SUR, S.L.

– HC N at u rg as Co m ercia l i zad o ra d e Ú l t im o

Recurso, S.A.

– End esa Energ ía XXI, S.L .U.

– ENO I SPA

– Serv ig as S.XXI, S.A.

– Vi llar M ir En ergía , S.L.U.

– E.ON Energy Trad ing S.E.

– Mor gan St an ley Cap it al Group Españ a, S.L.

– Fert ib er ia, S.A.

– RWE Sup pl y & Trad ing Gm bH

– For t ia Energía , S.L.

– HC Energ ía Gas, S.L.

– Gun vo r In ternat io na l B.V.

– Alpi q Ene rg ía Españ a, S.A.U.

– Cent ro gas, GMBH

– Or us Energ ía, S.L.

– On Dem and Faci li t ies, S.L.

– Pet ro navar ra, S.L.

– Gasin du r, S.L .

– Morg an St an ley Grou p Inc.

– Morg an St an ley & Co In ternat io na l PlC

– Stat oi l ASA

– Fact or Energ ía, S.A.

– Swit ch Energy , S,L,

– Rho dia Ener gy , SAS

– Capit al Energy Read , S.L.

– Met hane Lo gist ics, S.L .

– Cepsa Gas Licu ado, S.A .




SECTOR GA S

122

– Clim dom Energ y, S.L .

– Primagaz Energ ía, S.A.U.

– Vitogas España, S.A.U.

El Gest or Técnico del Sistema Gasista

Es el responsable de la gestió n t écnica de la Red

Básica y de transport e secundario. Tiene por obje-

to g arantizar la cont inuidad y seguridad del sum i-

nistro de gas natural y la correcta coordinación

entre los punt os de acceso, los almacenamient os,

el transport e y la distribución. Ejerce sus funciones

en coordinación con los distint os sujetos que g es-

tio nan o hacen uso del sistem a gasista bajo los

principios de transparencia, objet ividad e inde-

pendencia.

La com pañía Enagás S.A., como t ransport ista

principal, tien e conferidas las funcion es de gestió n

técn ica de l s is tema por e l Rea l Decre to-Ley

6/2000.

La Ley 12/2007, de 2 de julio , por la que se mo difi-

có la ley 34/1998, de 7 de o ctubre, del Sector de

Hidrocarburos, con el f in de adaptarla a lo d is-puesto en la Direct iva 2003/55/CE sobre norm as

comunes para el mercado interior del gas natural,

refor zó la independ encia de las funcio nes del Ges-

to r Técnico, obligando a separar las actividades

que realiza com o gestor d el sistem a de aquéllas

que desempeña com o tr ansportista. Para ello, el

Gesto r Técnico ha creado una un idad org ánica

específica encargada d e la gestió n t écnica del sis-

tema.

Adicionalm ente la Ley 12/2011, de 27 de m ayo de

2011, sobre r esponsabilidad civil por daños nuclea-

res o producido s por m ateriales radiactivo s, vuelve

a m odif icar la Ley 34/1998, de 7 de octu bre, esta-

bleciendo que la o bligación para la em presa ENA-

GAS, S.A. de constit uir d os sociedades filiales a las

que les correspondan l as funciones de Gesto r Téc-

nico del Sistema y Transport ista respectivam ent e.

Operadores al por mayor de GLP

Los operadores al por m ayor son aquellas socieda-

des mercant iles que realicen las actividades de

almacenam iento , mezcla y envasado, transport e

y comercialización al por mayo r, de acuerdo con lo

dispuesto en el art ículo 45 de la Ley 34/1998, del

secto r de hidro carburos. Los operad ores al por

m ayor d e GLP a 31 de diciem bre de 20 11 eran:

• REPSOL BUTANO, S.A.

• CEPSA GAS LICUADO, S.A.

• ATLAS, S.A.

• DISA GAS, S.A.U.

• BP OIL ESPAÑA, S.A.

• GALP ENERGÍA ESPAÑA, S.A.

• PRIM AGAS ENERGÍA, S.A.U.

• VITOGAS ESPAÑA, S.A.U.

• COMPAÑÍA DE GAS LICUADO ZARAGOZA, S.A.




SECTO R GAS

123

Com ercializadores al por m enorde GLP a granel

Los comerc ia l i zado res a l po r m enor de GLP

a granel son aquellas sociedades mercant iles que

rea l icen las act iv idades de a lmacenamient o ,

m ezcla, t ransport e y com erc ia l izac ión a l por

m enor de GLP a granel, de acuerdo con lo d is-

puesto en el art ículo 46 d e la Ley 34/1998, del

sect or de hidrocarburos. Los com ercializadores al

por m enor de GLP a granel a 31 de diciemb re de

2011 eran:

• REPSOL BUTAN O, S.A.

• CEPSA GAS LICUADO, S.A.

• ATLAS, S.A.

• DISA GAS, S.A.U.

• VITOGAS ESPAÑA, S.A.

• GALP ENERGÍA ESPAÑA, S.A.

• PRIMAGAS ENERGÍA, S.A.U.

• GASINDUR, S.L.

• NA TURGAS ENERGÍA DISTRIBUCIÓN, S.A.U.

• CH GAS, S.L.

• VIRTUS ENERGÍA, S.A.

• IBERPROPANO, S.A.

Procedencia de los abastecimient os

En el año 2011 el to tal d e los abastecimien to s de

gas natural para el consumo interior se produce a

través de import aciones e intercamb ios com unita-

rios al ser poco signifi cativa la prod ucción nacio-

nal. Las im por tacion es duran te el año 2011 ascen-

diero n a 399.359 GWh lo q ue supone un d escenso

del 3,2% % respecto al año 2010.

En 2011 el Sist em a gasist a españo l recibió g as

natural procedent e de 12 países dist int os, con

cuotas de participación m uy repartidas, m ante-

niendo, como en años anteriores, un alto grado de

d ivers i f icac ión , lo que dot a a l sis tema de un

import ante grado de flexibil idad.

Argelia, con un incremento del 21% se m antiene

como p rimer proveedor con un 37% del to ta l delas import aciones. Las import aciones procedent es

de N igeria suponen el 19%, las de Qat ar el 13% y

las de Trinidad y Tobago un 7%.

Un 67 % de dichos aprovisionam ient os llega en

form a de gas natural l icuado (GNL) a las plantas

de regasif icación disponibles en el s istema, lo

que perm ite una gran diversif icación de aprovi-

sionamien to s. El 33% restan te se impo rt a en for-m a de gas natural (GN) a tr avés de las conexio-

nes in te rnac iona les . Des taca e l impo r tan te

incremen to d e las im port ac iones a t ravés de

gasoducto, debido principalmente a la entrada

en operación de la nueva conexión internacional

de Alm ería.

El GNL d escargado ha disminuido alrededor del

15%, com o consecuencia de la entr ada en opera-




SECTOR GA S

124

ción de la nueva conexión int ernacional indicada.

Se han recepcionado 349 buques, 86 meno s que

en 2010, debido al increment o de las entradas por

gasoductos y al m ayor porcentaje de cargamen-

to s de m ás tam año que se han recibido a lo largo

del año.

CUADRO 6.2. IMPORTACIONES DE GAS NATU RAL

2010 % 2011 % vari ación 2011/2010

Unidad: GWh

Argelia GN 79.398

29,6%

104.019

36,9%

31,0%

Argelia GNL 42.649 43.359 1,7%

Italia GNL (* ) 10.291 2,5% – – ȃ100,0%

Qatar GNL 65.533 15,9% 51.540 12,9% ȃ21,4%

Omán GNL 1.931 0,5% 1.918 0,5% ȃ0,7%

Nigeria GNL 87.865 21,3% 74.180 18,6% ȃ15,6%

Egipto GNL 32.728 7,9% 25.933 6,5% ȃ20,8%

Noruega GNL 20.680 5,0% 13.916 3,5% ȃ32,7%

Francia GN 18.637 4,5% 25.523 6,4% 36,9%

Libia GNL 4.128 1,0% 967 0,2% ȃ76,6%

Trinidad y Tobago GNL 34.789 8,4% 27.618 6,9% ȃ20,6%

EEUU GNL (* ) 1.311 0,3% 1.850 0,5% 41,1%

Perú GNL 7.164 1,7% 21.086 5,3% 194,3%

Bélgica GNL(* ) 876 0,2% 2.965 0,7% 238,5%

Yemen GNL 2.968 0,7% – – ȃ100,0%

Portugal GN 1.816 0,4% 4.485 1,1% 147,0%

TOTAL 412.764 100% 399.359 100% –3,2%

(* ) Origen comercialFUENTE: ENAGAS (GTS)

Explo ración y producción int eriorde hidrocarburos

Invest igación de de hidrocarburos

La investigación y exploración de hidrocarburos

en España durant e el año 2011 ha acentuado la

tendencia creciente de lo s último s años, debido a

varias causas, en prim er lugar, el propi o agot a-

m iento de las reservas de los campo s tradiciona-

les, no so lo en España s ino tam bién en o t ras

regiones del mu ndo, hacen que las com pañías

int ent en refor zar sus reservas buscando hidr ocar-

buro s en regio nes menos explorad as. Los eleva-

dos precios del crudo sirven de estím ulo a esta

actividad, favorecida adem ás por una atract iva

fiscalidad.




SECTO R GAS

125

La prospección de recursos no convencio nales de

gas explica buena part e de esta t endencia. El gas

no convencion al, principalm ent e «shale gas» y

«cbm», ha supuesto una revolución en este sector

en algunas zonas del mund o, disminuyendo signi-

f icat ivament e los precios y contr ib uyendo a la

capacidad de auto abastecim iento . Las emp resas

especializadas, con mat rices prin cipalm ent e est a-

doun idenses o canadienses, buscan en Europa l a

expansión natu ral de sus m ercados, anim ados por

un precio del gas superior y la existencia de una

vasta red d e gasoductos.

Los distint os proyect os existen tes en España se

encuentran en una etapa preliminar por lo que no

parece prob able hablar de una explotación com er-

cial en el corto plazo. En tod o caso, será preciso

dem ostrar previam ente la existencia de recursos en

cantidades económicas y validar la aplicabilidad de

las técnicas empleadas en N ort eamérica a la geolo-

gía y características nacionales, sin olvidarnos de la

mayor exigencia de los procedimient os de «perm it-

ting », especialment e en el campo m edioamb iental.

Finalment e, tam bién es previsible el increment o

de la actividad de exploración en medio m arino,

en línea con diversas previsiones, que apunt an a

un m ayor peso de la producción en el m ar en los

próxim os años.

En cuanto a la evolución del domin io m inero cabe

destacar el ot orgam iento de 1.554.861 Ha de n ue-

vos permisos de investigación de hidr ocarburo s,

según se desglosa en el cuadro 6.3.

CUADRO 6.3. NUEVOS PERMISOS OTORGADOS DE INVESTIGACIÓN D E HIDROCARBUROSÁMBITO DENOMINACIÓN SOLICITANTES UBICACIÓN SUPERFICIE (Ha)

AGE

ALBUFERA 79.380,00

BENIFAYÓ CAPRICORN SPAIN OFFSHORE GOLFO VALENCIA 79.380,00

GANDÍA 79.380,00

ALTAMAR 1 CAPRICORN SPAIN OFFSHORE GOLFO VALENCIA 79.380,00

ALTAMAR 2 79.380,00

CHINOOK A CNWL OIL ESPAÑA OFFSHORE MAR ALBORÁN 82.704,00

CHINOOK B 82.704,00

CHINOOK C 82.704,00

CHINOOK D 82.704,00EBRO B

UNIÓN FENOSA GAS OIL&GASSKILLS Y SHESA

BURGOS, LA RIOJA, NAVARRAY ÁLAVA

94.815,00

EBRO C 63.210,00

EBRO D 94.815,00

EBRO E 101.136,00

URRACA TROFAGAS HIDROCARBUROS ÁLAVA Y BURGOS 94.815,00

TESORILLO SCHUEPBACH ENERGY CÁDIZ Y OFFSHORE 62.028,00

RUEDALABOLA VANCAST EXPLORACIÓN 20.676,00

GÉMINIS FRONTERA ENERGY VIZCAYA Y OFFSHORE 47.940,00

LIBRA FRONTERA ENERGY BURGOS Y ÁLAVA 37.893,00




SECTO R GAS

127

ÁMBITO DENOMINACIÓN SOLICITANTES UBICACIÓN SUPERFICIE (Ha)

CCAA

LURRASHESA

CCAA. PAIS VASCO 12.438,00PETRICHOR EUSKADI

NAVA OIL&GAS CAPITAL CCAA. CASTILLA LA MANCHA 20.130,00

OSORNO CPS CCAA. CASTILLA LEON ND

PALENCIA 1 TROFAGAS HIDROCARBUROS CCAA CASTILLA LEON ND

PALENCIA 3 TROFAGAS HIDROCARBUROS CCAA CASTILLA LEON ND

RIPOLL TEREDO OILS CCAA. CATALUÑA ND

ROJAS TROFAGAS HIDROCARBUROS CCAA. CASTILLA LEON 98.896,00

SAIA SHESA CCAA. PAIS VASCO 49.752,00PETRICHOR EUSKADI

SUSTRAIASHESA

CCAA. PAIS VASCO 55.971,00PETRICHOR EUSKADI

FUENTE: SEE

En la pág ina Web de l M in ister io d e Indust r ia ,

Energía y Turism o se publica el mapa del d om inio

de hidrocarbur os, actualizado con periodicidad

tr im estral y en él pueden consultarse tanto los

perm isos vigent es com o sol ic i tados a la fechaseñalada en el ámb ito com petencial de la Admi-

nistración General de Estad o y en el de las diferen-

tes Com unidades Autónom as.

Explot ación de hidrocarburos

El cuadro 6.5 refleja las concesiones de explo ta-

ción de yacimient os de hidrocarburos en vigor en

Españ a a 31 de diciem br e de 2011. En l íneasgenerales podem os agrup arlas en tres grandes

grupos. El primero estaría form ado en exclusiva

por la concesión «Lora», el único campo terrestre

que desde los años 60 viene siendo explo tado

ininterrump idamente. El segundo lo comp onen

diversas concesiones ubi cadas en el val le delGuadalquivir, produ ctor as de gas nat ural (Maris-

m as, El Rom eral, El Ruedo, Las Barreras). En est e

segundo grupo podríamo s incluir el campo Posei-

dón, si b ien este se encuentra en zona m arina,

frent e a las costas de Huelva. Por últ im o, el tercer

grup o está consti tu ido po r las concesiones que

tienen a la plataf orm a Casablanca com o núcleo

común de p rocesado , f ren te a las costas de

Tarragona (Casablanca, Angula, M ont anazo D yRodaballo).




SECTOR GA S

128

CUADRO 6.5. CONCESIONES DE EXPLOTACI N DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

EMPRESAS CONCESIONES B.O.E. VIGENCIA/ SUPERFICIE (ha) OBSERVACIONES

COMPAÑÍAPETROLÍFERADE SEDAN O

LORA 31/01/67 31/01/67 10619,28

30/01/17

(27/11/2006)

25/11/08 Cesión part icipación

RIPSA CASABLANCA 27/12/78 28/12/78 7036 4786 Ha. a Unit ización conMON TANAZO D y 266,76 Ha.

a Unitización con ANGULA.1.ª Prórroga

PETROLEUM 27/12/08

CNWL

CIEPSA

17/03/09 27/12/18

PETROLEUM MONTANAZO D 04/01/80 05/01/80 3259,5 1110 Ha. a Unit izacióncon CASABLANCA

1º PrórrogaRIPSA 04/01/10

CIEPSA

CNWL

CNWL 02/12/09 04/01/20

RIPSA GAVIOTA I 14/07/83 15/07/83 6965 Superf icie original Gav I y IISuperficie - almacenamient o

Parte c. almacenamient oMURPHY 14/07/13 2736

29/12/07

RIPSA ANGULA 03/12/85 04/12/85 3129 177,84 Ha. a Unit ización

con CASABLANCACNWL 03/12/15

PETROLEUM OIL& GA S ESPAÑ A

MARISMAS B-1 14/09/88 15/09/88 6257,84

14/09/18


MARISMAS C-1 14/09/88 15/09/88 8434,5

14/09/18


MARISMAS C-2 14/07/89 15/07/89 3128,92

14/07/19

NUELGAS LAS BARRERAS 23/09/93 24/09/93 13604

23/09/23


REBUJENA 23/09/93 24/09/93 3264,96

23/09/23NUELGAS EL RUEDO-1 23/09/93 24/09/93 14877

23/09/23

NUELGAS EL RUEDO-2 23/09/93 24/09/93 14050,5

23/09/23

NUELGAS EL RUEDO-3 23/09/93 24/09/93 13224

23/09/23

RIPSA ALBATROS 23/09/93 24/09/93 3233,88

Renuncia parcial y cesiónparticipación

MURPHY 23/09/23

30/01/03




SECTO R GAS

129

CUADRO 6.5. CONCESIONES DE EXPLOTACI N DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS ȍContinuación)

EMPRESAS CONCESIONES B.O.E. VIGENCIA/ SUPERFICIE (ha) OBSERVACIONES


EL ROMERAL 1 28/07/94 29/07/94 8162,4

28/07/24



(10/03/08) Corrección errores


EL ROMERAL 2 28/07/94 29/07/94 14964,4

28/07/24





EL ROMERAL 3 28/07/94 29/07/94 7890,32

28/07/24





MARISMAS A 30/05/95 31/05/95 8842,6

30/05/25

RIPSA POSEIDON NORTE 07/12/95 08/12/95 10751,52

07/12/25

13/08/05 Renuncia parcial

RIPSA POSEIDON SUR 07/12/95 08/12/95 3583,84

07/12/25

13/08/05 Renuncia parcial

RIPSA RODABALLO 19/09/96 20/09/96 4954,44

CNWL 03/12/15

CIEPSA

PETROLEUM

FUENTE: SEE.

Almacenamient o subterráneo de gas nat ural

De acuerdo con la Ley 34/1998, de 7 de octubr e, la

ut i l ización de estruct uras subt erráneas para el

almacenamient o de gas natural, requiere el ot or-

gam iento d e una concesión de explot ación de

almacenamiento subterráneo.

El cuadro 6.6 r efleja las concesiones de alm acena-

m iento subt erráneo existent es en la actualidad,

to das ellas con la finalidad d e almacenar gas natu-

ral para el sistem a gasista, lo cual signif ica que

pertenecen a la red básica y fun cionan bajo un

régim en de acceso d e t erceros.




SECTOR GA S

130

CUADRO 6.6. CONCESIONES DE ALM ACENAM IENTO SUBTERRÁNEO

TITULAR CONCESIÓN BOE VIGENCIA UBICACIÓN OBSERVACIONES

Enagas Serrablo 03/07/0704/0 7/2007 a03/07/2037

Huesca En operación

Enagas Gaviota 29/12/0730/12/2007 a29/12/2037

Frente costasVizcaya

En operación

Enagas Yela 11/09/0712/09/2007 a11/09/2037

Guadalajara En const rucción

Escal UGS Castor 05/06/0806/06/2008 a05/06/2038

Frente costasCastellón

En construcción

Gas Nat uralAlm acenamientos Andalucía Marismas 03/08/11

04/08/2011 a03/08/2041 Sevi ll a y Huel va En op er aci ón

FUENTE: SEE.

Producción int erior de Gas

Durant e el año 2011 se prod ujeron 588 GWh d e

gas nat ural, equivalent es a 600 millo nes de m3(n),

cifra un 11,4% inferior a la del ejercicio anterior,

com o se refl eja en el Cuadro 6.7. Est a prod ucción

supone tan solo el 0,16% del consumo nacional de

gas natural.

CUADRO 6.7. PRODU CCIÓN I NTERIOR DE GAS NAT URAL

2010 2011Gwh Mm3(n) GWh Mm3(n) Var 11/10

El Romeral 109 12 103 11 -5,5%

El Ruedo 19 2 5 545 -73,7%

Marism as 2 0 26 2 1200,0%

Poseidón 534 48 454 41 -15,0%

Tot al 664 63 588 600 -11,4%

FUENTE: SEE.

La producción nacional de petró leo se indica en elcapítulo 7 de este Info rm e.

6.3. RÉGIMEN ECONÓMICO DE GASESY PRODUCTOS ASIMILADOS

La Ley 34/1998, del sector de hid rocarburos, dedi-

ca su capítulo VII al régimen econó m ico del gas

natural, incluyendo en este concepto, las retribu-

ciones de las activid ades reguladas, los peajes ycánones de acceso d e t erceros a las instalacion es,

las cuotas destinadas a sostener el Gesto r Técnico

del Sistem a y a la Com isión Nacional d e Energía

y la tari fa de últ im o recurso. Posteriorm ente y

m ediante la Orden ECO/2692/2002, de 28 de

octubre, por la que se reguló el procedimient o

de liquidación de las obligaciones de pago y d ere-

chos de cobro necesarios para retrib uir las activi-

dades regu ladas así como las tasas y cuot as con




SECTO R GAS

133

El artículo 3 y la d isposición adicional ún ica inclu-

yeron medidas para el foment o de la com peten-

cia, com o son:

• Oblig ación de que los distribu idores publiqu en

en su página web el listado d e emp resas distri-

buidoras.

• Obligación de que los comercializadores publi-

quen en su págin a web los precios aplicables a

los consum idores suministrados a presiones

iguales o inferio res a 4 bar.

• Mand ato a la Oficina de Cam bio de Sum inistra-

dor p ara que en el plazo de t res meses elabore

un procedimient o de cont ratación electrónica.

Por ú l t im o, en la d isposic ión f ina l p r im era se

m odificó el Real Decreto 1434/2002 recogiendo lapos ib i l i dad de que e l consum ido r pueda d a r

l a c o n f i rma c ió n a l a c o n t ra t a ci ó n m e d ia n t e

m edios electrón icos o telefó nicos. Por últim o, en

la d ispos ic ión ad ic iona l p r im era de la Orden

ITC/3520/2009, se dispuso que la tar ifa a aplicar

durante el prim er mes por el comercializador de

últim o recurso a los consum idores que no dispon-

gan de cont rato de suministr o sea la TUR.1, factu -

rándoles el peaje 3.1 con independ encia de su

volumen de consumo.

M ediant e la resolución d e 12 de abril de 2011, de

la Dirección General de Polí t ica Energét ica y

M inas, se aprobó el procedim iento m arco de con-

trat ación t elefónica, electró nica y telemát ica para

el mercado de gas natural, en cumplim iento del

m andato incluido en el Real Decreto 104/2009.

En el año 2011 tu vieron lug ar las subastas habitua-

les para la adquisición del g as natural destinad as a

la fijación de la tarifa d e últim o recurso. La subas-

ta correspondient e al gas de base para el período

de 1 de julio al 31 de diciemb re y de gas de invier-

no para el período del 1 de noviembr e al 30 de

m arzo tuvo lugar el 14 de junio, mient ras que lasubasta d el gas de base del 1 de enero al 30 de

ju nio de 2012 se celeb ró el 25 de o ct ub re .

En el cuadro 6.8 se muestran los precios del gas de

base y del gas de invierno en cada una de las

subast as celebradas.

CUADRO 6.8 PRECIOS DEL GAS EN SUB ASTAS PARA TUR

Fecha celebración subastaPeríodo de suministro

de la subast aPrecio gas de base

(Pbo) (€/MW)Precio gas de invierno

(PIo) (€/MWh)

16/06/2009 1/07/2009 al 30/06/2010 16,18

1/11/2009 al 31/03/2010 19,77

16/06/2010 1/07/2010 al 31/12/2010 21,67

1/11/2010al 31/03/2011 24,44

26/10/2010 1/01/2011 al 30/06/2011 21,30

14/06/2011 1/07/2011 al 31/12/2011 28,80

1/11/2011 al 31/03/2012 29,96

25/10/2011 1/01/2012 al 30/06/2012 29,60

FUENTE: SEE.




SECTOR GA S

134

Peajes de acceso de t ercerosa las instalaciones gasistas

El Real Decreto -Ley 13/2012 mo dif icó el artículo

92 de la Ley 34/1998 oto rgando a la Comisión

Nacional de Energía la pot est ad de establecer la

m etod ología para el cálculo de lo s peajes y cáno-

nes de lo s servicios básicos de acceso, en t ranspo-

sición d e la Direct iva 2009/73/CE sobre nor m as

comunes para el mercado interior del gas natural.

Mient ras que el Min istr o de Industria, Energía y

Turismo , previo Acuerdo de la Comisión Delegada

del Gobierno para Asuntos Económ icos, aprobará

los valores de dichos peajes de acuerdo con la

meto dolo gía estab lecida por la Com isión Nacional

de Energía y el resto de costes del sistem a que

sean de ap licación.

La estruct ura básica de los peajes de acceso deterceros actualm ente en vigor se estableció en

e l Real Decre to 949/2001, con los sigu ient es

peajes:

• Peaje de regasificación: inicialm ente incluía 10

días de almacenamiento operativo de g as natu-

ral licuado que po steriorment e se redujeron a 5

días en el Real Decreto 1716/2004, d e 23 de

ju lio, y qu e desde el 1 de abri l de 20 09 han sidoeliminados com pletamente.

• Peaje de transporte y distribución: de tipo «pos-

tal» e independient e de la distancia recorrida

por el gas, incluyendo inicialmen te cinco días de

almacenamiento o perativo en la red de trans-

port e. Se descompone en un t érmino de «reser-

va de capacidad» que se aplica al caudal d iario

contratado en la entrada a la red y un térm ino

de «conducción» aplicado al caudal contrat ado

y al volumen de gas transportado en el punto de

ent rega del gas. El Real Decreto 1716/2004 en

su disposición final prim era redujo este derecho

de almacenamient o a dos días, y finalment e, el

Real Decreto -Ley 7/2006, de 23 de junio , lo lim i-

to a únicament e 0,5 días, autorizando el M inis-

t ro de Indust r ia , Tu r ism o y Com erc io pa ra

m odificar este núm ero de días.

• Canon de almacenamiento subterráneo, que

inc luye un té rm ino f i jo m ensua l ap l icado a l

volumen reservado y un térm ino variable apli-

cable al volumen de g as inyectado o extraído

durant e el mes. La resolución de 14 de marzo de

2008, de la Secretaría General de Energía por l a

que se precisan determ inados aspecto s relat i-

vos a la gestión de los almacenamiento s subt e-

rráneos de la red básica y se establecen lasreglas para la subasta de su capacidad, en su

art ícu lo 6 d eterminó que e l gas inyectado o

extraído a cont raflujo quedaba exento del pago

de l co r respond ien t e canon de inyecc ión o

extracción.

• Canon de a lmacenamien to de gas l icuado

(GNL), aplicable diariam ente al gas almacena-

do, m edido en un idades de energía. Com o se hamencionado ant eriorm ente desde el 1 de enero

de 2009 este canon se apl ica a todo el GNL

almacenado al haberse elimin ado la capacidad

de almacenamient o grat uita asociada a la con-

trat ación del peaje de regasificación.

Con carácter anual se actualizan lo s valores con-

cretos de aplicación de lo s peajes en fun ción de las

estim aciones anuales de retrib uciones y las previ-




SECTO R GAS

135

siones de m ercado. Desde la pub l icación d e la

Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciem bre, se

adm ite la po sibilidad de revisiones adicionales a lo

largo d el año en el caso de que se prevean des-

ajustes en las previsiones de fact uración.

Asimismo se han incorpo rado peajes nuevos en

función de las necesidades operat ivas del siste-

m a: en la Ord en ITC/103/2005, de 28 d e enero, se

estab leció un nuevo peaje para la descarga y la

puesta en frío de buq ues, m ientr as que en el año

2006, la Ord en ITC/4100/2005, definió tres nue-

vos peajes:

• Peaje interrum pible que capacita al Gesto r Téc-

nico del Sistem a a ejecutar la int errupción en

det erm inado s casos, con dos mod alidades. «A»

y «B», la prim era tasa la duración máxim a de la

interru pción que puede d ecretar el Gesto r Téc-nico del Sistem a en 5 días, m ientras que en la

m odalid ad «B» es de 10 días.

• Peajes aplicables a los cont rato s de duración

infer ior a un año, que consisten b ásicamen te en

los peajes ordinarios a los que se aplica un coef i-

ciente al térm ino de caudal en función de la

duración de los mismo s.

• Peaje de tránsito internacional, que se determi-

na m ediante la aplicación al peaje de transporte

y distribución d e una tabla de coeficientes en

función de los punt os de entrada y salida, con el

objetivo de prim ar el tránsito d esde punto s de

ent rada y salida próxim os, de m anera que se

incent ive un uso eficient e de la red. Esta t abla

fue sustit uida en el año 2010 por un único coefi-

ciente de descuento .

• Peajes 2.bis: cuando ent ró por prim era vez en

aplicación en el año 2002 el sistem a de peajes

del Real Decreto 9 49/2001, de 3 de agosto , se

compro bó que los clientes industriales sum inis-

tr ados a presiones inferiores a 4 bar veían incre-

ment ado su coste de transporte en m ás de un

30% al serles de apli cación lo s peajes del «Gru-

po 3». En ese mom ento se decidió, que m ien-

tras no f uera posible la conexión de estos clien-

tes a redes de suministr o de m ayor presión, se

les aplicaría el peaje del grup o 2 (presiones de

sum inistro entre 4 y 6 0 bar).

En los años siguient es se pudo com prob ar que

no se había realizado ningu na conexión nueva,

y con el objet o de pon er f in a esta discrimina-

ción posit iva que rom pía con el esquema de

peajes por presiones de suministro se estableció

un nuevo peaje, denom inado «2.bis», que iría

convergiendo pro gresivament e a los peajes delgrup o «3», en el año 2010.

• Telemedida. En el año 2005 se había estableci-

do la ob ligación de instalar la telem edida a los

usuarios con consumo s superior es a 5 GWh/

año, determ inando un as penalizaciones para

los usuar ios que estando ob l igados a t ener

dichos dispositivos al superar el um bral de con-

sum o establecido, no la hub ieran instalado.

El 1 de enero de 2007 entró en vigor la Ord en de

peajes ITC/3996/2006 , de 29 d e diciem bre, que

incluyó como n ovedades:

• Peajes para los ant iguo s usuarios de la tarifa de

mat eria prima para la fabricación de fertilizantes,

con una duración limit ada y que agrupaba los pea-

jes de reg asif icació n y t ranspor te y dist ribu ció n.




SECTOR GA S

136

• Peaje de descarga de buqu es: incluye una cant i-

dad fija y un t érmino variable aplicable a la can-

tid ad de energía descargada, con el o bjetivo de

incenti var el uso de las plant as con m ayor grado

de inf rautili zación, sin que significará un encare-

cimient o adicional del sistem a ya que se produ-

jo sim ult án eam en t e una reb aja en e l p ea je de

regasificación.

• Peaje 3.5: en el año 2007 se decidió incorpo rar

un escalón m ás a los peajes del «Grup o 3», el

3.5, aplicable a los clientes con con sumos anua-

les superio res a 10 GWh, y d ond e, a diferencia

del resto de lo s escalones del «Grupo 3», el tér-

m ino f i jo es func ión de l cauda l cont ra t ado.

Este peaje se constituye com o una alternativa

a los peajes 2.bis, al incorp orar un a rebaja sus-

tanc ia l respecto a l esca lón más bara to d e l

«Grupo 3». Una not a diferenciadora de estepeaje es que adm ite la po sibilidad de descuen-

to s en el caso de consum os realizados durant e

el horario nocturno.

La Ord en ITC/3863/2007, de 28 de diciem bre, en

su art ículo 14 incluyó po r prim era vez un descuen-

to d el 20% en el térm ino de conducción del peaje

de tr ansport e y distribució n aplicable a los usua-

rios conectado s a redes de distribución alim enta-das por plant a satélit e de gas nat ural licuado. Este

artículo daba cump limient o al mand ato incluido

en la nueva redacción del art ículo 92 d e la Ley

34/1998, m odif icada por la Ley 12/2007, de 2 d e

ju lio, que est ab lecía qu e «En par t icu lar, en el caso

de los suministro s realizados desde una red de d is-

trib ución alimentada desde una planta satélite de

GNL, se tendrán en cuent a los costes incurridos

por el uso de la red de d ichos sum inistros».

En la Orden ITC/3354/2010, de 28 de d iciemb re, se

substit uyó la matriz de descuentos aplicable al gas

en tránsito po r un único coeficiente, con un valor

de 0,7, a aplicar al t érmino de conducción del pea-

je de t ransp ort e y d ist ribució n. U n año m ás tarde

la Ord en ITC/3128/2011, de 17 de no viem bre,

publicó una f órm ula para calcular este d escuento,

dando cum plim iento a una sentencia del Tribunal

Supremo.

Los peajes en vigo r en el año 2012 se publicaro n

en la O rden IET/3587/2011, de 30 de diciem bre,

con un increment o general y uniform e de todos

los peajes del 4,35%, con las excepción d el canon

de almacenamient o subt erráneo que se mant uvo

constant e y los coeficient es aplicados al térm ino

de conducción del peaje de transport e interrum pi-

ble (0,7 para la mod alidad «A» y 0,5 para la m oda-

lidad «B»).

Por últ im o, m ediante la Orden IET/849/2012, de

26 d e ab r i l , se p roced ió a r ev isa r los pea jes

de acceso ant e la certeza del déficit i ncurrid o en

el año 2011, increment ándolos con carácter gene-

ral un 5%, m anten iendo la excepción del canon

de almacenamiento subterráneo que cont inuó

constante.

Esta Ord en tam bién cambió la def in ición de las

zonas susceptib les de la aplicación del p eaje int e-

rrum pible, lim itándolas a aquellas dond e «las ins-

talaciones existent es sean in capaces de sum inis-

trar la dem anda prevista en circunstancias tanto

de operación normal como de demanda punta

invernal».




SECTO R GAS

137

Ret ribuciones de las activ idades reguladasdel sist ema gasista

Las ret ribu ciones correspon dient es a las activid a-

des reguladas form an parte del sistem a económi-

co int egrado d el gas natural, cuyos principios se

estab lecieron en la L ey 34/1998 y en el Real Decre-

to 9 49/2001 y que fueron aplicados por prim era

vez en la Ord en ECO/301/2002, de 15 de febrero .

El sistem a económ ico integrado ret ribuye con car-

go a la r ecaudación de p eajes y cánones las acti-

vidades reguladas de t ransporte, d istr ibución,

regasif icación y alm acenamient o subterráneo.

Anualment e, estas retribuciones son actualizadas

de acuerdo a los principios de d icho Real Decreto

y de las órdenes ministeriales que lo desarrollan y

pub l i cadas en e l Bo le t ín O f ic ia l de l Es tado

mediante orden m inisterial. Las retribuciones dela Com isión Nacion al de Energía y del Gesto r Téc-

nico del Sistem a se cubren m ediante cuot as es-

pecíficas.

Las retribuciones a las actividades de transport e,

regasificación y almacenam ient o subt erráneo se

aplican de form a individualizada a cada instala-

ción, mediante el reconocimiento expreso a través

de resolución u orden m inisterial, con la posibili-dad de solicitar una retribu ción provisional mien-

tras se tram ita la retribución definit iva.

Retrib ución a act ividad de regasificación

La retrib ución a la activid ad de regasificación fue

estab lecida en la Orden ITC/3994/2006, que det er-

m inó que la retr ibución f inanciera de estas insta-

laciones se calculase utilizando el valor net o de lo s

activos en lugar del valor brut o, restando cada año

al valor del activo la amort ización acumulada. Al

m ism o t iem po se incrementó el t ipo de int erés

aplicado a la ret ribución financiera, hasta un dife-

rencial de 350 punt os básicos sobre el tipo de int e-

rés de las Ob ligacio nes del Est ado a 10 años en

lugar d el diferen cial de 150 usado hasta la fecha.

Ot ra import ante novedad de la Orden la constitu-

yó el procedim iento d e valoración de los activos

mediante valores auditados, con el t ope m áximo

de los valores estánd ar publicados. Siempre qu e el

valor audit ado sea inferio r al que result a de la apli-

cación de los valores unit arios, el primero se incre-

m entará en el 50% de la diferencia.

La Orden suprimió la diferenciación entre ret ribu-

ción fija y variable, que suponía imp ort antes pér-did as de ingresos a las plantas que no alcanzaban

un grado de ut ilización del 75% y se remp lazó por

los concept os de coste fijo y variable de explot a-

ción, que son m ás acordes con la realidad de las

plant as, estab leciendo el mand ato a la Com isión

Nacional de Energía para que en u n plazo d e seis

m eses propusiera unos costes unit arios de explo-

tación estándar.

La nueva Orden incorp oró un os nuevos valores

estándar de inversión unit arios, emp leándose

para ello la propuesta realizada a tal efecto por la

Comisión Nacional de Energía. El procedim ient o

de actualización anual tam bién ha sido m odifica-

do, aplicándose diferent es coeficientes para los

valores unitarios de explot ación y para los de

inversión, en lugar del ant iguo facto r IPH* fi. En el

caso de los valores unitarios de explot ación fijos,




SECTOR GA S

138

la actualización anual se realiza mediant e la apli-

cación del fact or IA = 0,2* (IPRI-x) + 0,8* (IPC-y),

don de IPRI es el índice de p recios indu striales e

IPC es el índice de p recios al consumo, m ien-

tr as que en el caso de los valores unitarios de

exp lo t ac ión var iab les, e l factor a em plear es

IA = 0,8* (ICE-x) + 0,2* (IPRI-y), don de ICE es un

índ ice que recoge la var iac ión de l coste de la

electricidad para estos consumi dores e IPRI es el

índice de precios indust riales de bienes de equi-

po. En am bos casos «x» equivale a 50 punt os e

«y» a 100 punto s básicos. Por últ im o, la actuali-

zac ión anua l de lo s valores de re feren c ia de

inversión se real iza mediant e la apl icación d el

IPRI de bienes de equipo m enos cincuent a pun-

tos básicos.

La Or den ITC/3128/2011, de 17 de n oviem bre, en

su Anexo I publi có unos nuevos valores unitario sde las plant as de regasificación, calculados por la

Comisión Nacional de Energía en cum plim iento

del m andato de la disposición adicional del Real

Decreto 326/2008, de 29 d e febrero. Estos nuevos

valores t ienen un m ayor grado de d etalle, y en el

caso de los valores de inversión d istinguen ent re

valores no estan darizables, que se retri buyen d e

acuerdo al valor audit ado con unos top es m áxi-

m os, y valores estándar.

En el An exo II de la misma O rden se acom paña un

listado detallado d e los component es incluidos en

cada elem ento a los efectos de facilitar la realiza-

ción de las audit orias. Por últim o el Anexo III publi-

ca las vidas útiles de cada element o y en el Anexo

IV una tabla resum en para la real ización d e la

auditoria.

La Orden in cluyó unos valores estánd ar aunque

hasta el 31 de diciem bre se m antu vieron en vigor

los pub licado s en la Ord en ITC/3354/2010 de 28

de diciemb re. Los valores unitarios en vigor en

e l a ñ o 2 0 1 2 f u e ro n p u b l i c ad o s e n l a O rd e n

IET/3587/2011, de 30 de diciem bre, calculad os

m ediant e la actu al ización de los valores de la

Ord en ITC/3128/2011.

Ret ribución a la actividad

de almacenamient o subt erráneo

El rég im en económico de los a lmacenamien-

to s subt erráneos se p lasmó en la Or den ITC/

3995/2006, de 29 de diciemb re, y al igual que en el

caso d e las plant as de regasificación, se estableció

en base al valor neto de la instalación, junt o con

una retribución financiera en función del t ipo deint erés de las Obl igaciones del Estad o a 10 años

m ás 350 punt os básicos.

La retr ibución reconocida al t i t u lar del a lmace-

nam iento incluye la de las instalaciones puestas

en servicio con ant erioridad a la concesión d e la

exp lo tac ión de l a lmacenamien t o y se pod rá

so l i ci t a r la re t r ibuc ión d e las inve rsiones en

investigación l levadas a cabo durant e los cincoaños antes al otorgam iento d e la concesión de

explot ación, con un t ope del 50% del valor de la

inversión ded icada a las instalaciones de explo-

tación.

En relación a los valores de explot ación unit arios

fijos y variables, éstos, a diferencia de las plantas

de regasif icación, serán establecidos de forma

particular para cada almacenamiento mediante




SECTOR GA S

140

almacenam iento s subterráneos con la del resto

de inf raestru cturas del sistem a gasista. En con-

creto, se aument ó el plazo de amo rtización de la

inversión de diez a veinte años, lo que es más

acorde con su vida útil real. Asimismo, t al y como

ya establece la Orden ITC/3995/2006 , de 29 de

diciembre, se reforzó la supervisión d el Min iste-

r io de Industr ia, Energía y Turism o sobre t a les

proyecto s, habi l i tándo le para hacer audito rías

técnicas y económ icas de la instalación ant es de

su inclusión en el régimen retr ibutivo d efinit ivo.

El ob je to de la medida era minorar e l impacto

económico d e la incorporac ión de los nuevos

a lmacenamientos subterráneos, que se ve ía

acrecen tado po r e l rég im en de am or t i zac ión

acelerado.

M ediant e la Resolución de 17 de abril d e 2012, de

la Secret aría de Estado d e Energía, por la que seestableció el pro cedimient o de subasta para la

adqu is ición d e gas natura l dest inado a l n ive l

m ínimo d e llenado (gas colchón) de los almace-

namient os subterráneos «Yela» y «Casto r» y pos-

teriorm ente m ediante la resolución de la Direc-

ción General de Política Energét ica y Min as de 11

de m ayo de se establecieron las reglas operativas

de la subasta. En consideración al volum en de

gas, con un coste superior a los 300 m illon es € ya la na tura leza s ingu lar de la operac ión esta

subast a difiere d e las habit uales, en concret o se

util iza la mo dalida «sobre cerrado» (en lugar de

uti lizar rondas), no m arginalista o «pay as bid», y

abiert a a la participación de suministr adores que

no f iguren com o comercia lizadores registrados

en España.

Ret ribución a las instalacionesde t ransport e con puest a en servicioanterior al 1 de enero de 2008

La Ord en ECO/301/2002, de 15 de febr ero, esta-

bleció un procedimiento g eneral de retribución de

las nuevas instalaciones de transport e basado en

la aplicación de valores estánd ar para la valora-

ción de la inversión.

La retribución se devenga a partir de la f irm a del

acta de p uesta en servicio. El respon sable de su

determ inación es la Dirección General de Política

Energética y M inas previo inform e preceptivo de

la Com isión Nacional de Energía.

La retrib ución de cada instalación es la sum a de

amo rtización, retribución f inanciera y costes de

explot ación. Para calcular las do s prim eras se ut i-liza como valor de la inversión el que resulta de la

aplicación de lo s valores están dar pub licados en

la orden a lo s dat os técnicos de la instalación . A

part ir de dicho valor se calcula una ret r ibución

financiera aplicando el valor medio de las obliga-

ciones del estado a 10 años más un diferencial de

1,5% y un a amo rtización usando unas vidas útiles

p rede f in id as (po r e jem p lo , 30 años pa ra los

gasoductos). Los gasto s de operación y m anteni-m iento se calculaban m ediante valores estánd ar,

tam bién publicados en la Orden.

En el caso de l os gasodu ctos y dem ás instalacio-

nes auxiliares que ya se encontr aban en servicio

e n e l mo m e n t o d e e n t ra r e n v i g o r l a O rd en

ECO/301/2002, el activo se valoró de acuerdo a los

dato s del últim o balance disponible (2000) actua-

lizado al año 2002.




SECTO R GAS

141

La re t r ibuc ión ca lcu lada por e l p roced imiento

general anterior se actu alizaba anualment e por

apl icación del facto r (1+f i* IPH), siendo IPH la

semisuma d e la variación d el IPC e IPRI y fi u n fac-

to r de eficiencia, con un valor d e 0,85. Estos coefi-

cientes se usaban tam bién para act ualizar los valo-

res es tánda r de inve rs ión y de ope rac ión y

mantenimiento.

Retrib ución a las inst alaciones

de t ransport e con puesta en servicioposterior al 1 de enero de 2008

El 4 de m arzo de 2008 se publ icó en el Bolet ín

Oficial del Estado el Real Decreto 326/2008 , de 29

de febr ero, por el que se estab lece la retr ibución

de la actividad de t ransport e de gas natural para

instalaciones con p uesta en servicio a part ir del 1de enero de 2008. Tal como se menciona en el

propio preám bulo su objet ivo es «proceder a la

adaptac ión de la re t r ibuc ión de l t ransport e a l

mo de lo que se comenzó a def in i r a f ina les de

2006, refor zando adem ás la convergencia con el

sistem a retribut ivo del t ransporte eléctrico y con

los sistem as ret ribut ivos existen tes, para estas

actividades reguladas, en los Estad os europeos

de nuestro entorno».

Las innovaciones plant eadas siguen l a línea de las

m odif icaciones a la retribución d e la actividad de

regasificación de la Orden ITC/3994/200 6, aunque

con algunas diferencias:

• Valoración de los activos de acuerdo al valor

real auditado m as el 50% de la diferencia entre

dicho valor y el valor qu e result a de la aplicación

de los valores unitarios, diferencia que puede

ser tant o negativa como p ositiva.

• La ret r ibuc ión anual se com pone de amort i -

zación, retrib ución fin anciera y costes de explo-

tación.

• Retrib ución financiera al valor neto anual, apli-

cando com o t ipo de int erés la media de las Obli-

gaciones del Estad o a 10 años más un dif eren-

cial de 3,75%.

• Actual ización de la amor t ización anual y del

valor neto para el cálculo de la retribución f inan-

ciera por apli cación d el coeficient e (1+TA), sien-

do «TA» la t asa de actualización i gual a 2,5%.

• Cuando un activo alcanza el final de su vida útil

regulat oria pero p erm anece en servicio se le eli-min a la retribución financiera y la amort ización

y se le reconoce un coste de extensión de vida

út il (COEV ), igual al 50% de la suma de la am or-

t ización más el 50% de la ú lt im a retr ibución

financiera.

• Se adm ite la posibilidad de reconocimiento de

retribuciones singul ares, definidas com o aque-

llas cuya presión de diseño, conf iguración, condiciones operativas o técnicas constructivas

dif ieran y superen los estándares habituales

empleados en el sistema gasista nacional, como

ocurre con los tend idos submarinos y sus estacio-

nes de compresión asociadas.

La re t r ibuc ión por amort ización y re t r ibuc ión

fin anciera se devenga desde el 1 de enero del año

siguiente a la fecha de puesta en servicio, m ien-




SECTOR GA S

142

tras que el coste d e explot ación se retr ibuye desde

la prop ia fecha de puesta en servicio. Se reconoce

el derecho a recibir una retrib ución a cuenta calcu-

lada m ediante la aplicación de los valores unita-

rios en vigor.

En la disposición adicional prim era de la Orden

ITC/3863/2007 se det erm inó el pro cedimi ento de

retrib ución del gas destinad o a la operación del

sistem a (para aliment ar las estaciones de com pre-

sión o las de regulación y m edida) y a nivel m ínimo

de llenado de instalaciones (gasoductos de t rans-

por t e , tanques de p lan tas de regasi f icac ión y

almacenamient os subterráneos). Dicho gas se

adquiere mediante un procedim iento de subasta.

En el caso d el gas de op eración su coste se consi-

dera gasto liquidable m ientras que el gas destina-

do a nivel m ínimo de llenado se considera inver-

sión con derecho a retrib ución financiera.

El 19 de mayo d e 2008, el Secretario General de

Energía dictó la resolución estableciendo las nor-

m as que ha de seguir la subasta para la adqu isi-

ción de este gas, nom brando a al O perador del

Mercado Eléctrico com o ent idad responsable de

su organización y a la Com isión Nacional d e Ener-

g ía com o superv isor y h ab i l i tando a l Di rector

General de Política Energét ica y Minas a dictar lasresoluciones necesarias para su desarrollo y en vir-

tu d de la cual, anualment e se publican las reglas

de la subasta y la cantidad d e gas a adquirir, entre

otr os aspectos de det alle.

La Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciem bre,

publicó en su An exo V uno s nuevos valores unita-

rios de inversión y m antenim iento d e las instala-

ciones de transport e, que separaban el coste de la

obr a lineal de los gasoducto s de las «posiciones»,

posteriorm ente en la Or den ITC/3128/2011, de 17

de no viembre se clarificó la aplicación d e los valo-

res unitarios de posiciones y cent ros de mant eni-

m iento , así com o el procedim iento a aplicar en la

retrib ución de las ampliaciones de instalaciones

existentes.

Ret ribución a la act ividad de distr ibución

La Ord en ECO/301/2002 estableció una fo rm ula

para el cálculo de la ret ribución a la actividad de

distribución que con m uy pocas m odificación per-

m anece en aplicación hast a la fecha.

La ret ribución d e las empresas distribuidor as se

determ ina en función del volum en de gas circulado

por su red y el núm ero de clientes sum inistrados.

La re t r ibuc ión in ic ia l de las empresas que se

encont raban ya operando en el año 2002 fue cal-

culada in icia lm ente en función del volum en de

inversiones realizadas por las comp añías. Esta

retrib ución se actualiza anualmente d e acuerdo a

una fórm ula preestablecida que aplica a la retribu-

ción del año ant erior el factor (1+fi* IPH), teniendo

fi e IPH el significado mencionado ant eriorm ente(factor de eficiencia igual a 0,85 e IPH la sem isuma

de IPC e IPRI). Además de la actualización ant erior

se aplica una fórmula que m ultiplica los clientes

captados y el increm ento de las ventas realizadas

por unas retribuciones marginales.

En la Ord en ECO/31/2004, d e 15 de enero , se

determ inó que para las nuevas distrib uciones que

se pusieran en servicio se consideraría como ret ri-




SECTO R GAS

143

bución in icial la calculada por aplicación de las

ret ribu ciones margi nales a las previsiones de ven-

tas y clientes, esta retribución que p osteriormente

se ajust aría con los valor es reales.

En la d ispos ición segunda de la O rden ITC/

3354 /2010 , de 28 d e d ici em bre, se p roce d ió a

mo dificar la fórmula de cálculo del parámetro IPH,

pasando a ut ilizar el valor de octubre del año ante-

rior como valor definit ivo, en lugar de una previ-

sión sujeta a una posterior corrección.

Para las nuevas distr ibucion es, la retr ibución in i-

cia l se determ ina mediant e la apl icación de las

retrib uciones unit arias por cliente y kW h de gas

suministrado a la previsión de client es y ventas

durant e el primer año, con una posterior revisión

en el caso de que las cifras reales dif ieran d e las

previsiones.

En el cuadro 6.9 se indica la retrib ución de las acti-

vidades regulad as.

CUADRO 6.9. RETRIBUCIONES REGULA DAS 2010ǧ2012 ȍ€Ȏ

Año 2010 2011 2012 %

Orden ITC/3520/2009 ITC/3354/2010 IET/3587/2011

Dist ribución 1.322.704.684 1.481.257.170 1.519.541.278 2,58%

Transporte 754.026.728 736.607.709 844.261.757 14,61%

Plantas de Regasif icación 388.558.211 381.652.545 422.926.463 10,81%

Alm acenam iento subterráneo 23.989.245 22.960.795 21.932.347 -4,48%

Retribuc ion a cuen ta insta laciones t ranspor te 129.247.221 31.746.398 88.554 .236 178 ,94%

TOTAL 2.618.526.089 2.654.224.617 2.897.216.081 9,15%

FUENTE: SEE

Gases licuados del pet róleo

Gases licuados del petr óleo envasados

La Ley 34/1998, de 7 de oct ubre, del sector d e

hidrocarburo s, establece, en su disposición tr ansi-tor ia cuarta, que el Gobierno podrá establecer los

precios máximo s de vent a al públ ico de gases

licuados del petróleo envasado, en tant o las con-

diciones de concurrencia y com petencia en este

m ercado no se consideren suficient es.

El Real Decreto -Ley 15/1999, d e 1 de oct ubre, por

el que se aprueban m edidas de l iberal ización,

reform a estructural e incremento de la compet en-

cia en el sector d e hidro carburo s, estableció en su

artículo 5.2 que el Ministro de Industria y Energía,

m ediante Orden m inisterial y previo acuerdo de la

Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos

Econó m icos, establecerá un sistema de fijación de

precios máxim os de los gases licuados del pet ró-leo envasados que atienda a las condiciones de

estacionalidad en los m ercados.

El p roced imiento de determ inación de l p rec io

m áximo d e venta del GLP envasado part e del cál-

culo del coste de la materia prim a a part ir de la

m edia de la cotización internacional de la m ezcla

propano/but ano más e l f le te en e l per íodo de

cálculo, am bos valores expresados en $/Tm por




SECTOR GA S

144

lo que se han de convertir a €/kg m ediante la apli-

cación del correspondient e cambio $/€, poste-

riorm ent e se adiciona el «coste de comercializa-

ción», que recog e los gastos necesarios para la

distr ibución del product o hasta el consumid or

f inal, incluyendo el reparto dom ici l iar io, obt e-

n iéndose e l p rec io máx imo de ven ta en € /kg

antes de impuestos.

La Orden de 6 de octub re de 2000, por la que se

establece el sistem a de determ inación aut om ática

de precios máximo s de venta, ant es de im puestos,

de los gases licuados del petró leo en su mo dalidad

de envasado, introdujo la utilización de un p rom e-

dio anu al para el cálculo de los precios del GLP

envasado, que se pasaron a actu alizarse sem es-

tralmente.

Este sistema se m antuvo en la Ord en ECO/640/2002, de 22 de m arzo, por la que se actualizan los

costes de com ercialización del sistem a de deter -

m inación auto m ática de precios máximos de ven-

ta, ant es de imp uestos, de los gases licuados del

petróleo.

En el año 2005 se publicó l a Orden ITC/2475/2005,

de 28 de jul io, por l a que se establece el sistem a

de determ inación autom ática de precios m áximosde vent a, antes de im puestos, de los gases licua-

dos del petróleo, en su mo dalidad de envasado,

que increm ent ó en un 11,3% los costes de com er-

cialización, pasando de lo s 0,317624 €/k g estable-

cidos en la Orden ECO/640/2002, de 22 de m arzo,

a 0,353643 €/kg. En la m isma Ord en se redujo el

plazo de revi sión de los precios, pasando de ser

sem estr al (en abril y octub re) a tr im estr al (el pri-

m er día del mes de enero, abril, julio y oct ubre) y

se disminu yó el núm ero de m eses que intervienen

en la fórm ula del cálculo del coste de adq uisición

internacional de la m ateria prim a, que pasó de 12

a 6 m eses.

El punto t ercero de la Orden citada determ ina que

los costes de com ercialización se podrán act uali-

zar anualment e mediante Orden del M inistro d e

Industria, Turismo y Com ercio, previo Acuerdo d e

la Com isión Delegada del Gobierno p ara Asunt os

Económicos.

En cum plimient o de lo anterior, el 30 de junio de

2006 se publicó la Ord en ITC/2065/2006, de 29 de

junio, por la que se act ualizan los cost es de com er-

cialización del sistem a de determ inación autom á-

t i ca de p rec ios máx imo s de ven ta , an tes de

im puestos, de los gases licuados del pet róleo, en

su moda l idad de envasado , que inc remen t ódicho s costes un 3,70% respecto de lo s vigentes.

La Orden ITC/1968/2007, de 2 de julio, po r la que

se actualiza el sistem a de det ermin ación autom á-

t i ca de p rec ios máx imo s de ven ta , an tes de

im puestos, de los gases l icuados del pet róleo

envasados y se mo dif ican determ inadas disposi-

ciones en mat eria de hidro carburos, m odif ica los

costes de com ercialización que int ervienen en lafórm ula de f i jac ión de prec ios, que pasan de

0,366728 a 0,376630 €/kg. Asim ismo, m odif ica la

fórmula de cálculo, que pasa a emplear p ara el cál-

culo de las cot izaciones de los product os una

m edia de t res meses en lugar d e la de seis y se

m odif ican las referen cias de las cot izaciones del

Mar del No rte que pasan de tom arse del Plat ts

LPGASWIRE a to m arse del A RGUS NO RTH SEA

INDEX.




SECTO R GAS

145

La Orden t ambién liberaliza el precio de los enva-

ses cuya carga sea superio r a 20 Kg. Hay que

recordar q ue los envases de capacidad inf erior a 8

Kg estaban ya liberalizado s desde la publicación

de la Orden de 16 de julio de 1998. Igualment e,

liberaliza el suministr o de GLP envasado p ara su

uso com o carburante.

E l 28 de jun io de 2008 , se pub l i có la Orden

ITC/1858/2008, de 26 de juni o, por la que se actu a-

liza el sistema de determ inación autom ática de

precios m áximos de venta, antes de imp uesto s,

de los gases licuados del pet róleo envasados, que

m antiene la fórm ula establecida en la Orden de

2007, si bien act ualiza los cost es de comercializa-

ción vigentes, que aument an un 4,20%.

La Orden ITC/2707/2008, de 26 de septiem bre, por

la que se determinan lo s precios máximos de vent a,antes de impuestos, de los gases licuados del petró-

leo envasados, suspende para el cuarto t rim estre de

2008, la aplicación de la fórm ula de determ inación

del precio m áximo , estab lecida en la Ord en ITC/

1858/2008, de 26 de jun io, para prot eger a los con-

sumidores de la alta variabilid ad de las cot izaciones

internacionales de la mat eria prima y del flete.

Asimismo, dicha Ord en iguala el precio del GLPenvasado que se com ercializa en estab lecimient os

com erciales y est aciones de servicio (que desde la

en t rada en v igo r de l an tes mencion ado Rea l

Decreto-Ley 15/1999, de 1 de o ctubre t enían un

descuent o m ínimo d e un 5 % sobre lo s precios fija-

dos) al distribuido a do m icilio.

La Orden ITC/776/2009 , de 30 de m arzo, mo dif i-

ca la Orden ITC/1858/2008, de 26 d e junio, p or la

que se actua l iza e l s is tema d e det erminac ión

autom ática de precios máximos de venta, antes

de im puestos, de los gases licuados del petr óleo

envasados. Como n ovedad , en dicha orden, se

incluye un procedim iento para la actual ización

anual de los costes de comercialización e incre-

m enta d ichos costes en un 6,12%.

Finalm ente, la Orden ITC/2608/2009, de 28 de

septiemb re, modifica la fórmula para la determi-

nación de los precios máximos de vent a del GLP

envasado, con el fin d e prot eger los intereses de

los consum idores ante la volatilid ad de las cotiza-

ciones internacionales del flete y la mat eria prima.

Los costes de comer cialización se revisaron en

ju lio de 2010 (-0,79%) y en jul io de 2 011 (4,04%).

Gases licuados del pet róleo po r canalización

El artículo 94 de la Ley 34/1998, de 7 de oct ubre, del

sector d e hidrocarburos, dispone que el M inistro de

Industria, Turismo y Com ercio, previo acuerdo d e

la Com isión Delegada del Gobierno p ara Asunt os

Econó m icos, podrá dict ar las disposiciones necesa-

rias para el estab lecimien to de las tarif as de vent a

de los gases licuados del petr óleo p or canalizaciónpara los consumid ores finales, así como los precios

de cesión d e gases licuados de petr óleo par a los

distribuid ores de gases comb ustibles por canaliza-

ción, estableciendo los valores concretos de dichas

tarif as y precios o un sistem a de determ inación y

actualización aut om ática de las m ismas.

El sistema de d eterm inación de los precios máxi-

m os de venta del GLP por canalización vigente es




SECTOR GA S

146

el establecido en la Orden de 16 de julio d e 1998,

por la q ue se actualizan los costes de com erciali-

zación del sistem a de determ inación autom ática

de precios máximo s de venta, antes de impues-

to s, de los gases licuados del pet róleo , y se libera-

lizan determ inados sum inistros.

El precio m áximo d el GLP sum inistrado por cana-

lización se calcula mensualmente m ediante una

fórm ula pública que tiene en cuenta el coste int er-

nacional del propano y but ano calculado m edian-

te la m edia de las cotizaciones de dichos produc-

tos y el f lete en los m ercados del Mar del No rte y

de Arabia Saudit a, a los que se adiciona un coste

de comercialización.

La disposición adicional ún ica de la Orden ITC/

1968/2007, de 2 de julio , por la que se actualiza el

sistem a de det erminación autom ática de preciosm áximos de venta, antes de im puestos, de los

gases licuados del pet róleo envasados y se m odi-

f ican determ inadas disposiciones en mat eria de

hidrocarburos, estableció la f órm ula para el cálcu-

lo de los térm inos de la cotización internacional y

del flet e. Igualmente se actualizaron los costes de

comercialización, tant o del sum inistro para usua-

rios f inales como para el sum inistro a em presas

distr ibuidor as, que pasaron a valer 0,292594 y0,173905 €/kg respecti vament e. Hay que recordar

que estos parámetros permanecían invariables

desde la publicación d e la Orden de ju lio de 1998

(0,28728 €/kg y 0,1696056 €/kg respectivam ent e).

El t érmino fijo mensual de 128,6166 €/m es aplicado

a los usuarios finales ha perm anecido invariable.

El 17 de novi em bre de 20 08, se pub licó la Ord en

ITC/3292/2008, de 14 de noviem bre, por la que se

m odifica el sistema de determ inación auto mát ica

de las tarifas de venta, antes de im puestos, de los

gases l icuados del petróleo por canal ización.

Mediante dicha Orden se modifica el peso f inal del

flet e en el precio regulado y se establece una fór-

m ula para la revisión anual d e los costes de com er-

cia l ización. Asimism o, se actu al iza el valor de

dichos costes de com ercialización, tant o el t érmi-

no f i jo com o el variable, aumentando un 16,75%

respecto a los estab lecidos en la mencion ada

Ord en de 2007. Los costes de comercialización se

revisaron en julio de 2009 (revisión d e -0,44%), de

2010 (1,38%) y de 20 11 (2,72%).

Evolución de los preciosde los hidro carburos gaseosos

Gas nat ural

Evolución de la tarifa de gas natur al de últim o

recurso

Aunque la tari fa de últ imo recurso form almente

em pezó a ser de aplicación d esde el 1 de enero

2008, hasta el 1 de julio de dicho año se aplicó un

régim en provisional durante el cual el sum inistro

continuó siendo realizado por part e de las empr e-sas distribu idoras. Durante dicho período t ransito-

rio y después de él, hasta el 12 de octub re se aplicó

la Ord en ITC/3861/2007, de 28 de d ic iemb re,

m ientras que a partir de dicha fecha fue de aplica-

ción la Ord en ITC/2857/2008, de 10 de octub re.

Durant e el año 2011 y hasta abril d e 2012 el precio

ha evolucion ado al alza en tod as las revisiones tri-

m estrales De tal form a que el precio m edio TUR.1




SECTO R GAS

147

en abril d e 2012 es un 11,8% superior al d e abril d e

2011, en el caso de la TUR.2, este i ncrem ent o es

del 13,1%.

En el cuadro 6.10 y gráfico 6 .2, se indican lo s pre-

cios medios calculados para un consumid or t ipo

de la tarif a T.1 de 3.000 kWh/año y d e 12.000 kWh /

año en la t arifa T.2

La evolución de t arifas paras consumido res tipo

dom ésticos-comerciales e industri ales, se indi can

en lo s cuadros 6.11 y 6.12.

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

d i c - 0 1

a b r - 0 2

a g o - 0 2

d i c - 0 2

a b r - 0 3

a g o - 0 3

d i c - 0 3

a b r - 0 4

a g o - 0 4

d i c - 0 4

a b r - 0 5

a g o - 0 5

d i c - 0 5

a b r - 0 6

a g o - 0 6

d i c - 0 6

a b r - 0 7

a g o - 0 7

d i c - 0 7

a b r - 0 8

a g o - 0 8

d i c - 0 8

a b r - 0 9

a g o - 0 9

d i c - 0 9

a b r - 1 0

a g o - 1 0

d i c - 1 0

a b r - 1 1

a g o - 1 1

d i c - 1 1

a b r - 1 2

c / k W h

Consumidor de 3.000 kwh/año (tarifa T.1) Consumidor de 12.000 kwh/año (tarifa T.2)

GRÁFICO 6.2. PRECIO MÁX IM O DE VENTA DEL GAS NATURA L EN ESPAÑAȍUso dom ésti co-comercial, presión suministro < = 4 bar, m ercado regulado). El precio incluye IVA

FUENTE: SEE.

CUADRO 6.10. REVISION ES DEL PRECIO D E VENTA AL PÚBL ICO TARIFAS T.1 Y T.2

c€/kWh Precio m edio TUR.1 Precio m edio TUR.2Variación T.1

%Variación T.2

%

01–ene–08 7,2116 5,8012 4,93% 4,83%

12–abr–08 7,3168 5,9064 1,46% 1,81%

12–jul–08 7,4767 6,0663 2,18% 2,71%

01–oct–08 8,0428 6,6323 7,57% 9,33%

01–ene–09 7,7359 6,3960 –3,82% –3,56%

12–abr–09 6,9971 5,6573 –9,55% –11,55%

01–jul–09 6,8565 5,3019 –2,01% –6,28%




SECTO R GAS

149

0,0

0,5

1,0

1,52,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

M E D I A E U R O P E A

( 2 7 P A Í S E S )

A L E M A N I A

I R L A N D A

F R A N C I A

I T A L I A

L U X E M B U R G O

H O L A N D A

P O L O N I A

P O R T U G A L

S U E C I A

R E I N O U N I D O

B É L G I C A

E S P A Ñ A

I1. Consumidor < 278 MWh/añoI2. Consumidor de 278 MWh/año a 2.778 MWh/año

I3. Consumidor de 2.778 MWh/año a 27.778 MWh/añoI4. Consumidor de 27.778 MWh/año a 227.778 MWh/año

c / k W h

GRÁFICO 6.3. PRECIO DE VENTA, A NTES DE IM PUESTOS, DEL GAS N ATURAL PARA USOS INDUSTRIAL ES 1.er semestre 2011

FUENTE: Eurostat.

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,58,08,59,09,5

10,010,511,011,51 ,

M E D I A

E U R O P E A

A L E M A N I A

I R L A N D A

F R A N C I A

I T A L I A

L U X E M B U R G O

H O L A N D A

P O L O N I A

P O R T U G A L

S U E C I A

R E I N O U N I D O

a

B É L G I C A

E S P A Ñ A

D1. Consumidor < 5.556 kWh/año D2. Consumidor de 5.556 kWh/año a 55.556 kWh/año D3. Consumidor >55.556 kWh/año

c / k W h

GRÁFICO 6.4. PRECIO DE VENTA, A NT ES DE IMPUESTOS, DEL GAS NATURA L PARA USOS DOM ÉSTICOS 1.er semestre 2011

FUENTE: Eurostat.




SECTO R GAS

151

Se puede apreciar que las fuertes oscilaciones de

Cn se han t raducido por var iaciones bastant e

m ás suaves de Pn, que según la fórm ula vigent e,

se acumu lan pa ra po s ib les sub idas fu tu r as.

Cuando ha habi do variacion es negat ivas de Cn

como en o c tub re de 2010 , ju l io y oc tub re de

2011, se han visto cont rarrestadas por el in cre-

m ento (Pn – Pn-1).

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

j u l i - 0 9

a g o s - 0 9

s e p t - 0 9

o c t u - 0 9

n o v i - 0 9

d i c i - 0 9

e n e r - 1 0

f e b r - 1 0

m a r z - 1 0

a b r i - 1 0

m a y o - 1 0

j u n i - 1 0

j u l i - 1 0

a g o s - 1 0

s e p t - 1 0

o c t u - 1 0

n o v i - 1 0

d i c i - 1 0

e n e r - 1 1

f e b r - 1 1

m a r z - 1 1

a b r i - 1 1

m a y o - 1 1

j u n i - 1 1

j u l i - 1 1

a g o s - 1 1

s e p t - 1 1

o c t u - 1 1

n o v i - 1 1

d i c i - 1 1

e n e r - 1 2

f e b r - 1 2

m a r z - 1 2

a b r i - 1 2

%

VAR_PORC_Cn__Cn_1 VAR PORC Pn s/Pn-1

GRÁFICO 6.5. VARI ACION ES % Pn s / Pn-1 y % Cn s Cn-1

FUENTE: SEE.

5

25

45

65

85

105

125

j u l i - 0 9

a g o s - 0 9

s e p t - 0 9

o c t u - 0 9

n o v i - 0 9

d i c i - 0 9

e n e r - 1 0

f e b r - 1 0

m a r z - 1 0

a b r i - 1 0

m a y o - 1 0

j u n i - 1 0

j u l i - 1 0

a g o s - 1 0

s e p t - 1 0

o c t u - 1 0

n o v i - 1 0

d i c i - 1 0

e n e r - 1 1

f e b r - 1 1

m a r z - 1 1

a b r i - 1 1

m a y o - 1 1

j u n i - 1 1

j u l i - 1 1

a g o s - 1 1

s e p t - 1 1

o c t u - 1 1

n o v i - 1 1

d i c i - 1 1

e n e r - 1 2

f e b r - 1 2

m a r z - 1 2

a b r i - 1 2

0,25*Cn (Cn=Mat prima y Fletes) 0,75*(Pn-1-CCn-1) (Pn-1-CCn-1)=PsinImptos Per Ant-C Comerc Per Ant

CCn Costes Comercializ Per Actual Pn_ENVA_PSI

c / k g

GRÁFICO 6.6. VALORES HISTÓRICOS RECIENTES DE LOS COMPO NEN TES DEL PRECIO SIN I MPTOS. PnDEL GLP ENVASADO ȍEl precio sin impuesto s final Pn es la suma de l os valores de cada una de las ot ras 3 curvas)

FUENTE: SEE.




SECTOR GA S

152

Com o resumen de la evo luc ión d e los prec ios

m edios anuales entre d iferent es años se m uestra

el cuadro 6.13.

CUADRO 6.13. EVOLUCION PRECIO MÁ XIM ODE VENTA DE LA BOT ELLA D E BUTAN O DE 12,5 KG

ȍIMPUESTOS INCLUIDOSȎ

AÑO €/BOTELLA INDICE

1994 5,79 100,00

1995 6,24 107,87

1996 6,36 109,87

1997 6,67 115,27

1998 6,25 107,95

1999 6,51 112,55

2000 6,97 120,46

2001 8,44 145,86

2002 6,84 118,12

AÑO €/BOTELLA INDICE

2003 8,55 147,72

2004 8,51 147,07

2005 9,42 162,83

2006 11,87 205,16

2007 11,81 204,06

2008 13,64 235,66

2009 11,28 194,89

2010 12,00 207,33

2011 14,28 246,72FUENTE: SEE.

En el cuadro 6.14 se m uestra el precio de los GLP

envasados en los países euro peos más pró xim os.

El precio en España es not ablem ent e más bajo

que los de nuestro ent orno.

CUAD RO 6.14. COM PARACIÓN PRECIOS EUROPEOS GLP ENVA SADO. Dat os España Julio 2011 y resto países juni o 2011

ENVASEKG

PVP ÍNDICES PVP IVA «Prec€/Bot.sin IVA

«Prec€/Kg sinIVA

ÍNDICEPrec. sinIVA €/Kg

EUROSBOTELLA

EUROSKG

BOTELLA KG

ESPAÑA (1) 12,5 0,8BUT/0,2PRO 14,80 1,18 100 100 18% 12,54 1,0034 100

PORTUGAL (1) 13,0 26,00 2,00 176 169 23% 21,14 1,6260 162

FRANCIA 13,0 BUTANO 27,95 2,15 189 182 19,60% 23,37 1,7977 179

BELGICA (2) 12,5 22,64 1,81 153 153 21% 18,71 1,4969 149

R. UNIDO (3) 15,0 BUTANO 40,56 2,70 274 228 5% 38,63 2,5755 257

Not as: (1) Incluido repart o dom iciliario, como en España; (2) Precio Belgica: 5,7% de Descuento s/Máxim o regulado (24,01 €/Bot ella), valido desde1/6/2011 y (3) Precio m edio para R.Unido p or Kg ob tenid o m edia bot ellas 13 y 15 Kg.- Precio consignado RUnido = Bot ella de 13Kg (6/6/11).

FUENTE: SEE.

Gases licuados del pet róleopor canalización

Durant e los primeros meses de 2008 el precio bajó

hasta abril, para increment arse después hasta julio,

y posteriorment e descender continuam ente hasta

diciembre. Finalizó el año con precio m ínimo anual.

En 2009, except uando feb rero, bajo durant e el pri-

mer semestre, y subió durante el segundo . En 2010

y durant e los 3 primeros meses el térm ino variable

(sin im puesto s) se mant uvo aproximadam ente

entre 85 y 90 c€/Kg. En el ultim o t rim estr e creció

considerablement e hasta los 106,42 de diciemb re.

En 2011 tuvimos dient es de sierra decrecient es has-

ta o ctubre de 2011 para subir l igerament e en los

últim os meses del año. Como resumen d e la evolu-

ción de los precios medios anuales de venta al públi-

co ent re diferentes años se muestra el cuadro 6.15.




SECTO R GAS

153

CUADRO 6.15. EVOLUCION DEL PRECIO MÁ XIM ODE VENTA GLP CANALIZA DO PARA USUARIOS

FINALES. ȍCONSUM IDOR DE 500 KG/AÑ OȎ

AÑ OCONSUMIDOR TIPO 500 kg/ año

c€/kWh INDICE

1994 3,63 100,00

1995 3,93 108,14

1996 4,05 111,50

1997 4,27 117,53

1998 3,96 109,02

1999 4,31 118,75

2000 5,60 154,28

2001 5,37 147,84

2002 4,53 124,81

2003 5,05 139,07

2004 5,28 145,54

2005 5,83 160,72

2006 6,52 179,64

2007 6,62 182,48

2008 7,46 205,43

2009 5,88 162,01

2010 7,51 206,92

2011 8,58 236,40

FUENTE: SEE.

6.4. NORMATIVA

• La normativa publicada durante el año 2011 queafect e al sector d el gas nat ural es la siguien te:

• Resolución de 30 de diciembr e de 2011, de la

Direcc ión Genera l de Po l í t ica Energét ica y

Minas, por la que se publica la tarifa de últ imo

recurso d e gas nat ural (BOE 31/12/2011).

• Ord en IET/3587/2011, de 30 de diciembre, por la

que se establecen los peajes y cánon es asocia-

dos al acceso de t erceros a las instalacio nes

gasistas y la retri bución d e las actividad es regu-

ladas (BO E 31/12/2011)

• Corrección de errores de la Resolución de 23 de

noviem bre de 2011, de la Dirección General de

Política Energét ica y Minas, por la que se aprue-

ba el Plan de actuación invernal p ara la opera-

ción d el sistema gasista (BOE 24/12/2011).

• Orden ITC/3486/2011, de 14 de diciem bre, por la

que se aprueban las cuot as de la Corpo ración de

Reservas Estratég icas de Product os Petrolífero s

c o r re sp o n d ie n t e s a l e j e r c i c i o 2 0 1 2 (B O E

24/12/2011).

• Real Decreto 1734/2011, de 18 de noviemb re,

por el q ue se designa a la em presa GEM Sumi-

nistro d e Gas Sur 3, S.L. como sumin istrado r deúlt im o recurso de gas natural (BOE 09/12/2011).

• Resolución de 23 de noviembre de 2011, de la


M inas, por la qu e se aprueba el Plan de actua-

c ión inverna l para la operac ión de l sistem a

gasista (BOE 02/12/2011).

• Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviem bre, porla que se regulan det erm inado s aspecto s rela-

cionado s con el acceso de t erceros a las instala-

ciones gasistas y la retrib ución d e las acti vida-

des regulad as (BOE 18/11/2011).

• Orden ITC/2844/2011, de 19 de octubre, por la

que se regulan las transferencias de fo ndo s, con

cargo a las empresas prod uctor as de energía

eléctrica y a los peajes de acceso d e t erceros a




SECTOR GA S

154

las instalaciones gasistas, de la cuen t a específi-

ca de la Comisión Nacional de Energía al Instit u-

to para la Diversificación y Ahor ro de la Energía,

en el año 2011, para la ejecución de las med idas

del plan de acción 2008-2012 de la estr ategia de

ahorro y eficiencia energética en España 2004-

2012 (E4), y los criterio s para la ejecución de las

m edidas cont emp ladas en d icho p lan (BOE

21/10/2011).

• Resolución de 22 de sept iem bre de 2011, de la


M inas, por la que se modif ica el Proto colo de

Detal le PD-01 «Med ición» de las Norm as de

Gest ió n Técn ica de l S is tema Gasis ta (BOE

03/10/2011).

• Resolución de 21 de sept iem bre de 2011, de la

Direcc ión Genera l de Po l í t ica Energét ica yMinas, por la que se publica la tarifa de últ imo

recurso de g as natural (BOE 30/09/2011).

• Resolución de 29 de agosto de 2011, de la Direc-


la que se mo difica la de 25 de julio de 2006, por

la que se regulan las condicion es de asignació n

y el procedimiento d e aplicación de la interrum -

pib ilidad en el sistem a gasista (BOE 08/09 /2011).

• Resolución d e 19 de julio de 2011, de la Direc-


la que se determ inan los puntos pertinent es del

sistem a sobr e los que deberá publicarse infor-

mación.

• Resolución de 22 de junio d e 2011, de la Direc-


la que se publica la tarifa de últ imo recurso de

gas nat ural (BOE 30/06/2011).

• Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre respon sabili-

dad civil por d años nucleares o producido s por

materiales radiactivos (BOE 28/05/2011). La

Disposición Final Sexta m odi fica la Ley 34/1998

(Consti tu ción de sociedades fi l iales de ENA-

GÁS, S.A.).

• Resolución de 12 de mayo d e 2011, de la Direc-


la que se aprueban los form ato s oficiales para la

presentación del análisis de inversión y de m er-

cado en las solicit udes de retr ibució n específica

de instalaciones de distr ibución p ara el año

2011.

• Resolución d e 29 de abril de 2011, de la Direc-ción General de Indust r ia, por la que se ac-

tual iza el l istado de no rmas de la instrucción

técnica com plem ent aria ITC-ICG 11 del Regla-

m ento t écnico de distrib ución y util ización de

comb ust ib les gaseosos, aprobado por Rea l

D e c r e t o 9 1 9 / 2 0 0 6 , d e 2 8 d e j u l i o ( B O E

12/05/2011).

• Reso luc ión de 10 de febrero d e 2011, de laComisión N acional de Energía, por la que se

establecen y p ublican, a los efectos de lo dis-

puesto en la d isposición adicional t ercera del

Real Decreto -ley 6/2000, d e 23 de junio , las rela-

ciones de operado res dominant es en los secto-

res energét icos (BOE 27/04/2011).

• Reso luc ión de 10 de febrero d e 2011, de la

Comi sión Nacional de Energía, por la que se




SECTO R GAS

155

establecen y publican, a los efectos de lo dis-

puesto en el art ículo 34 del Real Decret o-ley

6/2000 , de 23 de juni o, las relaciones de opera-

dores principales en los secto res energéticos

(BOE 27/04/2011).

• Resolución de 12 de abril de 2011, de la Dirección


se aprueba el procedim iento m arco de contrat a-

ción telefónica, electrónica y telem ática para el

mercado de gas natural (BOE 20/04/2011).

• Resolución de 22 de marzo de 2011, de la Direc-


la que se mo difica el Protocolo d e Detalle PD-05

«procedimiento de determ inación de energía

desca rgada po r buques m e tane ros» (BOE

01/04/2011).

• Resolución de 22 de marzo de 2011, de la Direc-


la que se publica la tarifa de últ imo recurso de

gas nat ural (BO E 31/03/2011).

• Orden ITC/247/2011, de 10 de febrero , por la

que se establecen lo s servicios m ínimos del sis-

tem a gasist a en Enagás SA, ant e la huelga con-

vocada a partir de las 06:00 horas del día 15 de

febrero d e 2011 hasta las 06:00 ho ras del día 16

de f ebrero de 2011 (BOE 14/02/2011).

• Resolució n de 31 de enero de 2011, de la Direc-


la que se publica la capacidad d isponib le en los

almacenam ient os básicos de gas natu ral para el

período comprend ido ent re el 1 de abril de 2011

y 31 de marzo de 2012 (BOE 08/02/2011).



7. SECTOR PETRÓLEO




SECTOR PETRÓLEO

7.1. DEMANDA

El consumo de pro ducto s pet rolíferos, excluyendo

los consum os propio s de refin erías, pérdid as y

bunkers de navegación marít ima internacional,

alcanzó 52,5 m illon es de t onelad as en 2011, con

un descenso del 5,5% respecto al del año ant erior,

com o se indica en el cuadro 7.1.

CUADRO 7.1. CONSU MO DE PRODUCTOSPETROLÍFEROS ȍ1Ȏ. ȍUnidad: m iles de to neladasȎ

2010 2011 %2011/10

GLP 1.826 1.641 –10,1

GASOLINAS 5.319 4.961 –6,7

QUEROSENOS 5.247 5.593 6,6

GASÓLEOS 29.204 27.249 –6,7

FUELÓLEOS 3.266 2.970 –9,1

COQUE DE PETRO-LEO

3.946 3.576 –9,4

NAFTAS 2.138 2.100 –1,8

OTROS PRODUCTOS 4.724 4.507 –4,8

TOTAL 55.669 52.596 –5,5

(1) No in cluye consumos propio s de refinerías, pérdidas ybunkers de navegación m arítima int ernacional.

FUENTE: SEE.

Esta evolución se ha debido fundam entalm ente al

descenso de los consumos finales, tant o de carbu-

rantes del transporte com o de algunas materias

prim as, aunque tamb ién ha bajado el consum o engeneración eléctr ica. Expresada en toneladas

equivalentes de petróleo, la dem anda final de pro-

ductos petrolíferos en el t ransport e ha bajado glo-

balm ente el 4,7%, mient ras el consum o en usos

finales de la industria h a bajado un 6%, especial-

ment e en com bustibles, aunque tamb ién en algu-

nas m ateri as prim as pet roqu ímicas. En el secto r

residencial y t erciario, bajó t ambién la d emanda

de estos product os, el 8,1%, debido a la m enor

actividad econó m ica y a las condiciones climát icas

del año.

Por prod uctos, destaca el descenso de la dem an-

da de gasóleo s, expresada en t oneladas, 6,7% en

2011, derivado de la m enor actividad del t ranspor-

te de m ercancías y del m enor crecimient o del par-

que de t urismos diesel. En querosenos se ha pro -

ducido un aum ento del 6,6% en el año, siendo el

único carburant e que ha registrado aument o de

demanda.

En gasolinas, la demand a ha cont inuado bajand o

de fo rm a acelerada, debido al descenso del par-

que d e estos vehículos derivada de la d ieseliza-

ción de las nuevas m atri culaciones, por lo q ue la

dem anda anual bajó un 6,7% en 2011. Los datos

sobre evolución del parque de aut om óviles indi-can que, durant e 2011, aumen tó el 1,7% el par-

que de gasóleo, m ientras el parque de autom óvi-

les de gaso l ina ba jó e l 0 ,7%, cont inuand o e l

efecto in dicado de la dieselización del parque de

turismos.

En el Gráfico 7.1 se represent a la evolución de los

parques de autom óviles de gasolina y gasóleo en

España desde 1985 y los consumos de estos com -bustib les. Se observa la regularidad d el crecimien-

to de estas m agnit udes hasta 1992, el estanca-

m ient o en gasolina a partir de ese año y el fuerte

aument o del consum o de gasóleo auto a partir de

1993, como consecuencia de la evolución econó-

m ica y del sesgo del parque cit ado y cuya desace-

leración desde 2007 puede o bservarse en d icho

gráfico.




SECTOR PETRÓLEO

0

5

10

15

20

25

30

35

1985 1990 1995 2000 2007 2011

1 0 6 U N I D A D E S Y 1 0 9 L

I T R O S

Parque Gasolina Consumo GasolinaParque Gasóleo Consumo Gasóleo

GRÁFICO 7.1. PARQU E Y CONSUM O DE COMBU STIBLES

FUENTE: SEE.

En cuant o a los sectores energéticos transform a-

dores, bajó la demanda d e fuelóleos para genera-

ción eléct rica en 2011 en los sistem as extr apenin-sulares debi do al descenso de la dem anda y el

comienzo d e la generación con gas natur al en

Baleares, mient ras en el Régim en Ordin ario del

sistema peninsular ya se emplea únicament e como

comb ustible de apoyo a centrales que consumen

ot ras energías. La cogeneración con pr oduct os

petro líferos tam bién ha bajado significativam ente.

En conjunt o, la generación con p roducto s petrolí-

feros sigue t eniendo un peso bajo, 5,2%, en laestructura de generación tot al nacional.

El consumo estim ado de fueló leos, excluyendo

combustibles de navegación marítim a, consumos

propios de refin erías y pérd idas, según se indica en

el cuadro 7.1, alcanzó 2,9 m illones de t oneladas,

con un d escenso del 9 ,1%, debido al menor consu-

mo en generación eléctrica, dado que en usos fina-

les es ya poco significativo . El consumo de coque de

petró leo bajó un 9,4%, y el consumo de naft as para

petr oquímica ha bajado ligerament e, así como el

agregado de otro s produ ctos.

7.2. OFERTA

Est ructura Empresarial del Sectorde Hidrocarburo s Líquidos en España

Operadores al por m ayor

De acuerdo con la normat iva vigente, son op era-

dores al por mayor aquellos sujet os que com ercia-

licen product os petrolíferos para su posterior dis-

trib ución al por menor, de acuerdo con lo dispuesto

en el art ículo 42 d e la Ley 34/1998, del sector d e

hidro carburos. Asim ismo en dicho artículo se esta-

blece que la Comisión N acional de Energía publica-

rá en su página web (ww w.cne.es) un listado de los

operadores al por m ayor de producto s petrolíferos




SECTOR PETRÓLEO

161

que incluirá aquellas sociedades que hayan com u-

nicado al M inisterio el ejercicio de esta actividad

Distribu idores al por menor de productos

petrolíferos

La actividad de distribución al por menor d e pro-

ductos petrolíferos comprende, según establece

el artículo 43 de la Ley 34/1998, el sumi nistro de

combustib les y carburant es a vehículos en instala-

ciones habilitadas al efecto, el sum inistro a insta-

laciones fijas para el consumo en la prop ia instala-

ción, el sum inistro d e queroseno con destino a la

aviación, el sum inistro de com bustibles a em bar-

caciones y cualquier otro sum inistro que t enga por

finalidad el consumo d e estos prod uctos.

La actividad de distribución al por m enor de car-

burant es y comb ustibles petrolíferos puede ser

ejercida librement e por cualquier persona f ísica o

ju ríd ica .

Comercio ext erior

El tot al de im port aciones en 2011, se elevaron a

52,15 millo nes de toneladas, un 0,6% meno s que

en el año 2010. Las im port aciones proceden tes de

la OPEP dism inuyeron en el año un 8 ,6% y alcan-

zaron un 55,1% del to tal. Las im port aciones pro-

cedentes de Rusia se increment aron en el año un

19,7%, recuperando su cond ición de princip al pro-

veedor.

CUADRO 7.2. PROCEDENCIA DEL PETROLEO CRUDO IM PORTADO EN ESPAÑ A. ȍMiles de t oneladas)

Orient e Medio ÁfricaArabiaSaudí

Irán Irak Ot ros Tot alTasa devariac.

Argelia Libia Nigeria Ot ros Tot alTasa devariac.

2006 6489 5189 3292 408 15378 1512 5534 6016 5692 18754

2007 5468 4512 3254 214 13448 –12,6% 395 4898 4860 6422 16575 –11,6%

2008 6397 6803 1834 415 15449 14,9% 1627 5957 5045 6867 19496 17,6%

2009 5807 6270 2250 731 15058 –2,5% 1081 5041 5398 4731 16251 –16,6%

2010 6571 7671 1905 412 16559 10,0% 1010 6826 5579 5319 18734 15,3%

2011 7661 7493 3863 397 19414 17,2% 537 1159 6914 5567 14177 –24,3%

Europa América

Rest o Tot al Tasa devariac.Reino Rusia Ot ros Tot al Tasa devariac.

Méjico Venezuela Ot ros Tot al Tasa devariac.

2006 232 11772 2738 14742 7561 3267 329 11157 437 60468

2007 694 12736 2677 16107 9,3% 7180 2124 192 9496 –14,9% 1882 57508 –4,9%

2008 1430 8811 1997 12238 –24,0% 7710 1872 306 9888 4,1% 1437 58508 1,7%

2009 1193 8201 1809 11203 –8,5% 5657 2680 312 8649 –12,5% 1136 52297 –10,6%

2010 405 6585 1704 8694 –22,4% 5928 789 982 7699 –11,0% 775 52461 0,3%

2011 159 7977 845 8981 3,3% 6135 419 2161 8715 13,2% 860 52147 –0,6%

FUENTE: CORES




SECTOR PETRÓLEO

162

Respec to a l com erc io exte r io r d e p roduc to s

petro líferos, en 2011 el saldo f ísico fue im port a-

dor alcanzando los 9,8 m illones de ton eladas, lo

que supone el 16,9% del consumo interior brut o.

En el año b ajaron las imp o-rtaciones de productos

un 5 ,8% y aum en ta ron las expo r tac iones un

12,7%. El principal pro ducto im port ado son gasó-

leos, un 37,3% del t ot al, de los que se im port aron

8,5 millones de t oneladas, cerca de un tercio del

consumo final.

Producción int erior de Hidrocarburos

La producción nacional de crudo durant e el año

2011 ascendió a 100.000 Tm. (aproxim adamen te

733.000 barri les), lo cual supone una red ucción del

18% respecto del año ant erior. Esta p roducción

supone que el grado de autoabastecimiento de cru-

do es de tan solo el 0,16% del consumo prim ario.

Los campos prod uctores siguen siendo: Lo ra (Bur-

gos), Casablanca- M ont anazo (Casablanca), Roda-

ballo y Ang ula-Casablanca (Boqueró n), sit uados

esto s tres últ im os en el mar M editerráneo en el

ento rno d e la plataform a «Casablanca» frent e a las

costas de Tarragona.

El desglose de la prod ucción de crudo correspon-

dient e al año 2011 se indica en el cuad ro 7.3.

CUADRO 7.3. PRODUCCIÓN D E CRUDO EN 2011

PRODUCCIÓN 2011 PRODUCCIÓN 2010

Volumen (kbbl) kTm % Var (* ) 2011/10 Volumen (kbbl) kTm

Lora 51 7 7% 40,0% 37 5

Boquerón 337 46 46% 17,9% 286 39

Casablanca 286 39 39% –38,1% 462 63

Rodaballo 59 8 8% –46,7% 110 15

Tot al 733 100 100% –18,0% 894 122

( * ) Calculados respecto a las TmFUENTE: SEE.

La actividad de exploración de hid rocarburos enEspaña se ha inclu ido en el capítu lo 6 de este

Informe.

Ofert a de product os petrolíferospor el sector de refino:

Durant e 2011, las refin erías españolas procesaron

en t ot al 57.152 kt d e crudo, un 1,7% m enos que en

2010, con un a utilización m edia de su capacidadde refino del 81%.

Infraest ructuras de t ransport ey almacenamiento de crudo y product ospetrolíferos

El sistem a logístico in teg rado en CLH es el más

relevante sistem a de transporte y distribución de




SECTOR PETRÓLEO

163

product os petrolíferos en España y lo com ponen:

la red d e oleoduct os, 38 instalaciones de almace-

nam iento , 28 instalaciones aeropo rtu arias y 2

buques tanque:

Oleoductos.—La red de o leoduc tos de CLH

conecta 8 refiner ías peninsulares con las instala-

ciones de almacenam ient o situadas en las áreas

de m ayo r consumo , y cons t i t uye e l p r inc ipa l

m edio de t ransporte de la compañía. Con 4.007

kilómet ros de longitud es la red civil de oleoduc-

tos m ás extensa de Europa Occidental.

Instalaciones de almacenamiento.—Está inte-

grada por 38 instalaciones para todo tipo de pro-

ducto s pet rolíferos, con una capacidad de almace-

namient o de 7 millones de metro s cúbicos.

Buques de t ransport e.—son 2 buq ues tanque ut i-l izados para el t ransporte de combust ib le a las

inst alacion es de las Islas Baleares, o a inst alacio-

nes de la península no con ectadas a la red de oleo -

ducto s. Tienen una capacidad de 48.121 to neladas

de peso m uerto.

Infraest ructura aviación.—consiste en 28 instala-

ciones aeroport uarias si tuadas en aeropuert os

españoles de la Península Ibérica e Islas Baleares,para prestar el servicio de suministr o de carburan-

te de aviación a aeronaves.

La capacidad de almacenam iento d e productos

petrolíferos del resto d e emp resas durante 2011 se

indica en el cuadro 7.4.

CUADRO 7.4. CAPACIDAD DE ALMA CENA MI ENTODE PRODU CTOS PETROLÍFEROS DE EMPRESAS

DISTIN TAS DE CLH

Em presas (a 31 /12/ 2010) Miles de m3

DISA 222,109

FORESTAL DEL ATLÁNTICO 255,000

DECAL 916,640

TERMINALES PORTUARIOS 534,199

TERQUIMSA 57,8806

LBC TANK TERMINALS SANTANDER 11,4PETROLÍFERA DUCAR 135,681

PETROLOGIS CANARIAS 73,500

TERMINALES CANARIOS 201,791

ESERGUI 219,600

GALP ENERGIA ESPAÑA 199,143

EUROENERGO 333,176

SARAS ENERGÍA 133,000

FORESA 32,400

MEROIL 634,200

AEGEAN BUNKERING LAS PALMAS 61,327

BP 48,500

CHEVRON ESPAÑA 50,986

ATLAS 73,800

PETROCAN 204,460

FELGUERA -IHI 110,000

SECICAR 63,595

BIOGAL 0,160

GASTECO 0,100

LOGISTICA JUNTDOS 0,200

GOIL RENT PARK 8,565

RECEPTORA DE LÍQUIDOS 192,196

SIMONOIL 0,100

PETRÓLEOS ASTURIANOS 240,938

ECOCENTROS 2000 0,150

HUIDOBRO GASÓLEOS 0,840

TRASEMISA 1,200

FUENTE: CNE.




SECTOR PETRÓLEO

164

7.3. PRECIOS DE PRODUCTOSPETROLÍFEROS

Evolución de precios

La evolución en 2011 de los precios internaciona-

les de crudo y pro duct os petrol íferos ya se ha indi-

cado en el Capítulo 1 de este Info rm e.

En relación con los precios de venta al púb lico en

España, e l precio m edio d e la gasol ina I .O. 95

aument ó 15,49 cént imo s de euro por lit ro en 2011

respecto al año ant erior (13,3%) pasando de 116,3

c€/l en 2010 a 131,8 c€/l en 2 011. Y el precio m edio

del gasóleo de autom oción en estaciones de servi-

cio se encareció 19,14 c€/lit ro (17,8%) pasando d e

107,5 c€/l en 2010 a 126,7 c€/l en 2011.

En la evolución de lo s precios semana a semana,

pued e verse en los gráf icos 7.2 a 7.5 que el p recio

de la gasolina en España es el m ás bajo de los

representados.

Respecto al gasóleo de autom oción, de los paí-

ses que aparecen en la gráfica, sólo Lu xemb urgo

ha tenido durant e 2011 un precio inferior a l de

España. El p rec io com parat ivam ente a l t o de lReino Unid o se debe a que este p roducto sopor-

t a en este país una acc isa igua l qu e la de la

gasolina.

El gasóleo d e calefacción evoluciona en España de

form a sustancialmente p aralela a la de la UE. Las

oscilaciones del pr ecio en Grecia se deben a que

este país sube considerablem ent e el imp uesto al

inicio de la tem porada cálida, primeros de m ayo,

y lo vuelve a bajar al comienzo d e la fría, primeros

de oct ubre. Se puede apreciar que el precio en

España se encuentra ent re los menores. En cuant o

al fueló leo, los precios de España se encuentr an

en una posición interm edia. Los gráficos de pre-

cios de venta al público repit en el patrón d e las

cotizaciones internacionales: clara subida hasta

abril y a part ir de ahí un p aulatino d escenso.

Los carburant es de n uevas características (gasó-

leo con aditivación especial, gasolina con aditiva-ción especial, b iod iésel, b ioet anol, et c.) no se

incluyen en los gráficos porque su consumo t oda-

vía no alcanza cifras relevant es.

Por últim o, en cuanto a posición relativa de los pre-

cios med ios anuales en la UE, se puede apreciar en

los gráf icos 7.6 y 7.7 que, de l os países que apare-

cen en ello s, los precio s en España de la gasolin a

sin plom o y del g asóleo de autom oción sólo estánpor encim a de Bulgaria, Polonia y Rumanía.




SECTOR PETRÓLEO

166

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

3 / 1 / 1 1

1 7 / 1 / 1 1

3 1 / 1 / 1 1

1 4 / 2 / 1 1

2 8 / 2 / 1 1

1 4 / 3 / 1 1

2 8 / 3 / 1 1

1 1 / 4 / 1 1

2 5 / 4 / 1 1

9 / 5 / 1 1

2 3 / 5 / 1 1

6 / 6 / 1 1

2 0 / 6 / 1 1

4 / 7 / 1 1

1 8 / 7 / 1 1

1 / 8 / 1 1

1 5 / 8 / 1 1

2 9 / 8 / 1 1

1 2 / 9 / 1 1

2 6 / 9 / 1 1

1 0 / 1 0 / 1 1

2 4 / 1 0 / 1 1

7 / 1 1 / 1 1

2 1 / 1 1 / 1 1

5 / 1 2 / 1 1

1 9 / 1 2 / 1 1

2 / 1 / 1 2

1 6 / 1 / 1 2

3 0 / 1 / 1 2

1 3 / 2 / 1 2

2 7 / 2 / 1 2

1 2 / 3 / 1 2

2 6 / 3 / 1 2

ITALIA

DINAMARCA

SUECIA

GRECIA

HOLANDA

FINLANDIA

ESPAÑA

BÉLGICA

FRANCIA

ALEMANIA

PORTUGAL

IRLANDA

AUSTRIA

R. UNIDO

c € / l i t r o

GRÁFICO 7.4. PRECIO GASÓLEO D E CALEFACCIÓN CON IM PUESTOS EN ALGUN OS PAÍSES DE LA UE

FUENTE: SEE.

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

3 / 1 / 1 1

3 / 2 / 1 1

3 / 3 / 1 1

3 / 4 / 1 1

3 / 5 / 1 1

3 / 6 / 1 1

3 / 7 / 1 1

3 / 8 / 1 1

3 / 9 / 1 1

3 / 1 0 / 1 1

3 / 1 1 / 1 1

3 / 1 2 / 1 1

3 / 1 / 1 2

3 / 2 / 1 2

3 / 3 / 1 2

ALEMANIA

BÉLGICA

ESPAÑA

GRECIA

FRANCIA

ITALIA

HOLANDA

AUSTRIA

PORTUGAL

c € / T m

GRÁFICO 7.5. PRECIO FUELÓLEO B. I.A. CON I MPU ESTOS EN A LGUNOS PAÍSES DE LA UE(Los precios representados in cluyen el im puest o especial, pero no el IVA Ȏ

FUENTE: SEE.




SECTOR PETRÓLEO

167

131,8

151,4

149,5 152,8

135,8

154,6

116,8

140,8

161,1

144,3

129,0

156,0 149,9

166,8

164,0

137,3

148,1

155,3

124,5

154,6 153,8

123,0

154,3

116,3

135,4133,2

139,2

118,8

140,1

101,9

125,5

144,0

124,7120,0

142,4

134,3

143,0 149,3

122,3

130,0

136,3

113,5

137,1

136,0

106,4

134,1

100

110

120

130

140

150

160

170

180

M E D I A_

P O N D_

E U R O Z O N A

M E D I A_

T P E_

P O N D

A L E M A N I A

* * E S P A Ñ A * *

c € / l i t r o

A U S T R I A

B E L G I C A

B U L G A R I A

C H E Q U I A

D I N A M A R C A

E S L O V A Q U I A

E S L O V E N I A

F I N L A N D I A

F R A N C I A

G R E C I A

H O L A N D A

I R L A N D A

H U N G R Í A

I T A L I A

P O L O N I A

P O R T U G A L

R E I N O_

U N I D O

S U E C I A

R U M A N Í A

2011 2010

GRÁFICO 7.6. PRECIO DE VENTA A L PÚB LICO DE LA GASOLI NA 95 EN PAÍSES DE LA UE

FUENTE: SEE.

126,7

135,5137,2

138,3

132,9 137,6

117,5

139,3

141,4

133,7

124,2

136,8 133,3

147,2

134,8 136,0

141,3144,6

122,1

137,2

160,0

123,8

150,9

107,6

115,4 117,0120,1

110,5

114,8

97,9

120,9 121,2

111,4

114,7 113,4 114,3 124,4115,6 116,0

121,9

121,4

106,1

115,1

138,8

103,3

125,2

90

100

110

120

130

140

150

160

170

M E D I A_

P O N D_

E U R O Z O N A

M E D I A_

T P E_

P O N D

A L E M A N I A

* * E S P A Ñ A * *

A U S T R I A

c € / l i t r o

B E L G I C A

B U L G A R I A

C H E Q U I A

D I N A M A R C A

E S L O V A Q U I A

E S L O V E N I A

F I N L A N D I A

F R A N C I A

G R E C I A

H O L A N D A

H U N G R Í A

I R L A N D A

I T A L I A

P O L O N I A

P O R T U G A L

R E I N O_

U N I D O

S U E C I A

R U M A N Í A

2011 2010

GRÁFICO 7.7. PRECIO DE VENTA AL PÚBL ICO DE LA GASÓLEO DE AU TOMOCIÓN EN PAÍSES DE LA UE

FUENTE: SEE.




SECTOR PETRÓLEO

168

7.4. REGULACIÓN LEGAL DEL SECTOR

La norm ativa publicada durante el año 2011 que

afecta al secto r de h idrocarburo s líquidos y GLP es

la siguiente:

• Orden ITC/3365/2010, de 22 de diciembre, por

la que se aprueban las cuotas de la Corpora-

ción d e Reservas Estrat égicas de Produ ctos

Petrolíferos correspondient es al ejercicio 2011.

El Real Decret o 1716/2004, de 23 de julio , por el

que se regula la obligación de m antenimiento de

existen cias m ínimas de seguridad, la d iversifica-

ción de abastecim iento de gas natural y la Corpo-

ración d e Reservas Estratég icas de Prod uctos

Petro líferos, establece en sus art ículos 25 y 26 que,

por Ord en del Ministro d e Industr ia, Turism o y

Comercio, se estab lecerán las cuot as unitarias porgrupo de prod uctos que, por t onelada métr ica o

met ro cúbico vendido o consumido, habrán de

sati sfacer a la Corporación los sujet os oblig ados a

m anten er existencias mínim as de segurid ad de

prod uctos pet rolíferos, así como las cuot as que, en

función de su participación en el m ercado, habrán

de satisfacer anualm ente a la Corporación lo s suje-

to s obligados a mantener existencias m ínimas de

seguridad d e gases licuados del petr óleo y d e gasnatural, y a diversificar el sum inistro de gas natural

Estas cuotas t ienen como finalidad fin anciar los

costes previsto s por CORES, especialm ente los

que generen la constitución, almacenamient o y

conservación de las existen cias estr atégicas de

cada grupo de pro duct os petrolífero s, las activida-

des de CORES relat ivas a los gases licuados del

petr óleo y al gas natural, así com o el coste de las

dem ás actividades de la Corporación, e igualm en-

te los de constitución y m antenimient o de las exis-

tencias mínimas de seguridad correspondientes a

los sujet os obl igad os a los que se ref ieren lo s

párraf os b) y c) de los art ículos 7 y 8 d el Real

Decret o 1716/2004.

• Resolución de 24 de junio de 2011, de la Secre-

t aría de Estado de Energía, por l a que se publi-

ca el Acuerdo de Consejo de Mini stros, de 24

de junio de 2011, por el que se liberan existen-

cias mínimas de seguridad de product os petro-

líferos en el marco de una acción coord inada

de la Agencia Internacional de la Energía.

Se reduce, con carácter transitorio, la o bligación de

m antenim iento de existencias m ínimas de seguri-

dad de prod uctos petro líferos a los sujetos obliga-

dos po r art ículo 7 del Real Decreto 1716/2004, de 23de julio, en un volum en to tal de 2.274.000 barriles

de pet róleo. Esta cant idad supone 2,3 días de

reservas m ínimas de segurid ad, según la met odo -

logía establecida en d icho real decreto.

• Orden ITC/3190/2011, de 18 de novi emb re,

por la que se rest ablece la obligación de los

sujet os obligados al mant enimient o de exis-

t encias mínim as de seguridad de product ospet rolí feros una vez f inal i zada la «acción

colect iva Libia» de la Agencia Internacional

de la Energía.

Se restablece la obligación de mant enim iento d e

existen cias m ínimas de segurid ad, en los térm inos

y cond iciones establecido s en el Real Decreto

1716/2004, de 23 de julio, a part ir de las 0 horas del

día 1 de jun io de 2012.




SECTOR PETRÓLEO

169

• Resolución de 7 de enero de 2011, de la Secre-

t aría de Estado d e Energía, por l a que se

actualizan para el año 2010 valores de las fór-

m ulas de cálculo de los pagos com pensato-

rios, relacionados con el cumplim ient o de la

obligación de b iocarburantes, cont enidos en

la Orden ITC/2877/2008, de 9 de oct ubre.

El objeto de esta Resolución es actualizar para el

año 2010, de form a excepcional, los valores de los

parámetrosȽG, ȽD, y ȽT cont enidos en el artículo

11 de la O rden ITC/2877/2008, de 9 de o ctub re,

con el f in d e ajustar los pagos compensatorios

correspond ientes a dicho año a la evolución d el

m ercado de los biocarburant es, marcada por el

contenido de b iocarburantes que la legislación

vigent e ha permit ido incorp orar a las gasolinas y

gasóleos de auto m oción.

• Real Decret o 459/2011, de 1 de abril, por el

que se fijan ob jet ivos obligatorio s de biocar-

buran t es para los años 2011, 2012 y 2013.

Med iante este Real Decreto, se fijan objet ivos de

biocarburantes en diesel y globales más amb icio-

sos que lo s estab lec idos en e l Rea l Decre to

1738/2010, de 23 de diciem bre, m anten iéndose los

objet ivos de biocarburant es en gasolina. Los obje-ti vos regulad os son:

CUADRO 7.5. OBJETIVO MÍN IMOEN CONTENI DO EN ERGÉTICO

2011 2012 2013

Global 6,2% 6,5% 6,5%

Biodiesel 6,0% 7,0% 7,0%

Etanol 3,9% 4,1% 4,1%

FUENTE: SEE.

• Resolución de 14 de junio de 2011, de la

Secretaría de Estado de Energía, por la que se

incluye el hidro biod iesel en el anexo de la

Orden ITC/2877/2008, d e 9 de oct ubre, po r la

que se est ablece un m ecanismo de fom ento

del uso de biocarburantes y otros combusti -

bles renovables con fines de t ransporte.

Se incluye el h idr obio diesel en el anexo de la

Ord en ITC/2877/2008, de 9 de oct ubre, para que

pueda cer t i f icarse e l conten ido energét ico de

dicho biocarburante.

• Real decret o 1361/2011, de 7 de octub re, por

el que se modi fica el Real Decreto 61/2006,

de 31 de enero, por el que se fijan l as especi-

ficaciones de gasolin as, gasóleos y fueló leos

y gases licuados del pet róleo, se regula el

uso de det ermi nados biocarburant es y elcontenido d e azufre de los combust ib les

para uso m arítim o, en lo r elativo a las espe-

cificaciones t écnicas del gasóleo denom ina-

do clase B.

Con objeto de compaginar la mejora medioam-

biental asociada a la reducción del contenido de

azufre y minim izar e l impacto económ ico de la

m edida, mediante este real decreto se detallan losusos del gasóleo B p ara los que se exige un con te-

nido m áximo en azufre de 10 mg/kg a partir del 1

de enero de 2011 y los eximi dos hasta el 31 de

diciemb re de 2011. Para otro s usos del gasóleo B

distint os a los especificados, no será exigible dicha

reducción del contenido de azufre.

• Real Decreto 1597/2011, de 4 de nov iem bre,

por el que se regulan los criterios de sosteni-




SECTOR PETRÓLEO

170

bilidad de los biocarburant es y biol íquidos, el

Sistema N acional de Verificación de la Sost e-

nibilidad y el doble valor de algunos biocarbu-

rantes a efect os de su cómput o.

Este real decret o t ranspone los art ículos 17, 18,

19 y 20 y el anexo V, de la Directiva 2009/28/CE

y los art ículos 7 ter, 7 quarter, 7 quinqu ies y 7

sexies y el anexo IV, de la Dir ectiva 2 009/30/CE,

en lo que se refiere a los criterios de sostenib ili-

dad de los biocarburant es y biolíquid os, estable-

ciendo el sistem a nacional de veri f icación del

cumplim iento de los citados criterios. Asimismo,

incorpora a l o rdenamient o ju r íd ico españo l lo

previsto en el art ículo 21 de la Directiva 2009/28/

CE en re lac ión a l va lor dob le que se o torg a a

determ inados b iocarburant es para e l cum pl i -

m iento de los objet ivos obl igatorios en mat eria

de energías procedent es de fuent es renovables

en el transport e.



8. EFICIENCIA ENERGÉTICA, COGENERACIÓNY ENERGÍAS RENOVABLES




8.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA

Plan de Int ensif icación del Ahorro y la Eficiencia Energética

El Plan de Int ensificación d el Aho rro y la Eficiencia

Energética, aprobado p or Consejo de M inistros el

4 de m arzo de 2011, en una coyunt ura de precios

elevados del petróleo, recoge un conjunt o de 20

medidas en materia de transporte y m ovi l idad,

edif icación e ilumin ación, consum o eléctrico, y

campañas de d ivu lgac ión y fo r m ación. Estas

m edidas tamb ién se pueden clasif icar en cuatro

grand es grupos: (I) 3 m edidas coyun tu rales; (II) 10

nuevas medi das estr uctu rales; (III) refuerzo de 6

m edidas ya existent es; (IV) y una m edida de cam-

paña de divulgación y form ación.

Se trata de m edidas que afectan a t odas las Adm inis-traciones Públicas, por lo que resulta fundam ental la

colaboración de Comunidades Autón om as y Ayun-

tam ientos para alcanzar los objetivos y asegurar, de

este m odo el pleno desarrollo d el Plan. El Plan inclu-

ye medid as de ejecución inm ediata y con una vigen-

cia limit ada en el tiemp o, así como m edidas a medio

y largo plazo. At endiend o a las nuevas medidas, las

más destacadas según el ám bit o considerado son:

• Transporte y movilidad:

– Plan es de M ovi l id ad Urban a So st en ib les:

línea de financiación de proyect os en ciuda-

des de 20.000 a 50.000 habitant es que ten-

gan en m archa dichos planes.

– Tr an sport e d e m er cancías: e l M in ist er io de

Foment o presentará un plan de ef ic iencia

energética en el sector f erroviario con hinca-

pié en el tr ansport e de m ercancías.

– Opt im izaci ón d el uso de los pasil lo s aér eo s:

m ediante la m ejora en la utilización d el espa-

cio aéreo, intro ducción de sistem as de des-

censo cont inuo y rep lant eamiento de las

rutas trasatlánticas.

– Red ucció n t em po ra l de lo s lím it es de ve lo ci-

dad: hasta 110km /h en aut opistas de peaje y

aut ovías de la red general del Estado.

– Bi od iesel : in cr em en t o de la ob l igac ión de

int rodu cción de biodiesel en carburant es has-

ta el 7% en contenido energético para el año

2011 y sucesivos.

– Precio s: reducció n d e lo s precios de lo s bi ll e-t es en ferr ocarril, en cercanías y m edia dis-

tancia, de la o peradora RENFE, con el f in de

im pulsar la sustit ución del vehículo privado

por el transporte público.

– Plan Renove de neu m át ico s: f av o rece r la

intro ducción de neum áticos que tengan la

m áxima ca l i f icac ión energét ica , según lo

establecido en el Reglament o CE 1222/2009sobre el et iq uetado de los neumáticos en

relación con la eficiencia.

• Edificación:

– Lín ea ICO : est ab lecim ient o d e una lín ea ICO

específica para Emp resas de Servicio s Ener-

gét icos (ESE), con el f in de f acilitar el acceso

al crédito de este t ipo de em presas.

EFICIENCIA ENERGÉTICA, COGENERACIÓN Y EN ERGÍAS RENO VABLES




– Fom ento del uso d e la biom asa para usos térm i-

cos: sustit ución d e calderas en los edificios de las

Adm inistraciones públicas m ediante la amp lia-

ción del actual Plan de im pulso a la cont ratación

de servicios ener gét icos (Plan 2000 ESEs) y

amp liación de la línea de ayudas del Plan Reno-

ve de calderas de alto rendim iento energético

para alcanzar 1.000 MW de pot encia instalada.

• Iluminación y consum o eléctrico:

– Renovació n d el sistem a de alum brado p úb li -

co m unicipal: integra t res líneas de acción:

El lanzamiento de 19 proyectos integrales

dirigid os a grandes ciudades en cada una

de las Comunid ades y Ciudades Aut ónom as

a través del m odelo de ESE.

Renovación de lám paras de vapor de sodio

por t ecnologías de alta ef ic iencia en los

m unicipios con meno s de 200 habitantes.

Requerimiento del cumplimiento de la nor-

m ativa sobre alumbrado púb lico eficiente

en to dos los munic ip ios de m ás 25.000

hab i tan t es en un p lazo máximo d e c in -

co años.

En conjun to , las medidas aprobadas supond rán un

ahorro estim ado de 3.241 ktep, equivalente a 28,6

m illones de barriles de petróleo, lo que im plica un

ahorro económ ico de 2.300 M € anuales en im por-

taciones energéticas. Asimismo, la consecución

de dicho objetivo, com port a beneficios medioam -

bient ales derivado s de em isiones evitad as, que en

tot al ascienden a 12,5 Mt CO2.

Nuevo Plan de Acción de Ahorroy Eficiencia Energét ica 2011-2020

El Plan de A cción 2011-2020, aprob ado p or Acuer-

do d e Consejo de M inistros del 29 de julio d e 2011,

constit uye el segundo Plan Nacional de Acción de

Aho rro y Eficiencia Energét ica (NEEAP), de manera

acorde a lo d ispuesto en el artículo 14 de la Directi-

va 2006/32/CE2, de 5 de abril de 2006, sobre la efi-

ciencia del uso final d e la energía y los servicios

energét icos. Este Plan da cont inuid ad a los planes

de ahorro y eficiencia energética anteriorm ente

aprobados en el marco de la Estrat egia de Ahorro y

Eficiencia Energét ica en España 2004-2012 (E4).

El Plan de Acción 2011-2020 present a un conjun to

de m edidas y actuaciones coheren te con lo s esce-

narios de consum o de energía f inal y prim aria

incorporados en la p lanif icación energét ica enm ateria de energ ías renovabl es, de acuerdo con

las obligaciones que se derivan de la Directiva

2009/2 8/CE, de 23 de abril d e 2009, relat iva al

fom ento del uso de energía procedente de f uentes

renovab les; y de planif icación de los sector es de

electricidad y gas. De esta f orm a, la planificación

energét ica constituy e un conjunt o coherente, con-

ducente al objetivo d e mejora de la intensidad final

del 2% int eranual en el período 2010-2020. Lasm edidas incluidas en este Plan de A cción 2011-

2020 report arán unos ahorros, Cuadro 8.1, de ener-

gía final en el año 2020 d e 17.842 kt ep y de energ ía

prim aria de 35.585 kt ep calculado s con referen cia

al año 2007 y de acuerdo con la meto dología pro-

puesta por la Com isión Europ ea. El ahorro , en tér-

m inos de energía primaria, incluye los ahorros deri-

vados de las medid as propuestas para el sector

Transform ación de la energía en este Plan, princi-

EFICIENCIA ENERGÉTICA, COGENERACIÓN Y ENERGÍAS RENO VABLES




EFICIENCIA EN ERGÉTICA, COGENERACIÓN Y ENERGÍAS RENOVABLES

175

palment e, de fom ento de la cogeneración, y los

derivados del cambio en el m ix de generación eléc-

trica estim ulado por ot ras planificaciones en mat e-

ria de política energét ica, que respond en a las obli-

gaciones que se derivan de la Di rectiva 2009 /28/CE,

de 23 de abril de 2009, relativa al foment o del uso

de energía procedente de f uent es renovables.

El ahorro ant erior, en térm inos de energía prima-

ria, equivale a un 20% del consumo d e energía pri-

maria que habría tenido lu gar en 2020 en ausencia

de las polít icas ahorro, d iversif icación y pro m o-

ción de las energías renovables aprobadas por el

Gobierno español y del presente Plan de Acción

2011-2020. En térm inos de energía final, el ahorro

en 2016 asciende a 13.176 kt ep, equivalent e a un

12,2% del consumo d e energía final de ese ejerci-

cio en ausencia del Plan. Este ahorro , una vez des-

contados los sectores no incluidos en el ámbit o d eaplicación de la D irecti va 2006/32/CE, se reduce a

11.532 kt ep/año en 20 16, lo que representa el

15,9% del consumo m edio de los cinco últ imo s

años previos a la entrada en vigor de dicha Direc-

t iva, y consecuentem ente el cum plim iento del

objetivo del 9% establecido por dicha Directiva. El

Plan de Acción 2011-2020 cump le, por t anto, con

los objetivos de ahorro exigidos por la Directiva

2006/32/CE y es coherent e con los objet ivos glo-

bales acordados por el Consejo Europeo el 17 de

ju nio de 20 10, en relación co n la m ejor a de la ef i-

ciencia energética primaria en un 20% en 2020.

Por otra p arte, los ahorros de energía f inal y pri-

m aria previsto s son t amb ién coherentes con los

escenarios de consumo de energ ía final y prim aria

incorpo rados en la planificación energét ica indica-

ti va considerada en la Ley 2/2011 de Econom ía

Sostenible.

Los ahorros acum ulados de energía final y prim a-

ria durant e el p eríodo 2011-2020 ascienden r es-

pectivam ente a 120.967 kt ep y 247.791 ktep, lo

que permit irá evitar un volum en de emisiones a la

atm ósfera de 1.012,68 M tCO2.

A nivel sectorial, los ahorro s de energía final delPlan de Acción 2011-2020 se concentran en el Sec-

to r Transport e, al que se atribuye el 51% del total

de los ahorros en 2020. Le sigue en im port ancia el

Secto r Industria, con ahor ros equivalent es al 25%

del to tal. Estos ahorros dan como resultado una

disminución del consumo de energía f inal, entre

los años 2007 y 2020, d el 13% en el Secto r Indu s-

tria y d el 5% en el Sector Transporte.

CUADRO 8.1. PLA N DE ACCIÓN 2011ǧ2020: OBJETIVOS EN ERGÉTICOS GLOBA LES Y SECTORIZA DOS

A ho rro Ener gía Fin al (k tep) A ho rro Ener gía Prim ari a (k tep)

2016 2020 2016 2020

Indust ria 2.489 4.489 2.151 4.996Transporte 6.921 9.023 8.680 11.752Edif icación y Equipam iento 2.674 2.867 5.096 5.567Servicios Públicos 56 125 131 295Agricultura y Pesca 1.036 1.338 1.289 1.665TOTAL SECTORES USOS FINALES 13.176 17.842 17.347 24.274Transformación de la Energía 9.172 11.311TOTAL 13.176 17.842 26.519 35.585

FUENTE: IDAE.




EFICIENCIA EN ERGÉTICA, COGEN ERACIÓN Y ENERGÍAS RENO VABLES

176

En el sector Transporte, los ahorro s se atrib uyen al

mo do de t ransport e en carretera en un 77%, y al

mo do ferro carril en un 22%, dirigiéndose princi-

palm ente al t ráfico de m ercancías, donde el Plan

de Acción 2011-2020 asume los obj etivos de cam-

bio m odal e increment o de los tráficos por ferro-

carr i l incorporados en e l P lan Est ra t ég ico de

Infraestru cturas y Transport e 2005-2020 (PEIT).

Asimismo , la consecución de los ahorros prop ues-

tos en el sector Transport e está f undament ada en

la m ejora t ecnológica de los vehículos y, en espe-

cial, en la intro ducción del vehículo eléctrico en lo s

térm inos recogid os en la Estrategia Integ ral de

Imp ulso del Vehículo Eléctrico en España, que mar-

ca como o bjet ivo, para 2014, 250.000 vehículos.

En el sector Industr ia, se ha fijado com o ob jetivo

una m ejora interanual de la intensidad f inal del2,5%, en el período 2010-2020.

En el secto r Edificación , los ahorros se localizan en

el sector t erciario, dado qu e en viviendas, los aho-

rros en energía final para calefacción, derivados de

las medidas propuestas sobre la epid erm is edifica-

to ria y para la mejora d e la eficiencia energética de

los equipos, se verán prácticament e comp ensados

por la penet ración de equipos de aire acondiciona-do dom éstico. Asimismo, d eberá conseguirse una

impo rtant e mejora de los rendimientos de las insta-

laciones por la int roducción en España de las redes

de fr ío y calor, de la m ano de las Empresas de Servi-

cios Energét icos. Dichas instalaciones facilit arán la

incorporación de tecno logías renovab les térm icas y

de cogeneración, prom oviendo la generación distri-

buida de energía eléctrica y dism inuyendo, por lo

tant o, pérdidas en transporte y distribución.

Dent ro del sector Edificación y equipamient o, con-

siderando de m anera conjunt a los edificios de uso

vivienda y los de uso t erciario, los ahorro s se atri-

buyen , en un 73% a las m ejoras sobre la envo lven-

te y las instalaciones térm icas, y en un 29 % a las

m ejoras de la eficiencia energét ica en iluminación.

De for m a general para tod os los secto res, será

necesario el desarrollo d e las redes intelig ent es que

perm itan la integración de la energía eléctrica gene-

rada en pequ eñas instalaciones, junt o al uso d e

mecanismos de acumulación, que puedan servir en

diferentes moment os como consumidores o gene-

radores según conveniencia del sistem a. Para tod as

estas aplicaciones, así como para la opt im ización de

los sistem as de gestió n, será necesario un impor -

tant e desarrollo de elementos de medida y control,

junt o con el desarro llo y apl icación de las TIC.

En el sector Servicios públ icos, los ahorro s de

energía f inal representan un 0,7% del to tal, por

reducción de los consumos de energía en plantas

de desalación, pot abi l ización y t ratam iento d e

aguas residuales y por reducción d e los consumos

de electricidad en alumbr ado público.

En el sector A gricult ura y pesca, los ahorro s de

energ ía fin al alcanzar, en el año 2020, el 7,5% delto tal de los ahorros, por reducción de los consu-

m os energét icos del sector por unidad de valor

añadido.

Finalm ente, en el secto r Transformación de la

energía y en térm inos de energía primaria, los aho-

rros derivados de la cog eneración equivalen al 15%

del t ot al de los ahorr os com put ados en este sec-

to r, dond e se contabilizan, asim ism o, los ahorros





177

derivados de la mayor penet ración de energías

renovables en el parque de generación eléctrica.

La consecución de estos objet ivos, por med idas,

exige la articulación de diferent es mecanism os, los

cuales serán análogo s a los del Plan de A cción

2005-2007 y 2008-2012. En prim er lugar, se dará

conti nuidad al m arco de colaboración de IDAE con

las Com unidades Autónom as para la ejecución d e

buena parte de las medidas de apoyo, form ación y

comunicación del Plan. En segundo lug ar, se man-

tendrán lo s programas de actuación directa de

IDAE, consolidando , de esta fo rm a, el m odelo de

cofinanciación y cogestión del Plan entre la Ad m i-

nistración General del Estado y las Adm inistracio-

nes Aut onóm icas. Por últim o, se pondrán en m ar-

cha los m ecanismos norm ativos y reglamentarios

que hagan po sible la consecución de los objetivo s

de ahorro propuestos mediant e la f i jación deestánd ares más exigent es de eficiencia energét i-

ca, principalm ent e, en el secto r Edificación y equi-

pamient o, acordes al contenido d e la Direct iva

2010/31/UE, relati va a la eficiencia energét ica de

los edificios, y a la Direct iva 2010/30/UE, relativa a

la indicación del consumo de energía mediante el

etiquetado. Asimismo , este Plan propone t ambién

el establecimient o de un nuevo m ecanismo de

pago por los ahorro s energéticos medid os, verifi-cados y certificados. Adicionalmente, se contem -

plan mecanismos de sensibilización, movilización

y acción ciudadana para el consumo responsable

de energ ía. El Plan de Acción 20 11-2020 in cluye

tam bién un Plan de Com unicación.

De man era resum ida, las m edidas contenid as en

el Plan hacen referencia a la prom oción de la

m ejora tecnológica en el sector Industria, favore-

ciendo la adopción de las Mejores Tecnologías

Disponibles (M TD), la implant ación de sistem as

de gestión energét ica y el apoyo a la realización

de auditorías energéticas.

En el sector Transport e, se propo nen m edidas de

im pulso del cambio m odal, dirigidas a una m ayor

util ización del mo do f erroviario y al uso racional

de los m edios de transporte, así como , de renova-

ción de flot as.

En el sector Edificación y equipamient o, las medi-

das incluidas en el Plan van destin adas a la m ejora

de la eficiencia energét ica de la envolvent e edifi-

catoria, las instalaciones térm icas y de ilum inación

del parque edificatorio existente y la m ejora de la

eficiencia energ ética de las instalacion es de frío

comercial; la construcción y rehabilit ación integral

de 8,2 mil lon es de m2 /a ño co n al t a ca l if icaci ónenergét ica y la constru cción de edificios de consu-

m o de energ ía casi nulo. En lo relativo al equipa-

m iento , se propo ne la cont inuación del Plan Reno-

ve de Elec t rodo m ést icos con e l ob je t i vo de

sustit ución de 500.000 equipos/año.

En el sector Servicios públ ico s, se propo ne la

m ejora de la eficiencia energét ica de las instala-

ciones de alum brado p úblico exterior existentes yde las instalaciones actuales de pot abilización,

abastecim ient o, depuración d e aguas residuales y

desalación, adem ás de otras relativas a la form a-

ción de gesto res energéticos mun icipales y a la

realización de estud ios, análisis de viabilidad y

auditor ías en alumbr ado público.

En el sector A gricult ura y pesca, el Plan incluye

m edidas para la mejora de la eficiencia energética





179

Sin em bargo, esta dinámica se ha visto interru m -

pida por la coyunt ura de la crisis económ ico-finan-

ciera que sufre nuestro país, así como los países de

nuestro entor no, y cuyos efectos más inm ediatos

se evidencian a partir del año 2009. El impacto de

la crisis y de la d esaceleración de la act ividad eco-

nóm ica ha sido la caída brusca de la dem anda

energética asociada a t odas las fuentes energéti-

cas, salvo las renovables. La persist encia de la cri-

s is inc ide en la evo luc ión m ás rec ien te d e la

dem anda, que desde ento nces se m antiene esta-

bilizada con cierta t endencia a la baja. De este

modo , llegamos al 2011 con un d escenso del 0,6%

en la demanda de energía prim aria, al que prácti-

cam ente t odas las fuentes energéticas contribu-

yen, a excepción del carbón, cuya consumo ha

experimentado un incremento del 74,1%, rom-

piendo así con la d inám ica de años anteriores,

debido a las condiciones de m enor hid raulicidaddel año.

La sit uación de las energías reno vables, por pri-

m era vez desde el año 2006, m uestra un cierto

estancamient o, con una l igera disminución del

1,2% en su dem anda. La causa de ello respond e

principalmente, a la m enor hidraul ic idad regis-

tr ada durant e el año 2011, lo que ha provo cado

u n d e sc e n so d e l 2 7, 6 % e n l a p r o d u c c ió n y

dem anda asociadas. De igual mo do, aunque en

m enor cuant ía, la energía eólica ha visto dismi-

nuir su aportación a la demand a de energía pri-

m aria en un 4,1% respecto al año ant erior. No

obstant e, no t odas las energías renovables se

han compo rtado d e igual modo en el año 2011.

Así, la biom asa, los biocarburant es y la energía

solar han continuado incrementado su contribu-

ción a la dem anda de energía prim aria, respecti-

vam ent e en un 3,3%, 17,8%, y 53,4%, lo que evi-

d e n c i a e n e l c a s o d e l a e n e r g í a so l a r e l

mant enimiento de un r i tm o de act iv idad similaral de años anterior es.

0

30.000

15.000

45.000

60.000

75.000

90.000

105.000

120.000

135.000

150.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

K t e p

Saldo eléctricoPetróleo Carbón Gas Natural Nuclear Resto Renovables Residuos no RenovablesHidráulica*

GRÁFICO 8.1. EVOLU CIÓN DEL CONSUM O DE ENERGÍA PRIMARIA SEGÚN FUENTES ENERGÉTICAS

Nota: Incluye Mini Hidráulica.FUENTE: MINETUR/IDAE.

La estru ctura de la dem anda energética y su evo-

lución, unida al pot encial de producción int erior

según f uen tes , cond ic iona una depend enc ia

energética elevada, por encim a de la media euro-

pea, Gráfico 8.2. En gen eral, la tend encia regis-

tr ada ha sido desfavorable hasta el año 2005,





180

mo ment o en q ue las energías renovables entran

con fuerza en el escenario energét ico. El lo ha

contrib uido a una cierta m ejora del auto abaste-

c imient o energét ico hasta l legar a l 26 ,4% en

2010, tras lo cual se observa un ligero emp eora-

m ien to , que p a rece esta r re lac ionado con e l

m ayor consumo energét ico asociado al carbón,

mayoritariamente de origen foráneo, com o evi-

dencia la caída del grado de auto abastecimient o

de este r ecurso en 2011.

18%21%23%26%28%31%33%36%38%41%43%46%48%51%53%56%58%

61%63%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

k t e p

NuclearResiduos no Renovables

CarbónPetróleo

RenovablesGas Natural

Grado de AutoabastecimientoGrado de Autoabastecimiento_Carbón

GRÁFICO 8.2. EVOLUCIÓN D E LA PRODU CCIÓN INT ERIOR DE ENERGÍA Y DEL GRADO D E AUTOABA STECIMI ENTO

FUENTE: MINETUR/IDAE.

En línea con lo anterior, la evolución d el indicador

de la int ensidad de la energía primaria en España

sigue la tend encia del consumo de energía prima-

ria a lo largo d el periodo de análisis: incremento

cont inuado en l a década de los 90 hasta el año

2004, seguida de una po sterior inversión en la ten-dencia hasta llegar al año 2009, a part ir del cual se

introd uce una perturbación en la evolución del

indicador. Con ant erioridad a la manifestación de

los efect os de la actual cri sis, cabe destacar la

m ejora de la intensidad de la energía prim aria en

España durant e el period o precedente, prod ucién-

dose una convergencia en el progreso entre el

indicador nacional y su hom ólogo europeo, t a l

como se muestra en el Gráfico 8.3. En concreto,

durant e el periodo 2004- 2009 el indicador nacio-

nal evoluciona a un ritm o de m ejora anual incluso

superior a l del indicador correspondiente a la

m edia europea.

Diversos factores suby acen en la mejora observa-da a nivel nacional, Gráfico 8 .4, entr e los que se

puede m encionar el im pacto favorable en nuestro

sistem a energético d e tecnolog ías de generación

eléct rica asociadas a las energías reno vables y al

gas natural, como la cogeneración y los ciclos

combinados. Así, la mejora del rendim iento d e

tr ansform ación de estas tecnolog ías y fuent es,

unida al efecto positivo de la generación de carác-

ter d escent ralizado, vinculada a la cogeneración y





181

energías renovables, ha incidido en l a mejo ra de la

eficiencia del sistema de transformación energéti-

ca. A esto se sum a el efecto derivado d e cam bios

estruct urales en nuestra econom ía, así como de

las políticas de eficiencia energét ica, de impact o

favorab le en la m oderación de la dem anda de

energía. Con po sterior idad, los efect os de la crisis

sobre la actividad económ ica y demanda energé-

ti ca asociada, así com o la evolución coyun tu ral de

la energía nuclear en 2010 y del carbón en 2011

contrib uyen a explicar una cierta ralent ización de

la eficiencia del sistem a transform ador.

0,100

0,120

0,140

0,160

0,180

0,200

0,220

0,240

0,2600,280

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

kep/€00

UE27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Bélgica Irlanda

2009/04 España: +3,20 % año ∆

2009/04 España: +2,16 % año ∆

GRÁFICO 8.3. IN TENSIDA D DE LA ENERGÍA PRIMA RIA EN ESPAÑ A Y UE

FUENTE: EnR/IDAE.

Esto a su vez, repercute en la evolución posterior

m ás m oderada de la intensidad prim aria, sobre la

que in te rv iene ad ic iona lmen te la na tu ra leza

estructur al de los camb ios observados en el con-

ju nt o de la econ om ía a con secuencia d e la cr isis.

-75%

-55%

-35%

-15%

5%

25%

45%

65%

85%

105%

125%

145%

165%

185%

205%

225%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 C o n t r i b u c i ó n E n e r g í a P r i m a r i a

( % )

B a s e 2 0 0 0 = 1 0 0

I n t e n s i d a d d e E n e r g í a P r i m a r i a / E fi c i e n c i a

S i s t e m a T r a n s f o r m a d o r ( % ) B a s e 2 0

0 0 = 1 0 0

83%85%86%88%89%91%92%94%95%97%98%100%101%103%104%

106%107%109%110%112%

GRÁFICO 8.4. IM PACTO DE LA EVOLUCIÓN DE LA ESTRUCTURA D EL SISTEMA EN ERGÉTICOEN LA EFICIENCIA DEL SISTEMA TRAN SFORMADOR Y LA INTENSIDAD DE LA ENERGÍA PRIMARIA






182

Considerando t odo lo ant erior, la disminución de

la dem anda energét ica en un 0,61% en 2011, uni-

da a una leve m ejora del 0,7% delProducto Inte-

rior Brut o (PIB) en dicho año, se obtiene una m ejo-

ra del 1,3% en la int ensidad de energía prim aria.

Se puede a f i rmar la con f luenc ia de fac to res

estruct urales ligado s a la crisis, así com o ajen as a

ésta, iniciados con ant erioridad, junt o a ot ros fac-

to res re lacionados com o los ya mencionado s,

vigent es con ant erioridad a la crisis, y que en la

actualidad siguen ejerciendo un imp acto favora-

ble en la evolución de la eficiencia global, super-

poniéndose a ot ros efectos de carácter coyuntu-

ral, ligados a la d esaceleración y ralentización en

nuestra econom ía.

El análisis del indicador en t érmino s de paridad de

poder de com pra, Gráfico 8.5, permit e una com-

paración m ás ajustada de las tendencias entre

países en cuant o a int ensidad energét ica. Este

análisis tiene como objet o aten uar las diferencias

existent es ent re países en cuanto al nivel de pre-

cios, dando lug ar a un ajuste en el PIB de los dis-

tin to s países, y con ello en la int ensidad.

0,110

0,130

0,150

0,1700,190

0,210

0,230

0,250

0,270

0,290

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

kep/€00

UE-27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Bélgica Irlanda

GRÁFICO 8.5. INTENSID AD D E ENERGÍA PRIM ARIA A PARIDAD D E PODER DE COMPRA ESPAÑ A Y UE

UE27 = Rerencia.FUENTE: EnR/IDAE.

El análisis los consumos finales de energía perm ite

observar una tend encia análoga ala energía pri-

maria, mostrando las mismas singularidades en suevolución. En el año 20 11, Gráfico 8.6, el consumo

de energía final, cont inúa descendiend o a un rit-

m o m ás acusado que el anterior, registrando un

descenso del 4,7%, particip ado po r to das las fuen-

tes energét icas, excluyendo a las energías renova-

bles, cuya demanda t érmica se ha incrementado

en un 9%. Entre estas fuentes, en t érmino s relati-

vos, destacan lo s biocarburant es y la energía solar

térm ica por ser las que m ayor actividad han regis-

tr ado durant e el 2011, con crecimiento s respecti-

vos del 17,8% y 9,8% en su dem anda. No o bstan-

te, es la biomasa, con un increment o del 6% en sudem anda, el recurso renovable m ás relevante en

cuanto a su aportación a la dem anda de energía

final, representando el 69% de tod a la aport ación

renovable a dicha demand a. Una excepción den-

tr o de los recursos renovables es el biog ás, que

registra una contr acción d el 8,7% en su dem anda.

En general, la evolución favorable mant enida por

las energías renovables en 2011 ha sido im pulsada

por las demandas procedente de los sectores





183

tr ansporte y edificios, especialmen te los del ámb i-

to residencial, viéndose esto últim o reforzado por

distint as m edidas, entre las que cabe mencion ar

lo s Programas SOLCASA, GEOTCASA y BIOM CA-

SA, orientadas al impulso del uso t érmico de las

energías renovables en los edif icios.

En 2011, y en co nt raste con l as energías renova-

bles, las restant es fuentes energét icas de nat urale-

za fósil, evidencian un declive en sus demandas

que oscilan entre el 3% en electricidad y el 10,6%

en gas natural. Sin em bargo, en t érmino s absolu-

tos, considerando la contribución a la demanda, el

imp acto mayor viene de la m ano de los productos

petro líferos y del gas natural, que conjuntam ente

represent an el 94% de la dism inución de la deman-

da final. Los secto res industria y transport e están

detrás de esta evolución, dado el prot agonismo de

estas fuent es en dichos secto res, así como la sen-

sibilidad de lo s mismo s frente a la actual crisis.

0

15.000

30.000

45.000

60.000

75.000

90.000

105.000

1 9 9 0

1 9 9 1

1 9 9 3

1 9 9 2

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 7

1 9 9 9

1 9 9 6

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 3

2 0 0 5

2 0 0 7

2 0 0 9

2 0 1 1

2 0 0 2

2 0 0 4

2 0 0 6

2 0 0 8

2 0 1 0

K t e p

Carbón1,7%Petróleo48,6%

Gas Nat ural14,1%

Electricidad24,0%

4,7% Biom asa 1,84%

Biocarburantes

0,2%

Renovables: 6,8%

Elect ricidad Energías Renovables Gas Natural CarbónProductos Petrolíferos

GRÁFICO 8.6. EVOLUCIÓN D EL CONSU MO D E ENERGÍA FINA L POR FUENTES


La consideración conjunt a de lo anterior unida a la

evolución reciente de la productividad d e la eco-

nom ía conduce a un descenso d e l 5 ,4% en la

in tens idad de la energ ía f ina l , por enc ima de ldecrem ento d el 1,3% observado en la intensidad

prim aria. Esta m ayor aceleración en la disminu-

c ión de la in t ens idad f ina l , pon e de re l ieve e l

m ayor imp acto que sobre la demanda de energía

f inal parecen t ener los cam bios estru cturales,

acentuad os por la situación d e crisis. Un análisis

comp arativo de este indicador r especto a lo s paí-

ses de nuestro ento rno, Gráfico8.7, evidencia, deigual mo do que en el indicador de energía prim a-

ria, una convergencia a partir del año 2004, en que

se invierte la t endencia al alza observada desde

inicios de los 90.





184

0,0700,0800,0900,1000,1100,1200,1300,1400,1500,1600,170

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 20042005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

kep/€00

2009/04 España: +2,74 % año ∆

2009/04 España: +2,27 % año ∆


GRÁFICO 8.7. EVOLUCIÓN DE LA IN TENSIDA D DE ENERGÍA FINAL EN ESPAÑA Y LA UE

FUENTE: EnR/IDAE.

L a e v o lu c i ó n d e s d e e n t o n c e s h a st a e l a ñ o

2009, mu estra un parale l ism o ent re los indica-

do res naciona l y comun i t a r io , a un r i tm o de

m ejora anual superior en el caso del indicado r

nacional.

El ajuste de este indicador a paridad d e poder d e

com pra, Gráfico 8.8, refleja conclusiones simila-

res, m ejorando la posición nacional respecto a la

m edia europea, debido a la corrección aplicada

sobre el dif erencial de precio s ent re países.

0,085

0,105

0,125

0,145

0,165

0,185

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

kep/€00


GRÁFICO 8.8. INTEN SIDAD FINA L A PARIDAD DE PODER DE COMPRA

UE27 = Rerencia.

FUENTE: EnR/IDAE.

Un análisis complement ario de la evolución com pa-

rada de la int ensidad de energía final real y la corres-

pondient e a estruct ura constant e del 2000, Gráfico

8.9, permit e distinguir la incidencia de distint os fac-

to res, tales como los cambios estructurales, com en-

tados con anterioridad. De acuerdo a la inform ación

disponible, se puede apreciar la mayo r relevancia de

los factores tant o de component e tecnológico

com o de los vinculados a políticas de eficiencia a

partir d el año 2004, en que la int ensidad invierte la

tendencia ascendente mant enida hasta ent onces.

De igual m odo, el balance del periodo 2008-2010,

confirm a el imp acto de la crisis económ ica sobre el

curso de la int ensidad, cobrando m ayor prot agonis-

mo el efecto estructural, estrechamente ligado a la

contracción de la actividad económica nacional.





185

0,113

0,116

0,119

0,122

0,125

0,128

0,131

0,134

0,137

kep/€00

Intensidad Final a Estructura ConstanteIntensidad Final

EfectoEstructural

1 9 9 0

1 9 9 2

1 9 9 4

1 9 9 6

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 2

2 0 0 4

2 2 0 8

2 0 1 0

V a r i a c i ó n m

e d i a a n u a l ( % / a ñ o )

-0,58% -0,70%

-1,36%

-0,61%

-1,64%

-1,17%

-2,75%

-2,45%

-2,15%

-1,85%

-1,55%

-1,25%

-0,95%

-0,65%

-0,35%

-0,05%2010/00 2010/04 2010/08

Efectos Tecnológicos y de Eficiencia Efecto Estructural

(*) Mejora Global

2010/00: 1,19 % (*) ∆

2010/04: 2,34 % (*) ∆

2010/08: 2,53 % (*) ∆

GRÁFICO 8.9. EVOLU CIÓN DE LA INT ENSIDA D DE ENERGÍA FINA L A ESTRUCTURA CONSTAN TE

FUENTE: EnR/IDAE.

La evolución más reciente en t érmin os relativos de

las intensidades de energía final a nivel secto rial y

global, permite observar tendencias diferenciadassegún los sectores y tramos temporales, Gráfico 8.10.

Así, los sectores residencial y terciario muestran un

mayor crecimiento relat ivo hasta llegar al año 2004,

mient ras que los sectores transport e e industria m an-

tienen un nivel más bajo de crecimiento , en línea con

la tendencia observada en el indicador de intensidad

global. Esta circunstancia unida al mayor prot agonis-

m o de estos dos secto res en la estruct ura de lademanda, muestra la mayor sensibilidad de la inten-

sidad glob al a la evolución de los mismos. A partir del

año 2004, la t endencia generalizada es la mejora

cont inuada de t odo s los indicadores, salvo el de la

industria, donde el comport amient o es más errático.

2004 2006 2008 2009 2010

a s e 2 0 0 0 = 1 0 0

83%

88%

93%

98%

103%

108%

113%

118%

Intensidad Global Industria TransporteServicios Residencial

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

Intensidad Global Industria Tr ansp or te Ser vicios Resid encial

110 %

100%

90%80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0% V a r i a c i ó n A n u a l ( % ) ( B a s e 2 0 0 4 =

1 0 0 )

GRÁFICO 8.10. EVOLU CIÓN DE LA S INTEN SIDAD ES DE ENERGÍA FINA L EN ESPAÑ A: GLOBAL Y SECTORIALES

FUENTE: EnR/IDAE.Not a: Intensidades con corrección: clim ática en lo s sectores Servicios y Residencial





186

Análisis Sectorial de la Eficiencia Energética

Atend iendo a la ú lt im a inform ación disponible

sobre la sector ización de la demand a de energía

final, Gráfico 8.11, se observa una cont inuidad en la

estruct ura sectorial de la misma, mant eniendo el

sector t ransport e el primer puesto con un consumo

próxim o al 40% del t otal. A m ás distancia le sigue

la industria, con cerca del 30% de to da la dem anda,

si bien este sector viene m ostrando una pérdid a

progresiva de peso en la dem anda global frent e al

conjunto de sectores agrupados bajo la etiqueta

«Usos Diversos», cuya dem anda agreg ada supera

a la de la industria desde el año 2006.

39,8%

17,8%10,0%

3,1%

29,3%

20101.990 1.992 1.994 1.996 1.998 2.000 2.002 2.004 2.006 2.008 2.010

Transporte Industria Servicios AgriculturaResidencial

105.000

90.000

75.000

60.000

45.000

30.000

15.000

0

GRÁFICO 8.11. EVOLUCIÓN D E LA DEMA ND A SECTORIAL D E ENERGÍA FINA L

Not a: Usos no Energét icos Excluidos.FUENTE: EnR/IDAE.

Esta p articularidad se ve reforzada po r la situaciónque atr aviesa la econom ía española, que afect a

muy directament e al sector industria, y que pro-

voca una merm a en la aportación del sector indus-

tr ial a la riqueza económ ica nacional; agudizándo-

se así e l e fecto de t e rc ia r izac ión en nuest ra

econom ía, visible d esde la d écada de los 70, y enpro gresión, según se muestra en el Gráfico 8.12.

La concurrencia de este fenóm eno unida a la evo-

lución secto rial del consumo energét ico, sin dud a

alguna, repercute en la inten sidad energética de la

economía, tal y com o se expone a continuación.

IndustriaManuf.16,71%

Agricultura

3,69%

Servicios57,62%

Construcción10,28%

RamasEnergéticas

2,56%

Servicios58,70%


Agricultura

3,21%

Construcción10,25%

RamasEnergéticas

2,18% Agricultura

2,91% Construcción9,05%

RamasEnergéticas

2,17%

Servicios64,08%

1990 2004 2010


GRÁFICO 8.12. EVOLU CIÓN DE ESTRUCTURA SECTORIAL D EL PRODUCTO IN TERIOR BRUTO

FUENTE: IDAE/INE.Not as: Cálculos sobre PIB sin im puestos.

Dentro de contrucción se incluye la actividad de p romoción inm obiliaria de acuerdo al cambio met odológico incorporado en el Sistem a Europeode Cuentas, acorde al Reglamento 715/2010 de la Com isión, de 10 de agosto de 20 10, que mod ifica el Reglament o (CE) 2223/96 del Consejo por lo que se

refiere a las adapt aciones de las cuentas nacionales.





187

Sector Industria

A pesar de la tendencia al retro ceso de la industr ia

en cuanto a estr uctura secto rial de la demanda y

de la aport ación al PIB, la compo sición sectorial de

este sector en España det erm ina cierta resisten cia

a la m ejora de la intensidad asociada, tal y com o

se desprende de la distint a participación d e las

ramas de la industria española en el consumo y

contribución al Valor Añadido Bruto del conjunto

del secto r.

Así, la industria española se caracteriza po r int e-

grar ram as int ensivas desde el punto d e vista

energético, como la Met alurgia, los Min erales No

Metáli cos, la Quím ica, y la Pasta y Papel, con una

escasa contrib ución a la product ividad del secto r

en su conjunt o. Es decir, no existe una correspon-

dencia ent re el peso que estas ramas present an entérm inos económ icos y energéticos, Gráfico 8.13.

Esta falta de correspondencia alcanza su máxim a

expresión en las ramas de la M eta lurg ia y los

M inerales No M etálicos, cuya participación en la

dem anda energética global del sector del orden

de siete veces superior a su cont r ibución en el

Valor Añadido Bruto del sector industrial. Esta cir-

cunstancia, como se explicará más adelant e, justi-

fica en buena parte la mayor int ensidad energéti-

ca de la industria española frent e a ot ros países

con diferente m odelo industrial productivo.

Cabe d estacar la estrecha r elación de estas dos

ramas con lo s sec to res de la cons t rucc ión y

autom oción, t rad ic iona lmente de gran imp or-

tancia en la econom ía nacional y en su comp eti-

t ividad , ahora seriament e afectados por la crisis

desatada a par t i r de l año 2008, lo que no de ja

indif erent e a las ram as m encionadas, así com o

a otras cuyas act iv idades mant engan relacióncon d ichos sector es.

GRÁFICO 8.13. CARACTERIZACIÓN ENERGÉTICOǧECONÓ MI CA DEL SECTOR IN DUSTRIA POR RAMA S EN 2010

Not a: Usos no energét icos, excluidos.FUENTE: MINETUR/INE/IDAE.

Minería noEnergética

1,0%

Resto Industria15,5%

Alimentación,Bebidas y Tabaco

9,6%

Textil2,4%

Pasta y Papel5,0%

Química5,5%

Construcción38,4%Minerales no

Metálicos2,9%

Prod.Metálicos yBienes de Equipo

17,4%

Metalurgia2,4%

Minería noEnergética

Resto Industria13,6%

Alimentación,Bebidas y Tabaco

10,4%Textil2,5%

Pasta y Papel9,5%

Química14,7%

Construcción2,9%Minerales no

Metálicos

Prod.Metálicos yBienes de Equipo

8,3%

Metalurgia18,6%

% Consumos % VAB





188

De acuerdo a la inform ación m ás reciente disponi-

ble a nivel sectorizado, la dem anda energética de

la industria en el año 2010 registra un increment o

del 3,6%, ascendiendo a 26.523 ktep, que p arece

apuntar a una cierta reactivación de la actividad

d e e st e s e ct o r d u ra n t e d i c h o a ñ o , c o m o l o

demuestra la evolución del Valor Añadido Bruto,

que m uestra en dicho año una desaceleración en

la caída registrad a desde el 2008, según p one de

m anifiesto el Gráfico 8.14.

85

100

115

130

145

1 0

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

B a s e 1 9 9 0

= 1 0 0

VAB Consumo Energético Intensidad Final Tendencia Intensidad Industria

GRÁFICO 8.14. PRINCIPALES IND ICADORES DEL SECTOR IN DUSTRIA

FUENTE: INE/MINETUR/IDAE.

El crecimient o ob servado en la dem anda obede-

ce principalmente al increment o del 6,6% de la

dem anda asociada al gas natu ral, cuya cont ribu-

ción a la demand a energét ica global de este sec-

to r es del 41,4%. Otro s prod uctos energét icos

que contrib uyen al aument o de la demanda to tal

en 2010 son las energ ías renovab les y el carbó n,

que registran increm ento s respectivos del 5,8 y

23,8%. En el caso de lo s product os petro líferos lad e ma n d a e n e rg é t i c a e x p e r ime n t a u n a c o n -

tr acción del 2,1%.

El aum ento de la dem anda unido a la caída obser-

vada en el VAB conduce a un aumento d e la inten-

sidad energética del 7,1%, mant eniendo un com -

port amient o errá t ico de años anter io res, con

cierta ten dencia a la estab ilización. Como y a antes

se ha anticipado, este secto r presenta inercia a la

m ejora de la intensidad que guarda relación con

su estr uctura sectorial, y en especial con algun as

ramas cuya mayor int ensidad energética determ i-na el curso de evolución d e la intensidad del con-

ju nt o de la ind ust ria, Gráf ico 8.15.





189

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

B a s e 2 0 0 0 = 1 0 0

Pasta, Papel e Impresión Química Minerales No Metálicos Metalurgia Total Industria

GRÁFICO 8.15. EVOLUCIÓN COMPARATIVA D E LA IN TENSIDA D ENERGÉTICA DEL SECTOR IND USTRIAY DE LAS RAM AS INDUSTRIALES MÁS INTENSIVAS


La evolución reciente viene condicionada por la

crisis, ocasionando un a paralización en el rit m o

de activid ad de las em presas indust riales, lo que

distor siona la operativid ad de las instalaciones y

equipamiento asociado, así como un em peora-

mient o de su rendim iento y eficiencia. Esto m is-

m o se concluye del análisis relativo a la evolucióndel consumo unit ario asociado a la producción de

estas ram as, que h asta ant es de la crisis venían

mo strando una m ejora a consecuencia de diver-

sas mejoras como las imp lement adas en proce-

sos ligados a la indu stria cement era y siderúrgica,

ta les com o la produ cción vía seca o m ediant e

arco eléctrico en uno y ot ro caso. A partir d el año

2008, con la llegad a de la crisis, se observa un

repunt e que persiste en la actualidad en relaciónal cem ento, incluido en la ram a de Minerales no

Met álicos. Esto obedece principalm ente al hecho

der ivado de la menor act iv idad que determ ina

que el equipam iento im plicado ya sea calderas,

hornos o m otores funcione por debajo de su ple-

na capacidad, con el result ado de una m enor efi-

c iencia, así como a la existencia de dem andas

energét icas f i jas e independient es del n ivel de

actividad com o las vinculadas a la ilum inación,calefacción y acondicionam iento de las instala-

ciones, etc.

Así, en period os de recesión com o el actual, se

observa que la dem anda energét ica no sigue la

m isma p auta que la actividad, distorsionándose la

evolución del consum o unit ario, tal como se apre-

cia en el Gráfico 8.16, en el periodo 2009 y 2010,

tant o en España com o en lo s países de nuestroentorno geográfico.





190

55

70

85

100

115

130

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

B a s e : 1 9 9 0 = 1 0 0

Papel_España Papel_UE27 Cemento_España Cemento_UE27 Acero_España Acero_UE27

GRÁFICO 8.16. EVOLUCIÓN DEL CONSUM O UNITARIO ȍTEP/TȎ DE LAS RAMAS INDU STRIALESMÁS IN TENSIVAS EN ESPAÑ A Y UE

FUENTE: EnR/IDAE.

Atend iendo a la comparac ión a n ive l de la UE

de la in tensidad industri al, Gráfico 8.17, se pue-

de obse rva r pa ra e l ind icado r nac iona l unos

va lores super io res a la m edia europ ea, cuya

e st ru c t u ra t i e n d e a l a i n t e g ra c i ó n d e ra m a s

m enos int ensivas com o las ligadas a los bienes

de equipo . Ello explica una tenden cia a la m ejo-

ra de la intensidad global de la industr ia comu-

nit aria, favorecida por cam bios estru cturales de

la indust r ia m anufacturera , c i rcunstanc ia que

encuen t ra m ayo r res istenc ia en la indus t r ia

nacional.

0,065

0,085

0,105

0,125

0,145

0,165

0,185

0,205

0,225

0,245

0,265

0,285

1 9 9 0

1 9 9 1

1 9 9 2

1 9 9 3

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

kep/€00

UE-27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Bélgica Suecia

GRÁFICO 8.17. IN TENSIDA D ENERGÉTICA D EL SECTOR IND USTRIA EN ESPAÑ A Y UE






192

Un aná l isis com para t ivo de la evo luc ión de la

intensidad asociada al t ransport e, pone d e relieve

la mayor int ensidad del transport e nacional, tal y

como pued e apreciarse en el Gráfico 8.19. No obs-

tant e, se constata una t endencia a la baja a partir

del 2004, lo que conduce a una mayor convergen-

cia entre los indicadores nacional y europeo . Por

ot ra part e, esta circunstancia se ve reforzada po r

la actual coyunt ura de cris is, que al repercut ir

sobre el nivel general de actividad económ ica, no

deja indiferent e a este sector, registrando en con-

secuencia una meno r m ovilidad asociada al tráf ico

de m ercancías y de pasajeros. Ello exp lica la dis-

m inución del 4,5% en la intensidad energét ica

observada en 2010.

0,025

0,030

0,035

0,040

0,045

0,050

0,055

0,060

0,065

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

kep/€00

UE-27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Portugal Grecia

GRÁFICO 8.19. IN TENSIDA D EN ERGÉTICA DEL SECTOR TRANSPORTE EN ESPAÑA Y UE


Usos Diversos: Sector Residencial y Sector Terciario

Los sectores identif icados dent ro de«Usos Diver-

sos», como ya se ha mencionado con anteriori-

dad, han ido cobrando m ayor import ancia a efec-to s de su participación en la dem anda de energía

final, superando desde el año 2006 a la del secto r

industr ia l . Gráf ico 8.10, Se puede com prob ar,

Gráf ico 8.10, e l m ayor crecimient o en t érminos

relativo s durant e la últ im a década de las int ensi-

dades asociadas a este sector , si bien, de m anera

análoga al resto de sectores, las m ismas mues-

tran un a inversión en la tend encia a partir d el año

2004. Cerca del 90% de la demand a tot al del sec-

to r es absorb ida po r los secto res servicios y resi-

dencial.

Esto s últim o sectores, al igual que lo s anteriores,

m anifiestan sensibilidad a la actual situación eco-

nóm ica, de especial imp acto en 2009, año en elque la dem anda energética se redujo en un 4,8%,

m ostrando un a leve recuperación en 2010, con un

increm ent o del 0,7% asociado a las dem andas del

sect or residencial, así com o a una cierta react iva-

ción de la actividad económ ica del sector servi-

cios, especialm ent e impu lsado por el turism o. El

increment o observado en la dem anda se debe

principalment e al gas natural, cuyo consum o ha

aument ado en un 11,7%.





193

Sector Residencial :

Teniendo en cuenta la últim a inform ación disponi-

ble sobre la secto rización de consumo s correspon-

dient e al año 2010, se observa un increment o del

1,9% en la dem anda de este secto r, ascendiendo a

16.103 ktep , lo que eq uivale al 57,7% del con sumo

del Sector Usos Diversos y al 17,8% del consumo

energético nacional.

At endiend o a la naturaleza de las fuent es ener-

gét icas con las que se satisfacen las dem andas

de l secto r res idenc ial se ob t iene u n repa r t o

entre fuent es de origen fósi l y de origen eléctr i-

co en una relación 65%/35%, lo que da idea de

la imp ort ancia que tiene en este sector los usos

de t ipo térm ico. Más concretam ente, de acuer-

d o a l e s t u d io SECH-SPAHOUSEC r e l a t i v o a l

«Análisis del consumo energético del sect or resi-

dencial en España», prom ovido po r EUROSTAT

y rea l izado po r e l IDAE, se desprende qu e e l

grueso del consum o en 2010 se concentra en la

cobert ura de la dem anda de calefacción, Gráfi-

co 8.20. En un siguiente orden de m agnitud, e l

equipamient o electrodom ést ico absorbe cerca

de la cuarta parte del consumo tot al, destacan-

do los f r igor í f icos ent re e l equ ipamient o más

consumidor.

ACS18,9%

Calefacción

47,0%

Cocina7,4%

Aire Acondicionado0,8%

Iluminación4,1%

Electrodomésticos21,7%

Otro Equipamiento3,5% Frigoríficos30,6% Congeladores6,1%

Lavador11,8%

Lavavajillas6,1%Secadoras

3,3%

Horno8,3%

TV12,2%

Ordenadores7,4%

Stand-by10,7%

GRÁFICO 8.21. CONSUM O ENERGÉTICO UNI TARIO SEGÚN TI PO DE VIVIEN DA


Asimismo, el estud io perm ite concluir la relevan-

cia de los sistem as de«Standby» asociados a cier-

tos equipamientos electrodomésticos, cuyo con-

sumo alcanza el 2,32% del consum o t ot al, valor

superior al del aire acondicionado, ligeram ente

inferior al 1%. No o bstante el bajo consumo d el

aire acondicionado, a l t ratarse de un consumo

estacional, se encuentra concent rado en un b reve

periodo de t iempo , que puede ocasionar punt as

de dem anda, con dificultades en la gestió n de las

mismas.

El estu dio SECH-SPAHO USEC ha realizado un

análisis diferenciado p or t ipos de vivienda llegan-





194

do a la conclusión de que las viviendas en bloq ue

son r esponsables del 53% del consum o t otal del

sector residencial dado el m ayor tam año del par-

que de este tip o de viviendas. Sin em bargo, aten-

diendo al consumo po r t ip o de vivienda, Gráfico

8.21, son las viviendas unif am iliares las que m ás

consumen, dada su mayor superficie, su m ayor

grado d e ocupación y la preferencia por sistem as

basados en fuent es de origen f ósil. Así, conside-

rando el consum o m edio por ho gar, desagregado

por tip os de usos se aprecia que los consumos de

las viviendas unifam il iares superan lo s de las

viviendas en bloque, sobre tod o en lo relat ivo a la

calefacción. En conjunt o, el consum o t ot al de una

vivienda unifam iliar duplica al de la vivienda en

bloq ue, siendo el consumo d e calefacción cuatro

veces superio r.

Aire AcondicionadoIluminaciónCalefacción Electrodomésticos ACS Cocina

1,301,201,101,00

0,80

0,60

0,90

0,70

0,500,400,300,200,100,00

Vivienda en Bloque Vivienda Unifamiliar

0,01

0,01 0,04

0,09

0,14

0,20

0,010,05

0,170,18

0,84

0,84

C o n s u m o

u n i t a r i o ( t e p / v i v )

GRÁFICO 8.21. CONSUM O ENERGÉTICO UNI TARIO SEGÚN TI PO DE VIVIEN DA


Atendiendo al indicador de la intensidad de energía,

en 2010, se ha registrado un aument o de un 1,1%,

rom piendo la t endencia a la baja de años anterio res.Com o b alance general, se observa que el ind icador

mencionado ha mostrado en la década de los 90 una

tendencia al alza, ocasionada por varios facto res de

carácter sociodem ográfico y económ ico, com o la

situación de bo naza económ ica que facilitó un a

mayor dem anda de confort, un cambio hacia hábi-

to s y estilo s de vida más consumistas, el equipa-

m iento p rogresivo de las viviendas, el aument o del

núm ero de hogares, estrechament e vinculado a la

inm igración, el increment o de la superficie media de

las viviendas, etc. Esta tend encia se t runca a part ir

del año 2004, registrand o desde entonces una mejo-ra contin ua que se mant iene hasta el año 2009, en

que los efect os inducido s por la crisis se hacen m ás

evidentes no solo en este sector sino t ambién en los

restantes com o ya se ha visto . En consecuencia, el

efect o de la crisis en 2009 d a lugar a un descenso

más acusado de la int ensidad en este sector, deb ido

a una mo deración en la demanda, a lo que se suman

los beneficios derivados de la penetración reciente y

progresiva del equipamiento electrodom éstico y de





195

ilum inación de m ayor eficiencia en los hogares, así

como ot ros efectos incipient es vinculados a los

requerimientos legislativos m ás exigentes en m ate-

ria de eficiencia en el sector de la edif icación. A ello

se suma la climat ología m ás benévola registrada

durant e el año 2009, lo que ref uerza la caída de la

demanda energét ica al disminuir las necesidades de

calefacción. En el año 2010, se observa un repunt e

de la intensidad, a lo que contrib uye el empeora-

mient o de las tem peraturas en dicho año.

El análisis de la evolución del indicador de int ensidad

desagregado en laintensidad t érmica y eléctrica , Grá-

fico 8.22, permit e observar un crecimiento superior

del indicador de int ensidad eléctrica, lo que, por una

parte, se relaciona con la adquisición y penetración

del equipamient o electro dom éstico de los hogares

desde inicios de la década de los 90, y por ot ra, con

la disposición d e buena parte d e los hogares españo-

les de equipos eléctr icos y portátiles para satisfacer

la demand a ligada a la climat ización. Sin embargo,

con posterio ridad al 2004 se aprecia un camb io de

tend encia en ambos indicadores, iniciando un perio-

do d e descenso, m ás estabilizado en el caso de la

intensidad eléctrica, manteniendo este últim o indi-

cador esta tendencia en 2010. Esto podría obedecer

a la renovación y saturación del equipam iento elec-

tr odo méstico en los hogares españoles en los últ i-

m os años. La intensidad t érmica, en cambio, se

increment a en 2010, debido a las mayores deman-

das de calefacción, entre ot ras, pot enciadas por el

empeoramiento clim atológico observado en 2010.

80

90

100

110

120

130

140

150

160

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

B a s e 1 9 9 0 = 1 0 0

Intensidad Total (tep/hogar) Int ensidad Té rmica (tep/hogar) Inte ns id ad Eléctr ica (kWh/hogar)

Nº Hogares Grados-Día

GRÁFICO 8.22. PRINCIPALES IN DICADORES DEL SECTOR RESIDENCIAL


La corrección d el indicador según el clima t iene

por ob jeto ajustar el imp acto de las variaciones

entre in viernos. En un anál isis com parat ivo d e

este nuevo in dicado r en los países de la UE, Gráfi-

co 8.23, destaca España, junt o a Port ugal, po r sus

bajos niveles de int ensidad. Esto ob edece a la

mejor clim atolo gía de los países del sur de Europa,

que conlleva m enores necesidades de calefacción,

que en el caso de España alcanza del orden del

47% de t oda la dem anda del secto r residencial, es

decir veinte punto s porcentuales por debajo de la

m edia europea. Teniendo en cuenta que este tipo

de uso es el más impor tant e a efectos energéti-

cos, se ent iende com o su meno r peso conduce a

una m enor int ensidad, a lrededor d e un 35-40%

inferior a la med ia europea.





196

UE-27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Irlanda Grecia Portugal

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,40

2,60

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tep/hogar

GRÁFICO 8.23. IN TENSIDA D EN ERGÉTICA DEL SECTOR RESIDENCIAL CON CORRECCIÓN CLIMÁTICA ESPAÑ A Y UE

FUENTE: INE/IDAE/EnR.

Sector Servicios:

Según los datos m ás recientes disponibles sobre

el consumo secto rizado, se observa que en el año

2010, el sector servicios se ha m anten ido p ráctica-ment e estable en lo que se refiere a su demanda

energét ica, con un l igero decrement o, apenas

perceptible. Esto unido al aument o del 1,7% en el

Valor Añadido Brut o del sector ha supuesto una

m ejora de la int ensidad del 1,7%.En general, la

tend encia de este indicador en la últ ima d écada

ha sido al alza hasta el año 2005 en que la evolu-

ción de la productividad económ ica del sector porencima de su demand a energética, supon e una

rupt ura, marcando el inicio de una mejora en su

intensidad energética.

B a s e 1 9 9

0 = 1 0 0

85

100

115

130

145

160175

190

205

220

235

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

VAB Consumo Energético Intensidad Final

GRÁFICO 8.24. PRINCIPALES IN DICADORES D EL SECTOR SERVICIOS


Más rec ien tem ente , la evo luc ión m ost rada se

correspond e con la coyun tu ra de la actu al crisis,

que introduce una perturbación en el r i tm o nor-

m al de la actividad del sector y d e su demanda, tal





197

com o se aprecia en el Gráf ico 8.24. Así, en el

periodo 2009-2010, se observa primerament e una

caída bru sca en el consum o energ ético, a conse-

cuencia del estancamient o de la actividad econó-

m ica, que se manifiesta igualment e en el descen-

so del Valor Añadido Brut o.

En términ os com parativos, el indicador nacional,

evoluciona por debajo de la media europea, Gráfi-

co 8.25, mostrando un progresivo acercamiento al

indicador europ eo hasta el año 2005, año a partir

del cual muestra una t endencia a la baja reforzada

desde el inicio d e la crisis.

0,010

0,015

0,020

0,025

0,030

0,035

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

ep/€00

UE-27 Francia Alemania Italia España Reino Unido Bélgica Irlanda

GRÁFICO 8.25. INTEN SIDAD ENERGÉTICA DEL SECTOR SERVICIOS EN ESPAÑ A Y UE

FUENTE: EnR/IDAE.

La im port ancia del consum o eléctrico en este sec-

tor por encim a de la media europea, Gráfico 8.26,

lleva a un análisis diferent e al anterior , en el que el

indicador respectivo evoluciona a un ritm o supe-

rior a l del indicador hom ólogo com unitario. La

razón de este elevado consumo se encuentr a liga-

da a los secto res of icinas y com ercio, que conjun -tam ente representan el 85% del consum o eléctri-

co de l sec to r se rv ic ios , o r ig inándose es tas

demandas en el uso de equipamient o ofim ático,

iluminación, y climatización, d estacando con rela-

ción a lo últ imo la presencia creciente de las bom-

bas de calor.

Por otra p arte, la creciente incorporación de equi-

pam iento ligado a tecnologías de inform ación y

com unicación (TIC) en el secto r servicios, a nivelnacional y com unitarito, contribuirá a reforzar el

peso del consum o eléctrico.





198

31,9%

52,0%

38,8%43,8%

68,4%64,9%

69,7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

2000

EU-27 España

1990 2009 2010

GRÁFICO 8.26. REPRESENTATIVID AD DEL CONSUM O ELÉCTRICO DEL SECTOR SERVICIOS EN ESPAÑ A Y UE

FUENTE: EnR/IDAE.

Considerando lo ant erior, se llega al análisis com -

parat ivo del indicador de int ensidad eléctr ica,

Gráfico 8.27, con un a t endencia ascendente, en

prog res iva d ivergencia respecto a l ind icador

hom ólogo de la UE, hasta el año 2005, mom ento

en que se registr a indicios de cambio hacia una

m ejora, produciéndose con ello un acercamient o

a la intensidad eléctrica media d e la UE.

40

60

80

100

120

140

160

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

UE-27 Francia Alemania ItaliaEspaña Reino Unido Bélgica Irlanda

kwh/k€00

GRÁFICO 8.27. INTEN SIDAD ELÉCTRICA DEL SECTOR SERVICIOS EN ESPAÑ A Y UE

FUENTE: EnR/IDAE.

8.2. COGENERACIÓN

De acuerdo con la últ im a inform ación disponible

de la Estadística sobre Vent as de Energía del Régi-

men Especial de la Comisión N acional de la Ener-

gía (CNE), en 2011 las instalacio nes de cog enera-

ción en f uncionamiento, excluyendo de éstas las

asociadas al trat am ient o de residuos (Grupo «d»

del RD 436/2004), alcanzaban una pot encia tot al

de 6.180 MW, lo que supone un increm ento de 130





199

MW respecto al dato correspondiente al año ante-

rior. Asimism o, según la m isma estad ísti ca, la pro-

ducción eléctrica vertida a red en 2011 registró un

aument o d el 5,5%, ascendiendo a 25.003 GWh.

La posibilidad, permit ida desde la aplicación de la

Orden ITC/1857/2008, de vert er a la red la to tali-

dad de la energía eléctrica generada, junt o a una

coyunt ura favorable d e los precios del gas y de la

electricidad, especialm ente d e la últ ima, parece

haber contr ibuid o al aum ento ob servado en la

producción eléctrica vertida a la r ed, ver Gráfico

8.28, lo que a su vez tiene su reflejo en una m ayor

cobertura a la dem anda de generación eléctrica

nacional, qu e en 2011 alcanzó el 9,3%.

Energía Vendida Precio Medio de Venta de la Electricidad Precio Gas natural Usos Industriales

80

120

160

200

240

280

320

360

400

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Í n d i c e B a s e 1 9 9 5 = 1 0 0

GRÁFICO 8.28. EN ERGÍA VERTIDA A RED Y PRECIOS DEL GAS Y ELECTRICIDAD VEN DID A

FUENTE: CNE/AIE/IDAE.

Un análisis m ás det allado, lo of rece laEstadística

2010 de Cent rales de Cogeneración realizada por el

M inisterio de Industri a, Energía y Turism o en co-

laboración con el IDAE, que perm ite un análisis

más exhaustivo de la situación de la cogeneración.

De acuerdo con dicha estad ística, las instalacionesregistrad as en 2010 presentan un a poten cia inst a-

lada tot al equivalente a 6.125 MW1, ver Gráfico

1 La infor mación p ublicada incluye la cogeneración asociada a

las insta laciones de tratam iento y reducción de residuos

(Grupo «d» del RD 436/2004) y a las basadas en bio m asa y

biogás como comb ustible pr incipal (Grupo «a.1.3» del RD

661/2007), lo que explica ciertas dif erencias respecto al valor

publicado por la CNE, donde no se considera este t ipo de

instalaciones.

8.29. Una valoración de las altas y bajas registra-

das durant e el año 2010 en las instalaciones de

cogeneración conduce a un saldo net o negat ivo

de 139,5 MW , causado pr incipalment e por el sec-

to r industrial, responsable de la práctica tot alidad

de las bajas producidas en dicho año. N o obstan-te, cabe destacar que este sector experim ent a al

mismo t iempo el m ayor incremento de pot encia a

efectos del t ot al de las altas registradas, cont ribu-

yendo a ello el m ayor tam año unitario de las insta-

laciones de cogeneración emplazadas en este sec-

to r. Por otr a parte, un análisis similar respecto al

secto r servicios, perm ite ob servar una evolución

más mo derada, a efectos de potencia, tanto en

térm inos de altas como de bajas, siendo m ás favo-





200

rable el balance net o del sector. Esta circunstancia

ha permit ido com pensar parcialmente la t enden-

cia negativa mo strada por el sector de la industri a,

m ás afectado po r la coyunt ura de la crisis vigente.

-200

-100

0

100

200300

400

500

600

700

1977 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

P o t e n c i a A c u

m u l a d a T o t a l ( M W )

P

o t e n c i a A n u a l ( M W )

-1.800-1.400-1.000-600-2002006001.0001.4001.8002.2002.600

3.0003.4003.8004.2004.6005.0005.4005.8006.200

Industria Servicios TOTAL

GRÁFICO 8.29. EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALA DA ȍMWȎ EN COGENERACIÓN EN ESPAÑA TOTAL Y POR SECTORES

Not a: Los datos correspondient es a los años 1999 y 2001 son estim aciones al no haberse elaborado la estadística anual dichos años.FUENTE: IDAE/MINETUR.

En térm inos absolut os, la nueva pot encia instalada

en 2010 represent a un to tal de 134,7 MW, concen-tránd ose, en su m ayoría (84,8%) en el sector ind us-

tr ial con 7 nuevas instalacion es. Est e secto r, tal y

como se ha com entado con ant erioridad, ha sido

quien mayor n úm ero de bajas ha presentado en

2010, lo cual tiene su reflejo en la disminución de

20 instalaciones, de pot encia asociada to tal 26 1,51

M W, equivalente al 95,4% de la dism inución acu-m ulada de potencia causada por la tot alidad de las

bajas observadas. Esta situación corre paralela a la

evolución mostrada por la industria manufacture-

ra, Gráfico 8.30, donde la cog eneración se encuen-

tr a present e en una amplia diversidad de ramas.

B a s e 1 9 9 0 = 1 0 0

80

90

100

110

120

130

140150

-150

-50

50

150

250

350

450

550

650750

1 9 9 0

1 9 9 1

1 9 9 2

1 9 9 3

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

VAB_ Industria Manufacturera Índice de Producción_ Industria Manufacturera Nueva Potencia Cogeneración_Industria

GRÁFICO 8.30. EVOLU CIÓN DE LA POTENCIA ANU AL IN STALAD A EN COGENERACIÓN EN ESPAÑ AVERSUS ACTIVIDAD DE LA IN DUSTRIA MA NUFACTURERA

FUENTE: INE/IDAE/MINETUR.





201

Así, el retro ceso de la activid ad cogenerado ra en

el sector industrial, expresada como balance neto

de po ten cia asociada a las alt as y bajas de instala-

ciones ligadas a la industria m anufactu rera, mues-

tra una t endencia similar a la de la prop ia industria

manuf acturera, cuya producción ha experiment a-

do una not ab le caída durante los dos ú l t im os

años, ta l y como se evidencia de la t rayectoria

seguida de d os de los parámet ros de act iv idad

m ás relevantes de este sector: el Índice d e Pro-

ducción Industrial (IPI) y el Valor Añadido Bruto.

Esta situ ación cont rasta con la d el secto r servicios,

cuyo balance presenta un a trayectoria m ás mode-

rada y favorable, que conduce a un increm ent o

neto de pot encia de 7,87 MW ligado a 11 nuevas

instalaciones, sin llegar a prod ucirse ning una baja

en cuanto a núm ero de instalaciones.

En conjunt o, la disminución glo bal del 2,23% en

la pot encia, más acusada que la registrada en el

núm ero de instalaciones del 0,29%, ha supuesto

una ligera reducción del tam año medio d e todas

las instalaciones en operación, desde 9,0 MW en

2009 a 8,8 M W en 2010, ver Gráfico 8.31. M ás en

concreto, se puede decir que este t amaño m edio

es representativo de buena part e de las instala-

ciones operativas a nivel nacional, que contand o

con pot encias m edidas com prend idas en los ran-

gos de 5 a10 M W y d e 10 a 25 M W, do nde se con-

centra el grueso de potencia y núm ero de insta-

l a c i o n e s. A p e s a r d e l m e n o r p e so s o b re l a

pot encia tot al instalada, son d estacables las ins-

talaciones de pequeña escala, ent endiend o por

éstas las de pot encia inferior a 1 M W, cuya pre-

sencia es cada vez m ás visib le en el m ercado

español, presentando un gran p ot encial especial-

m ente en ám bito s ligados al sector residencial y

terciario, dond e se cuenta con in iciat ivas en el

área de la m icro cogeneración. Esta m odalid ad

de cogeneración de pequeña pot encia se espera

que se vea impulsada a cort o y m edio plazo alamp aro de la reciente apro bación del Real Decre-

to 1699/2011, por el que se regula conexión a red

de ins ta lac iones de p ro ducc ión e léc t r i ca de

pequeña pot encia.

0

20

40

60

80

<=1 MW 1-5 MW 5-10 MW 10-25 MW 25-50 MW >=50 MW

P o t e n c i a M e d

i a ( M W )

N º d e U

n i d a d e s

0

50

100

150

200

250

GRÁFICO 8.31. DISTRIBUCIÓN DE IN STALACION ES DE COGENERACIÓN POR RAN GOS DE POTENCIA 2010

Not a: Los datos correspondient es a los años 1999 y 2001 son estim aciones al no haberse elaborado la estadística anual dichos años.FUENTE: INE/MINETUR/IDAE.





202

Atend iendo a la distribu ción sectorial de la poten-

cia tot al instalada en las instalacion es de cogene-

ración en 2010, Gráfico 8.32, se obt iene una alt a

concentración en la ind ustr ia, con el 89% de la

pot encia total. Dentr o de la industria, cabe desta-

car cinco ram as, que a su vez, representan m ás de

dos tercios de to da la pot encia. Estas ram as, por

orden d e m agnitud, son las siguientes: Industria

Agr ícola, Alimen t aría y del Tabaco (18,38%); Quí-

m ica (15,41%); Pasta y Papel (15,39%); Refin erías

(9,25%); Fabricación de M inerales No M etálicos

(8,99%).

Extracción de CombustiblesSólidos0,42% Coquización

0,11%

Refinerías9,25%

Siderurgia0,57%

Producción de Minerales NoFérreos0,90%

Industria Química15,41%

Fabricación OtrosProductos Minerales No

Metálicos8,99%

Extracción1,53%Industrias Agrícolas,

Alimentarias y Tabaco18,38%

Textil, Vestido y Cuero4,76%

Papel y Cartón, Edición eImprenta

15,39%

Transf.Metálicos,Fabricación de Maquinaria

y Equipos1,9%

Otras Ramas Industriales10,15%

Transporte y Comunicaciones0,08%

Varios0,87%

Servicios, etc.10,24%

6.125 MW

GRÁFICO 8.32. SECTORIZACIÓN DE LA POTENCIA IN STALAD A, 2010

FUENTE: IDAE/MINETUR.

Por otr a parte, un análisis adicional de la actividad

cogeneradora según secto res de la ind ustria lleva

a destacar tr es ramas en las que se localiza el 94%

de la nueva po t encia asociada a las alt as de inst a-laciones: Producción de Min erales No Met álicos e

Industrias Extract ivas de Hidrocarburo s y de Com -

bustib les sólidos.

Considerando la d is t r ibuc ión con junta d e l nú-

m ero de instalaciones y pot encia asociada en

los distin to s secto res, Gráfico 8.33, result a ser la

ram a de Refinería dond e se encuentran p resen-

tes las instalaciones de m ayor tam año unit ario,

con una po tencia m edia de 51,5 MW , es decir,casi seis veces superio r al tam año m edio d e las

instalaciones operat ivas en dicho año. A m ayor

distancia y por encima d el umb ral de 10 MW, le

s iguen los secto res Químico y Pasta y Pape l ,

con po tencias medi as respectivas de 18,5 MW y

15,2 MW .





203

7,3 8,46,9

51,5

18,5 15,2

8,8 8,2

7,0

5,81151 62

693

138

14

108

540

8

0

10

20

30

40

50

R e fi n e r í a s

Q u í m i c a

P a s t a y P a p e l

M e d i a N a c i o n a l

I n d u s t r i a s

A g r í c o l a s ,

A l i m e n t a r i a s

y T a b a c o

S i d e r u r g i a

T e x t i l , V e s t i d o

y C u e r o

T r a n s f o r m a d o s

M e t á l i c o s

M i n e r a l e s N o

F é r r e o s

S e r v i c i o s

N º d e I n s t a l a c i o n e s

P o t e n c i a M e d i a ( M W )

-50

50

150

250

350

450

550

650

750

GRÁFICO 8.33. DISTRIBU CIÓN SECTORIAL D E LAS IN STALACIONES OPERATIVAS EN 2010 SEGÚN TAM AÑ O M EDIO


Un m ayor det alle de las instalaciones de cogene-ración existent es a nivel nacional, según lo s secto-

res se muestra en el Cuadro 8.2.

Diferen ciando las instalaciones de cogeneración

según sus rendim ientos superen o no el límit e del

75% definid o por la Direct iva 2004/8/CE relat iva al

fom ento d e cogeneración, se constat a un m ayor

núm ero de bajas en las instalaciones de rendi-

m ient o superior al 75%, con el 76% de las bajas enpot encia. Esto h a supuesto un a ligera disminución

en el rendim iento global d e las instalaciones, des-

de 74,3% en 2 009 a 6 9,8% en 2010. Las bajas de

este g rupo d e instalaciones se han debido p rinci-

palm ent e a instalaciones basadas en tu rbinas de

gas con recuperación d e calor, seguid as de las deciclo comb inado. Por su parte, en las instalaciones

de rend im ient o inf erior al 75%, las bajas causadas

han obedecido sobre to do a la tecnología de ciclo

com binado, si bien en este g rupo, las bajas han

sido com pensadas por las altas asociadas a las

tecno logías de turbina de gas con recuperación de

calor y m otor de combustión interna.

En térm inos absolut os, las tecnolo gías dom inan-tes presentes en la m ayoría de las instalaciones de

cogeneración, Gráfico 8.34, son el m ot or de com-

bustión int erna y el ciclo combinado , que conjun-

tam ente representan el 68,9% de toda la potencia

instalada en 2010.





204

C U A D R O 8 . 2 .

P O T E N C I A I N S T A L A D A

Y N Ú M E R O D E I N S T A L A C I O N E S

S e c t o r

P O T

E N C I A ( M W )

I N S T A L A C I O N E S ( N

. º )

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

1 9 9 8

2 0 0 0

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

E x t r a c c i ó n d e C o m

b u s t i b l e s S ó l i d o s

2

4

4

4

5

5

5

5

5

1 3

2 6

2

2

2

2

3

3

3

3

3

4

4

E x t r a c c i ó n d e H i d r o c a r b u r o s ; S e r v .

A n e j o

7

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6 2

1

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2

C o q u i z a c i ó n

9

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

R e f i n e r í a s

4 8 5

5 8 0

5 8 0

5 8 0

5 7 7

5 7 7

5 7 7

5 7 7

5 6 6

5 8 0

5 6 7

1 1

1 2

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 2

1 1

S i d e r u r g i a

4 8

5 4

6 3

6 3

6 3

8 5

5 0

4 7

4 7

4 1

3 5

4

4

6

6

6

8

7

6

6

5

5

P r o d u c c i ó n d e M i n e r a l e s N o F é r r e o s

1 1

3 6

3 6

4 1

4 1

3 9

4 4

5 4

5 5

5 5

5 5

1

7

7

8

8

7

7

8

8

8

8

I n d u s t r i a Q u í m

i c a

5 4 1

5 8 4

9 7 6

9 6 7

9 4 4

9 3 0

9 3 2

9 6 5

9 5 8

9 4 5

9 4 4

4 9

5 1

6 0

5 8

5 4

5 1

5 0

5 2

5 1

4 9

5 1

F a b r i c a c i ó n O t r o s P r o d u c t o s M

i n e r a l e s

N o M

e t á l i c o s

4 3 3

4 8 6

5 4 1

5 0 6

5 3 6

5 3 7

5 4 8

5 4 3

5 7 6

5 1 9

5 5 1

1 3 9

1 5 2

1 6 0

1 5 2

1 5 7

1 3 2

1 3 2

1 2 8

1 5 3

1 4 9

1 5 0

E x t r a c c i ó n

1 0 4

9 6

8 7

9 2

8 8

8 8

8 9

9 3

9 3

9 3

9 4

8

9

8

9

8

8

8

8

8

8

9

I n d u s t r i a s A g r í c o l a s ,

A l i m

e n t a r i a s y

T a b a c o

5 3 1

8 5 0

1 . 0

3 3

1 . 0

4 5

1 . 0

7 9

1 . 0

7 6

1 . 0

9 7

1 . 0

9 6

1 . 1

3 4

1 . 1

7 4

1 . 1

2 6

7 2

1 1 0

1 3 7

1 3 7

1 3 9

1 4 1

1 3 8

1 3 9

1 4 1

1 4 2

1 3 8

T e x t i l , V e s t i d o y C u e r o

3 7 3

3 7 4

4 0 9

4 0 9

4 1 2

3 7 1

3 2 4

3 0 8

3 1 7

2 8 7

2 9 1

5 8

6 3

6 6

6 3

6 1

5 3

4 4

4 0

4 6

3 9

4 0

P a p e l y C a r t ó n ,

E d i c i ó n e I m

p r e n t a

5 3 4

6 0 1

7 9 9

8 7 5

8 7 6

8 7 3

9 6 2

9 2 8

1 . 0

6 2

1 . 0

8 4

9 4 3

5 9

7 1

7 5

7 9

7 5

6 9

6 7

6 5

7 3

7 1

6 2

T r a n s f o r m

a d o s M

e t á l i c o s ,

F a b r i c a c i ó n

d e M

a q u i n a r i a y E q u i p o s

1 1 4

1 3 4

1 3 7

1 3 5

1 3 8

1 3 4

1 3 1

1 3 8

1 1 3

1 2 2

1 1 7

1 4

1 9

2 1

1 9

2 1

1 8

1 6

1 6

1 6

1 7

1 4

O t r a s R a m

a s I n d u s t r i a l e s

3 2 8

4 1 4

5 2 5

5 8 8

5 8 2

6 3 8

5 8 3

6 1 1

6 7 0

6 6 9

6 2 2

4 8

7 0

7 9

8 4

8 4

7 6

7 1

7 0

7 9

7 7

7 4

T r a n s p o r t e y C o m

u n i c a c i o n e s

5

5

3

3

3

3

3

3

4

3

5

3

3

2

2

2

2

2

2

3

2

2

S e r v i c i o s ,

e t c .

1 7 6

2 6 9

3 5 9

4 0 5

4 3 2

4 7 2

5 5 5

5 9 8

5 9 3

6 4 0

6 2 7

4 5

6 6

9 3

8 8

9 8

8 2

8 8

9 2

8 8

1 0 2

1 0 8

V a r i o s

4 5

4 2

4 2

4 2

4 4

3 5

3 6

3 5

3 4

3 3

5 4

1 6

1 6

1 6

1 6

1 5

1 1

1 1

1 1

1 0

9

1 4

T O T A L

3 . 7

4 9

4 . 5

3 4

5 . 5

9 9

5 . 7

6 1

5 . 8

2 6

5 . 8

6 9

5 . 9

4 3

6 . 0

0 5

6 . 2

3 5

6 . 2

6 5

6 . 1

2 5

5 3 1

6 5 6

7 4 4

7 3 5

7 4 3

6 7 3

6 5 6

6 5 2

6 9 7

6 9 5

6 9 3

F U E N T E : I D A E / M I N E T U R

.





205

Motor deCombustión

Interna34,8%

CicloCombinado

29,4%

Turbina de Gas20,9%

Turbina deVapor19,4%

Motor deCombustión

Interna49,5%

CicloCombinado

19,4%

Turbina de Gas17,9%

Turbina deVapor13,2%

1998: 3.749 MW 2010: 6.125 MW

GRÁFICO 8.34. EVOLUCIÓN D E LA POTENCIA IN STALAD A SEGÚN TECNOLOGÍAS


La tecnología de m otores de combustión int erna

sigue siendo dom inante, tanto en potencia como en

número de instalaciones, con una potencia total de

3.030 MW d istribuida en 521 instalaciones, caracte-

rizadas por su menor po tencia unit aria (5,82 MW).

Le sigue a más distancia los ciclos comb inados, con

1.190 MW de potencia instalada to tal repart ida en 33

instalaciones, lo que lleva a esta tecnología a osten-

tar el mayor tam año medio de to das las instalacio-

nes de cogeneración, con 36,05 MW po r instalación.

Atendiendo a la producción eléctr ica generada

por las instalaciones incluyendo la pro ducción ver-

t i da a red,Gráfico 8.35, ésta ha experim ent ado

una disminución del 0,9% derivada de la contr ac-

ción de actividad cogeneradora, estrecham ente

ligada a la menor p roducción del sector industrial,

y en p articular, de la industria m anufacturera. El

gas natural sigue siendo el com bustible dom inan-

t e en las instalacio nes cogenerad oras, al que se

debe el 81,5% de la producción eléctrica debida a

la cogeneración. El resto d e la pro ducción eléctri-

ca se cubre práct icamente con el fueló leo y lasenergías renovables, que conjunt amen te suponen

el 14,28%.

Otros 0,44%

Biogás 0,04%

Gas Natural81,45%

Fuelóleo8,97%

Gas de Refinerías

1,52%

Renovables 5,31%

Producción Eléctrica Total: 31,515 GWh

Otros Combustibles2,75%

Biomasa 4,84%

GRÁFICO 8.35. DI STRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA SEGÚN COMBU STIBLES, 2010






208

8.3. ENERGÍAS RENOVABLES

Las Energías Renovables en 2011

Acompañando a la d isminución d e los consumos

prim arios, las energías renovab les experim ent a-

ron en 2011 una cont racción 1,2% en térm inos de

energía prim aria, situ ándose en 14,9 m illones de

tep , Gráf ico 8.39; no obstant e, las renovables

mantuvieron práct icament e la m isma part ic ipa-

c ión que en e l año anter io r , cont r ibuyendo en

cerca de un 11,6% a sat isfacer la dem anda de

energía primaria. Exceptu ando el carbón , el resto

de fu entes energéticas contrajeron su participa-

ción en el balance primario , y dent ro de éstas, las

energías renovables fueron las que experim ent a-

ron un m enor decremento re lat ivo, poniendo de

m anif iesto una cierta t endencia a la estabi l iza-

ción en su cobertura a la dem anda de energía pri-

m aria. Esto cobr a especial imp ort ancia si se con-

sidera la menor hidraulicidad observada en este

año 2 011.

Gas Natural23,5% Nuclear

12,2%

EnergíasRenovables; 11,1%

Carbón6,3%

P.petrolíferos47,4%

Hidráulica13,1%

Eólica14,6%

EnergíasRenovables

31,4%

RSU 0,3%

Biomasa 0,9%

Biogás 0,3%

S. Fotovoltaica 2,2%

S. Termoeléctrica 0,2%

-0,4%

0,6%

GRÁFICO 8.39. CONSU MO DE ENERGÍA PRIM ARIA 2011

FUENTE: Min isterio de Industria, Energía y Turismo - IDAE

Cont ribución por Fuentes Energéticas

Por el cont rario, el com port amient o de las ener-

gías renovables, en t érmin os de energía final, fue

opuesto, increm entánd ose sus aport aciones en

cerca de 9 punt os porcent uales y siendo las únicas

fuent es energét icas sin contr acción en 2011. Así

m ismo, la part icipación de las energías renovables

sobre el consum o brut o de energía f inal, nuevo

indi cador de con tr ibució n de las EERR de acuerdo

con la Direct iva 2009/28/CE de fom ento de las

energías renovables, se estim a que alcanzó en

2011cerca de un 16%.

Con respecto a la generación eléctrica, la produc-

ción eléctrica brut a tot al en el año 2011 ascendió a

292.051 GWh, disminuy endo con r especto al año





209

anterio r en un 3,6%, pese a la tendencia pasada de

increment o registrada el año anterior . La produc-

ción eléctri ca bruta de las energías reno vables fue

de 86.600 GWh , un 11% m enos que en el año

anterior, y mostrando com o resultado una contri-

bución en el balance eléctrico d el 29,7 % (exclu-

yendo la produ cción eléctrica derivada d e las ins-

talaciones de bom beo). Este decremento no es un

hecho aislado, ya que el balance muestra dism inu-

ciones generalizadas para tod as las fuen t es ener-

gét icas, except o para la produ cción eléctrica del

carbón, que aum ent a un 70,7% en este año con

respecto al ant erior . A pesar de este escenario , la

cobert ura de la prod ucción en 2011, constata y

confirm a una vez m ás a las energías renovables

como la fuent e energét ica predom inante en la

aport ación al balance eléctrico anual, sobrepasan-

do la aport ación del gas natural y la de origen

nuclear (28,9% y 19,7% respectivam ent e), com oya ocurriera el año anterior 2010.

El análisis de la produ cción eléctrica renovab le

recalca que el 84% fue apo rt ado po r las energías

eólica e hidráuli ca (por ese orden , con 49% y 35%

respecti vament e). En prim er lugar, la energía eóli-

ca ha experim entad o en 2011 un decremen to , en

térm inos de producción, de alrededor de un 4%

con respec to a l año an t e r io r , aun hab iendoaument ado su potencia instalada en m ás de 800

MW . Los niveles de eolicidad, o viento disponible,

han sido not ablem ente m enores que en 2010,

dentro de los márgenes de variabi l idad de esta

tecnología. Ello ha dado com o resultado que en

2011 no se hayan superad o los máxim os de pro-

ducción del año anterio r, a excepción del 6 de

noviem bre de 2011, cuando se registró un n uevo

m áximo de cobertur a de la dem anda con energía

eó l ica de aprox imadam ente un 60% f ren t e a l

m áximo ant erior del 54%; consecuencia de una

considerable producción eól ica, una demanda

baja y un not able saldo export ador. En segundo

lugar, la prod ucción hidráulica se situó cerca de

30.600 GWh, valor inferior al valor medio histórico

y un 28% m enor que el registrado en 2010, año

que destacó por u na elevada hidraulicidad. Cabe

resaltar el nivel d e las reservas hidr oeléct ricas del

conjunto de los em balses, que finalizaron el año

con un n ivel de llenado del 54% de su capacidad

to tal, frent e al 66% del año anterior. En resum en,

buena parte de la m enor producción de electrici-

dad de or igen reno vable se explicar por un año

hidrául ico y eól ico con m enor disponibi l idad de

recursos.

El Gráfico 8.40 r efleja cóm o las energías eólica e

hidráulica cubren respectivament e un 14,5% y un10,5% del to t al de la producción eléct rica en 2011.

Tal y como viene sucediendo, las mayores expor-

taciones y el funcionamiento de las plantas de

bom beo hidráulico, con m ás de 5.000 MW instala-

dos, hacen posible que en picos de m ayor prod uc-

ción eléctrica renovable, dicha producción m ejore

su capacidad de gestió n, m anteniendo cifras de

cobert ura de la dem anda superiores al resto de

áreas renovables.

Adicionalmente, dent ro de la producción eléctri-

ca renovable, destacan los aum ent os de las pro -

ducciones derivadas de las tecnolo gías solares,

que se han increm ent ado en un 28% en su con-

jun t o . Den t ro de ést as, sobresa le un añ o m ás e l

crecim iento re lat ivo de la tecnología solar ter-

m oeléctr ica, cuya producción fu e aproximada-

m ent e 3 veces superior a la de 2010. El increm en-





210

to d e capacidad experiment ado por este t ipo de

p lant as durant e 2011 ascend ió a m ás de 400

MW , acumulando un tot al de 1.149 M W instala-

dos. En e l caso de l á rea so lar fo t ovo l t a ica e l

increment o de pot encia fue de 365 MW , alcan-

zando un t otal acumulado en 2011 de 4.281 MW ,

con un crecim iento respecto a 2011 de cerca de

un 15%.

Carbón15,4%

Petróleo5,4%

Gas Natural28,8%

Nuclear19,7%

Producción bombeo; 2%Residuos y otros 0,3%

Hidráulica10,5%

Eólica 14,5% RSU 0,2%Biomasa 1%

Fotovoltaica 2,5%S.Termoeléctrica

0,6%

Biogás 0,3%

EnergíasRenovables 29,7%

GRÁFICO 8.40. ESTRUCTURA D E GENERACIÓN ELÉCTRICA 2011


Respecto al resto de áreas renovables, y al con-t ra r io que los descensos de las produ cc iones

hidráulica y eólica, se prod ucen increment os de

generación eléct rica en las áreas de biom asa, y

biog ás, un 19% y 34% m ás que en 2010, respecti-

vament e, en parte gracias a un aument o de su

capacidad instalada en aproximadam ente 33 MW

en su conjunt o.

El consum o d e biocarburantes, véase Gráfico 8.41,se increm ent ó en 2011 en un 18% con respecto a

2010, constat ándose una tendencia de consumo

creciente que alcanzó el pasado año los 1.665 ktep

consumidos.

Por su parte, las capacidades de prod ucción de

biod iesel y bioetan ol en España, se m ant uvieron

en 2011 práct icamen te estables con una capaci-dad conjunt a de 4.178 kt ep. Los biocarburantes

han sido uno de los prot agonistas que ha caracte-

rizado los avances de las energías renovables en

nuestro p aís durant e los últim os años, creciendo

en térm inos de consum o a una t asa media anual

del 44% ent re 2000-2011; no ob stante, la capaci-

dad de producción se mant iene práct icament e

constant e desde 2009. Durant e 2011, la capacidad

de prod ucción de las plant as de biocarbu rant es seha consolidado en alrededor de 4.178 kt ep/año, a

pesar de que en este año se han hecho efect ivas a

efecto s estad ísticos, las paradas de dos plant as de

producción de biodiesel.





211

1.413 1.665

72 139 191 228 258171

385619

1.074

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

k t e p

capacidad de producción (ktep) consumo real (ktep)

GRÁFICO 8.41. EVOLU CIÓN DEL CONSUM O Y LA CAPACIDAD D E PRODUCCIÓN DE BIOCARBURAN TES


Una observación más det allada de la energías reno-

vables durant e 2011, se muestra en el Cuadro 8.3,donde puede ob servarse que el agregado de las

áreas eléctricas llegó a p roducir cerca de 8,8 m illones

de t ep. Por su parte, el conjunt o de las áreas térm i-

cas alcanzó cerca de 4,5 millo nes de tep de produc-ción térm ica, siendo la b iomasa de usos térmicos el

área de mayor contribución con 4,2 millones de tep.

CUADRO 8.3. PRODU CCIÓN CON FUENTES RENOVABL ES EN 2011

Generación Eléct rica renovab les en 2011

Pot encia (MW) Producción (GWh)Producción Energía Primaria

(Provisional 2011 (kt ep)

Hidráulica (> 50 MW) (1) 13.521 19.773 1.700

Hidráulica (Ent re 10 y 50 MW) 3.087 7.329 630Hidráulica (< 10 MW) 1.932 3.491 300

Biomasa 562 2.936 765

R.S.U. 224 703 174

Eólica 21.520 42.373 3.644

Solar fotovoltaica 4.281 7.343 631

Biogás 209 875 210

Solar t ermoeléct rica 1.149 1.777 732

TOTAL ÁREAS ELÉCTRICAS 46.486 86.600 8.788





212

Sect or de la calefacción y la refr igeración

m 2 Solar t. baja temp. Producción Energía Primaria (Provisional 2011 (ktep)

Biomasa y residuos 4.255

Biogás 36

Solar t érm ica de baja temperatura 2.648.927 201

Geoterm ia 17

TOTAL ÁREAS TÉRMICAS 4.508, 28

Sector del Transport e

Biocarburant es (Transport e) Consumo Provisional 2011 (kt ep)

TOTAL BIOCARBURANTES 1.665

TOTAL ENERGÍAS RENOVABLES (kt ep) 14.961

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA (kt ep) 129.340

Energías Renovables/Energía Primaria (%) 11,6%

(1): No incluye la producción con bom beoFUENTE: IDAE.

El Gráfico 8.42 present a la evolución del consumo

prim ario de energías renovables para el periodo

1990-2011, mostr ando la tend encia creciente de

consumo de energ ía prim aria para estas tecnolo-

gías. El año 2011 se manti ene prácti cament e esta-

ble con respecto a 2010, experiment ando un lige-

ro descenso, debido principalment e a las menores

aport aciones hidráulica y eólica en 2011 con res-

pecto al año ant erior. A m odo d e balance, cabe

destacar al igual que en años anterio res que el

conjunt o de la biom asa, biogás, RSU y biocarbu-

rantes destaca por su mayor aport e sobre el to tal

de l consum o pr im ar io a lo la rgo de l per iodo,

seguido de la eólica y la hidráulica, en dicho orden.

20.000

15.000

10.000

5.000

1.990

6.194 6.031 6.9268.167

7.038

9.243 8.864 8.3509.157

9.996 10.56112.327

15.15014.962

1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 2.0110

ConsumoPrimario (ktep)

GRÁFICO 8.42. EVOLU CIÓN DEL CONSUM O DE ENERGÍAS RENOVA BLES

FUENTE: IDAE.





213

Dentro de las aport aciones a la cont ribución reno-

vable, el conjunto fo rm ado por la biom asa, biogás

RSU y b iocarburantes, obtiene u n 47% de part ici-

pación. Le sigue la energ ía eólica, que ha alcanza-

do e l 24% d e cont r ibuc ión . En te rcer lugar , la

energía hidráulica ha colaborado con el 18% de

cont ribución r enovable. Finalmen te, las áreas res-

tant es com o las tecnologías solares termo eléctri-

cas, alcanzan por p rim era una cifra de contr ibu-

c i ó n ma y o r q u e l a t e c n o lo g í a f o t o v o l t a i c a ,

aportand o un 5% de los consum os primarios re-

novables.

Evaluación del PER 2005-2010

El Plan de Energías Renovab les en España (PER)

2005-2010 t enía por obj etivos al año 2010:

12% del consum o de energía prim aria cubierto

por fuent es renovables.

29,4% m ínimo de generación eléctr ica con

renovables sobre el consumo nacional brut o

de electricidad.

5,75% mínim o (5,83% en el desarrollo no rm ati-

vo posterior) de b iocarburantes en relación

con el consumo d e gasol ina y gasóleo en el

transporte.

Los cinco año s de vigencia de l PER 2005-2010 se

han caracterizado po r:

Un fu erte desarrol lo g lo bal de las energías

renovables.

Crec imientos muy im port antes en a lgunas

áreas de generación de electr i c idad, como

eólica y fotovolt aica, y en pleno crecimient o la

solar t ermo eléctrica.

Un elevado crecim iento de la capacidad de

producción del sector de biocarburantes, aun-

que su industria afront a una coyuntura prob le-

mática.

Un m enor crecimient o que lo esperado de losusos térm icos y de la biom asa eléctrica.

El Gráfico 8.43 sintet iza la com parativa de ob jeti-

vos y result ados obt enido s por el PER durant e el

periodo 2005-2010.

29,2033,10

5

11,60

29,40

5,83

12,00

Objetivo, 2010

Cumplimiento 2010-Datos Reales

Cumplimiento 2010-Datos Normalizados

% Generación Eléctrica Renovables/ Consumo Bruto de Electricidad

% Biocarburantes/Consumo Gasolina y Gasóleo en Transporte

% Total Energías Renovables/

Energía Primaria

GRÁFICO 8.43. VISIÓN GLOBAL DE RESULTAD OS/OBJETIVOS PER 2005ǧ2010

Nota: Datos normalizados según metodología Directiva.FUENTE: IDAE

A cont inuación se expone un análisis de cumpli-

mient o para cada uno de los objetivos estableci-

dos po r el PER 2005-2010.





214

Energía renovable respecto a energía primaria

El objet ivo del 12% de energías renovables en el con-

sum o prim ario de energía suponía 20 millones de

tep de abastecimiento renovable, sobre un t ot al de

168 m illones de t ep de consumo t otal. La realidad

del consumo primario en 2010 ha divergido con res-

pecto al consumo p rimario previsto para este año. El

consumo de energía prim aria real en 2010 ascendió

a 130 millones de tep, de los cuales, y de acuerdo con

el Plan, 15,6mil lones de tep deber ían proceder de

recursos renovables. Bajo la hipó tesis de prod ucción

energética en un año medio2, en 2010 se habría

alcanzado el um bral de lo s 15,6millones de t ep con

renovables, objetivo marcado por el PER 2005-2010.

2 Año medio : «año de referencia tipo» def inido en el PER

2005-2010, de acuerdo a las horas medias de funcionamiento

y rendim ient os considerados en el Plan.

Contabi l izando la evolución d e t odas las áreas

renovab les, la contri bución d e estas fuent es al

balance nacional de energía primaria en 2010

resultó ser del 11,6%. La suma d e to das las cont ri-

bucio nes renovab les en 2010 ascendi ó a 15.150

sobre una demand a primaria t ot al de 130.134 ktep .

La cont ribución d e energías renovables en 2010 en

térm inos de energía primaria fue cubiert a en cerca

de do s terceras part es por energías renovables

destinad as a la generación eléct rica, alreded or de

un 28% m ediante la ut ilización de recursos renova-

bles para usos térm icos finales y cerca de un 9%

por el consumo de biocarburant es en el transporte.

El Cuadro 8.4 m uestra la evolución seguida por el

consumo de las diferent es fuentes renovables y por

el consumo d e energía en España, medidos en t ér-

m inos de energía prim aria, desde 2005 hasta 2010.

CUADRO 8.4. PORCENTAJE DE ENERGÍAS RENOVABL ES SOBRE PRODUCCIÓN EN TÉRMIN OS DE ENERGÍA PRIMA RIA

Producción Energía Primaria (Ktep)

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Hidráulica 1.537 2.232 2.349 2.009 2.271 3.636

Eólica 1.821 2.004 2.371 2.833 3.278 3.798

Biomasa 4.175 4.205 4.231 4.206 4.493 4.853

R.S.U. 189 252 309 328 319 216

Biogás 299 208 217 207 193 199

Biocarburantes (Transporte) 256 170 379 600 1.056 1.413

Geoterm ia 7 8 9 11 14 16

Solar fotovoltaica 4 10 43 220 513 552

Solar t erm oeléct rica 0 0 2 4 42 285

Solar t érmica de baja t emperat ura 61 73 92 129 156 183

TOTAL ENERGÍAS RENOVABLES 8.350 9.163 10.002 10.547 12.334 15.150

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA (kt ep) 145.610 144.687 147.191 142.026 129.764 130.134

Energías Renovables/Energía Primaria (%) 5,7% 6,3% 6,8% 7,4% 9,5% 11,6%

FUENTE: IDAE.





215

En 2005 las energ ías reno vables cubrían el 5,7%

del consumo de energ ía pr imar ia , por lo que

durant e el periodo de vigencia del PER 2005-2010,

este po rcentaje se ha visto in crement ado en seis

punt os porcent ua les, hasta a lcanzar en 2010

el 11,6%.

Objet ivo de generación de elect ricidad

con renovables

La generac ión d e e lect r ic idad con f uentes de

energía renovables ha experiment ado un fuert e

crecimient o d urante la vigencia del PER 2005-

2010, en especial en las áreas eólica, solar fot ovol-

taica y, más recientem ente, en solar term oeléctri-

ca, área ésta últ im a que se encuentra en plen o

crecimiento.

En 2010, año muy húm edo, la aportación de elec-

tricidad de origen renovable al consum o brut o de

electricidad, producción brut a menos exportacio-

nes y más import aciones de electricidad, fue de un

33,1%, frent e al 18% de aport ación que hubo en el

año 2004.

Por su parte, la contr ib ución de la e lectr ic idad

renovable a la producción brut a de electricidad enEspaña en 20 10 fue de un 32%.

La prod ucción asociada a las energ ías reno vables

superó a la producción nuclear, siendo la pr im era

fuente en im port ancia, seguida de cerca por el gas

natur al y aventajando con creces a los prod uctos

petro líferos y al carbón.

Consumo de biocarburant es respectoal consumo de gasolina y gasóleoen el t ransporte

Con objet o de asegurar que las m ezclas de bio-

carburantes con carburant es fósi les l leguen al

consumidor y, por lo t anto, increment ar el consu-

m o d e l o s b i o c a rb u ra n t e s, me d ia n t e l a L e y

12/2007, de 2 de julio , se estab leció una ob liga-

c ión de uso de b iocarburantes, inc lu ida como

reform a de la Ley del Sector de Hidrocarburos.

Esta ob ligación, que se ha desarrollado m ediant e

la Orden M inisterial ITC/2877/2008, de 9 de oct u-

bre, pretende conseguir un uso m ínimo obligato-

r io de b io carburantes en 2010 equ iva lente a l

objet ivo establecido en el Plan de Energías Reno-

vables para ese año.

Gracias a la Orden M inisterial citada en el párraf oanterior, en los últ im os años el consumo d e bio-

carburantes en España siguió una senda de creci-

m iento constant e. El consumo de biocarburantes

en el periodo 2005-2010, se increment ó en más

de un m illón de t eps, pasando de representar el

0,82% del consumo energét ico en el sector del

transport e en 2005 al 5% en 2010. No obstant e,

perviven im port ant es barreras a la com ercializa-

c ión de b iocarburant es en España, que estánligadas principalment e al bajo desarrollo de los

canales de logísti ca y com ercialización necesa-

rios para que los consum idores puedan acceder a

las m ezclas de biocarbu rant es con carburant es

fósiles.





216

Nuevo Plan d e Energ ías Renovab les (PER)2011-2020

El fin del ant erior PER 2005-2010 ha dado paso a

un nuevo periodo de planificación energética para

las energías renovab les basado en el cumplim ien-

t o d e l o s r e q u e r im ie n t o s d e l a D i r e c t i v a d e

2009/28 /CE del Parlamen to Euro peo y del Conse-

jo , de 23 d e ab ri l de 2009, re lat iva al f om en t o d el

uso de energía procedent e de fuent es renovables,

que fija com o ob jetivos generales conseguir una

cuota del 20% de energía procedente de fuent es

renovables en el consumo f inal bruto de energía

de la Unión Europea (UE) y una cuota del 10% de

energía procedente de f uentes renovables en el

consumo de energía del sector del t ransport e en

cada Estado m iembr o para el año 2020.

El objet ivo de la Directiva para España se estableceen un 20% del consum o f inal brut o de energía

cubierto p or fuent es renovables para el año 2020

—mismo ob jet ivo que para la media de la UE—, jun -

to a una contribución d el 10% de estas fuentes de

energía en el t ransport e. Tal y como la Directiva

establecía, España not ificó a la Comisión Europea,

en junio d e 2010, un Plan de Acción Nacional d e

Energías Renovables (PANER) para el per iodo 2011-

2020, con vistas al cum plim iento d e los objet ivosvinculantes que fija la Directiva, mostrand o las tra-

yectorias estim adas para poder cum plir los objeti-

vos propuestos. Estos objetivos han quedado reco-

gido s en la Ley 2/2011, de Econom ía Sosten ible.

Por ot ra parte, el Real Decreto 661/2007, de 25 de

m ayo, por el que se regula la actividad de p roduc-

ción de energía eléctrica en régim en especial, pre-

vé la elaboració n de un Plan de Energías Renova-

bles para su aplicación en el período 2011-2020

(PER 2011-2020 ).

M ientras que el Plan de Acción Nacional de Ener-

gías Renovab les (PANER) respond e a los requer i-

m ientos y m etodo logía de la Directiva de energías

renovables, ajustándo se al m odelo de planes de

acción nacionales adopt ado p or la CE, e l PER

2011-2020 elaborado fo rm a parte de la planifica-

ción pro pia de energ ías renovables en nuestro

país. Así, el PER 2011-2020 incluye no sólo los ele-

m entos esenciales del PANER sino t amb ién info r-

m ación adicional como u n det allado análisis sec-

to rial con perspectivas de evolución tecnológica y

de costes.

El Plan de Energ ías Renovables 2011-2020 recoge

una serie de prop uestas, las cuales, convenient e-

m ente com binadas, e jecutadas, coordinadas ysupervisadas, pret enden cum plir con lo s requeri-

m ien tos eu ropeos , a lcanzando los ob je t i vos

nacionales en 2020 fijados en el Plan y que repre-

sentarán, según la met odo logía de la Direct iva, un

consumo de energías reno vables del 20,8% sobre

el consum o de energía f inal bruto , así com o un

consumo final d e las mismas del 11,3% sobre el

consum o de energía en el transporte.

El méto do d e cálculo que est ipula da Direct iva

para medir el cump limient o del objetivo global y

de su trayect oria ind icativa se basa en el indicado r

de consumo de energías renovables respecto al

consumo final brut o de energía, que consta d e dos

partes:

1. Numerador: compuesto por e l consumo f inal

brut o de energía procedente de f uentes renova-





217

bles. Éste se calculará com o la suma d el consu-

mo f inal bruto de electr ic idad procedente de

fuentes renovables, del consumo final brut o de

energía procedente de fu ent es renovables para

calefacción y refrigeración y del consumo final

de energía procedente de fuent es renovables

en el sector del t ransport e. Es imp ortant e acla-

rar que la D irectiva 2009/28/CE define el consu-

mo f inal bruto de electr ic idad procedente de

fuent es de energía renovables com o la cantidad

de electricidad generada a part ir de estas fuen-

tes, excluyendo la electricidad p roducida en un i-

dades de acumulación por bom beo a partir de

agua que se ha bomb eado previament e aguas

arriba. Igualmente, define el consumo final bru-

to d e energía procedente de fuent es renovables

para calefacción y refr igeración como la energía

procedent e de fuent es renovables producida en

sistemas urbanos, más el consumo de ot rasenergías procedent es de fuent es renovables en

la industria, los hog ares, los servicios, la agricul-

tu ra, la silvicult ura y la p esca, con fines de cale-

facción, refrigeración y pro cesos.

2. Denominador: consumo final bruto de energía

de t odas las fuen tes energét icas. Así m ismo ,

es conveniente expl icar lo que la Direct iva

entiende por consumo f inal bruto d e energía; asaber, t odos los product os energéticos sum i-

nistrad os con fin es energét icos a la indu stria el

t ransport e, los hog ares, los servicios, incluidos

los servicios públi cos, la agricult ura, la silvicul-

tura, y la pesca, incluido el consumo d e electri-

c idad y calor por la rama d e energía para la

producción de electricidad y calor e incluidas

las pérdidas de electricidad y calor en la distri-

bución y transport e.

Respecto al m étod o de cálculo estipulado por la

Directiva 2009/28/CE para m edir el cumplim iento

del objet ivo del 10% de fuent es de energía reno-

vable en el t ransport e en 2020, consiste en:

1. Numerador: consum o final de t odos los tipos de

energía procedent e de fuent es renovables con-

sum idas en t odos los tipos de transport e.

2. Denominador: consumo en el secto r del tr ans-

port e de g asolina, gasóleo, biocarburantes uti-

lizados en el transport e por carretera y ferroca-

rril, y electricidad.

Adem ás, para el cálculo d e electricidad proceden-

te de fuent es de energías renovables y consum ida

por los vehículos eléctricos de carretera, este con -

sumo se m ultiplicará por 2,5. En la m ism a línea, la

contr ibución de los biocarburantes obtenidos apart ir de desechos, residuos, mat erias celulósicas

no alim entarias y mat erial lignocelulósico se con-

siderará que equivale al doble de la de ot ros bio-

carburantes.

A cont inuación se muestra en el Cuadro 8.5 los

ob jet ivos glo bales del PER 2011-2020. Es necesa-

rio rem arcar que los dato s de partida del PER que

hacen referen cia al 2011, son d iferent es a losdat os provisionales 2011, dada la evolución tem -

poral que sufre el dato estadístico a lo largo d el

t iem po, obt eniendo series de datos diferentes a

los empleados en la elaboración inicial del Plan,

pero m ás ajustados al dato real.





218

CUAD RO 8.5. OBJETIV OS GLOBAL ES PER 2011ǧ2020

Kt ep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

A. Consumo final brut o de electricidad procedente de

fuent es renovables4.624 7.323 7.860 8.340 8.791 9.212 9.586 9.982 10.547 11.064 11.669 12.455

B. consumo final brut o de fuent es renovables para

calefacción y refrigeración3.541 3.933 3.992 4.034 4.109 4.181 4.404 4.651 4.834 5.013 5.152 5.357

C. Consumo f inal de energía procedente de f uentes

renovables en el sector t ransporte245 1.538 2.174 2.331 2.363 2.418 2.500 2.586 2.702 2.826 2.965 3.216

C.1. Consumo de electricidad procedent e de fuent es

renovables en el sector del t ransporte por carretera0 0 0 0 5 11 21 34 49 67 90 122

C.2. Consumo de biocarburantes del art ículo 21.2 (* ) 0 5 15 45 75 105 142 167 193 177 199 252

C.3. Subtot al renovables para cumplim iento del objet ivo

en t ransport e: (C)+(2,5-1)x(C.1)+(2-1)x(C.2)245 1.543 2.189 2.376 2.446 2.540 2.674 2.805 2.968 3.103 3.299 3.651

D. Consumo t otal de f uentes de energía renovables

(evitando doble cont abilización de la electricidad

renovable en el transporte)

8.302 12.6 98 13.901 14.533 15.081 15.613 16 .26 1 16 .953 17.776 18.54 7 19.366 20.525

E. Co nsum o f in al b rut o d e en erg ía en t ranspo rt e 32.431 30.872 30.946 31.373 31.433 31.714 32.208 32.397 32.476 32.468 32.357 32.301

F. Consumo final brut o de energía en calefacción

y refrigeración, electricidad y t ransporte (* * )101.719 96 .382 96.381 9 6.413 9 6.573 96.955 97.486 97.843 98.028 9 8.198 9 8.328 98.443

Objetivo s en el transporte (%)

Objet ivo obligatorio m ínimo en 2020 10,0%

Grado de cumplimiento del objet ivo obligatorio

en 2020 (C.3/E)5,0% 11,3%

Objetivos glo bales (%)

Trayectoria indicativa (media para cada bienio) y objet ivo

obligatorio mínimo en 202011,0% 12,1% 13,8% 16,0% 20,0%

Grado de cumplimient o de la trayectoria indicativa y del

objetivo obligatorio mínimo en 2020 (D/F o

[Daño1+Daño2]/[Faño1+Faño2])

8,2% 13,2% 14,7% 15,9% 17,0% 18,5% 19,7% 20,8%

(* ) Artículo 21, Apartado 2 de la Direct iva 2009/28/CE: biocarburant es obtenido s a partir de desechos, residuos,mat erias celulósicas no alim entarias y mat erial lignocelulósico.

(* * ) En algunos años el consumo de energía bruta fi nal ha sido corregido según el Artículo 5, apartado 6 de la Directiva 2009/28/CE, el cual estipula quela cantidad de energía consumid a en la aviación en un año det ermi nado se considerará que no sobrepasa el 6,18% del consumo f inal brut o de energía de

ese mism o año.FUENTE: IDAE

OBJETIVOS POR SECTORESDE CONSUMO

En los siguient es apart ados se exponen lo s objeti-

vos del PER 2011-2020 para cada uno de los secto -

res considerados: eléctrico, calefacción/refrigera-

ción y transporte.

Objet ivos globales en el sector eléct rico

Hay que des taca r que tan t o pa ra la ene rg ía

hidráulica com o para la energía eólica, la Directiva

2009/28/CE establece un mét odo d e norm aliza-

ción que ajusta la variabilidad anual po tencial de

am bas produ cciones; la cual se acentúa en años

de alta/baja hidraulicidad o alto /bajo recurso eóli-

co, respectivam ent e. Las fórm ulas de cálculo para





219

llevar a cabo dicha norm alización de pro ducciones

quedan especificadas en el Anexo II de la Direct iva

2009/28/CE y su obj etivo p rincipal es definir unas

horas medias de funcionamiento; tom ando como

referencia los 15 años de ant eriores produ cción en

el caso de la h idráuli ca, y 5 años ant eriores en el

caso d e la eólica.

El PER 2011-2020 sigue apo stando por l a tecno lo-

gía eólica terrestre, al ser una tecnolo gía madura

y m uy cercana a la comp etit ividad con la genera-

ción eléctrica convencional, y cuyo crecim iento

vendrá dado tant o a la construcción de nuevos

parques eólicos como a la repo tenciación de los

obsoleto s. Así m ismo, se espera un increm ento

anual progresivo de la po tencia eólica marina ins-

talad a, la cual empezaría a ent rar en servicio alre-

dedor de la m itad de la década.

En cualquier caso, con el ob jet ivo de conseguir

un desarro l lo proporc ionado de t oda la o fer ta

de t ecnologías renovables, para obt ener así e l

m áximo b eneficio de estas fuent es energéticas,

ya en la segunda mit ad de la década se empie-

zan a incorporar t ecnologías com o la geoterm ia

o las energ ías de l m ar, de cara a preparar su

p r o g r e s i v a m a d u r a c i ó n d u r a n t e l a d é c a d a

2020–2030.

La energía hidro eléctrica, a pesar de ser una t ec-

nolo gía ya consolidad a, presenta to davía pot en-

cial com o para seguir instalando una m edia anual

de entre 40 y 60 MW, t eniendo en cuenta los pro-

yectos en fase de tram itación administrativa y el

potencial para aprovechar h idroeléctr icament e

infraestruct uras de tit ularidad estatal. Cabe subra-

yar el desarrollo de la pot encia instalada de bom -

beo, cuyo increm ento se considera será un factor

significativo para facilitar la integ ración en la red

de las energías reno vables no gestio nables.

Respecto a las tecnologías solar f ot ovolt a ica y

so la r t e rmoe léc t r i ca se p revé un inc remen to

m oderado, bastant e equilibrado entre amb as en

cuanto a pr oducción energét ica y en l ínea con

los cupos de pot encia estab lecidos en la legisla-

ción.

En relación a la generación eléctrica con biom a-

sa, teniendo en cuent a el número de plant as que,

en función del crecimiento de la dem anda eléc-

t r ica , podr ían ent r ar en func ionamient o en e l

periodo, la abundancia del pot encial disponible,

y el mayo r desarrollo de la cogeneración, se esti-m a que la po t enc ia insta lada pod r ía l l ega r a

alcanzar unas dos veces y media la existent e a

finales de 2010.

Finalment e, cabe señalar que, de cum plirse las

expectat ivas del PER 2011-2020, la prod ucción de

electri cidad reno vable en el año 2020 superaría el

38% sobre la p roducción t otal d e electricidad, res-

pecto al aproximado 30% del año 2010. Estos por -centajes pueden variar ligeram ente depend iendo

de si la cuot a se calcula sobre el consum o bru to de

electricidad, como in dica la Directiva, sumando

las import aciones y restando las exportaciones de

electricidad a la prod ucción brut a; o sobre produc-

ción brut a de electricidad. Estas contri buciones se

presentan en el Cuadro 8.6.





220

CUADRO 8.6. CONTRIBUCI N 2010ǧ2020 DE LA ELECTRICIDAD RENOVABLE A LA PRODUCCI N BRUTADE ELECTRICIDAD Y AL CONSUM O BRUTO D E ELECTRICIDAD

2005 2010 2011 2012 2013 2014

Producción bruta de electricidad (GWh) (A) 292.970 300.241 303.197 311.503 321.471 329.418

Consumo brut o d e electricidad (GWh)(A) + import aciones - export aciones

291.627 291.903 294.897 303.277 312.286 319.449

% EERR sobre prod . brut a 14,5% 32,3% 31,6% 31,4% 32,1% 32,7%

% EERR (eólica e hidráulica norma lizadas)sobre consumo brut o (método Directiva)

18,4% 29,2% 31,0% 32,0% 32,7% 33,5%

2015 2016 2017 2018 2019 2020

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Producción bruta de electricidad (GWh) (A) 349.111 349.111 357.236 365.659 374.566 383.634

Consumo brut o d e electricidad (GWh)(A) + import aciones - export aciones

326.784 337.251 345.236 353.659 362.566 371.634

% EERR sobre prod . brut a 33,4% 33,8% 34,7% 35,6% 36,7% 38,1%

% EERR (eólica e hid ráulica no rmalizadas)sobre consumo brut o (método Directiva)

34,1% 34,4% 35,5% 36,4% 37,4% 39,0%

Not a: dado que el cierre estadístico de la inf orm ación 2010-2011 ha sido posterior a la elaboración del PER 2011-2020, los datos de esta t abla presentanalgunas pequeñas diferencias con dicho cierre estad ístico.

FUENTE: IDAE.

Objet ivos globales en el sector calor/frío

El Cuadro 8.7recoge los objetivo s para las tecno lo-

gías de gen eración de calor/frío, las cuales inclu-

yen la energía geotérm ica, entre ellas la bom ba de

calor, la solar térm ica, la biom asa, ya sea en esta-

do sólido o en form a de biogás, y la aeroterm ia.

Respecto a la biom asa térm ica, el consumo se distr i-

buye principalment e entre el secto r industrial y elsector d om éstico y edificios. Se estim a que el consu-

mo en el primero crecerá tres veces más en térm inos

relativos que el del secto r dom éstico, para llegar, en

2020, a un consum o absolut o tot al distrib uido de

form a bastant e equitativa entre ambo s sectores.

A pesar de la desaceleración sufr ida po r el sect or

solar térm ico debida a la crisis inmobiliaria, la super-

ficie solar térm ica instalada se ha seguido d esarro-

llando, y se estim a que seguirá su senda ascendent e.El crecimiento d e superficie instalada que se prevé es

de un 15% anual, lo que dará lugar a una producción

energét ica que pasará de un 4% de increment o en

los dos primeros años a un 16% anual hasta el 2020.

La evolución de la geot ermia para usos térm icos

se desarrollará en d os tipo s de aplicaciones:

1. Energía geot érm ica, excluyendo el calor geo-térm ico de temp eratura baja en aplicaciones

de bom ba de calor: se estim a que su actual uso

en balnearios e invernaderos se m antend rá

constante, de ahí el estancam iento aparente

en la prim era mit ad de la década; el cual, dará

lugar a m ás de dos veces y m edia la pot encia

instalada en 2010 una vez hayan entrado en

m archa varios proyectos de «district heating » o

«sistem as urban os de calefacción».





221

2 . Energ ía renovab le a pa r t i r de bo m bas de

c a l o r g e o t é r m i c a s: l a b o m b a d e c al o r

mediante geotermia de muy baja temperatu-

ra para climatización y ACS ha experiment a-

do un crec imiento notab le en estos ú l t imo s

años. Por ello, envian do l as correct as seña-

les, se est im a que se cont in uará con creci-

miento s de un 15% en la primera mitad d e la

década para segu ir con increm ent os algo

inferiores una vez el m ercado vaya alcanzan-

do su madurez.

Finalm ente, se observa cóm o la bom ba de calor

aerotérmica experimentará crecimient os mod era-

dos de un 6 % hasta casi duplicar su prod ucción

energética en 2020.

CUADRO 8.7. OBJETIVOS DEL PL AN DE ENERGÍAS RENOVABL ES EN EL SECTOR DE LA CAL EFACCIÓNY REFRIGERACIÓN

ktep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Energía geotérm ica(excluyendo el calor geot érmicode tem peratura baja enaplicaciones de bom ba de calor)

3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 5,2 6,4 7,1 7,9 8,6 9,5

Energía solar térmica 61 183 190 198 229 266 308 356 413 479 555 644

Biomasa 3.468 3.729 3.779 3.810 3.851 3.884 4.060 4.255 4.377 4.485 4.542 4.653

Sólida (incluye residuos) 3.441 3.695 3.740 3.765 3.800 3.827 3.997 4.185 4.300 4.400 4.450 4.553

Biogás 27 34 39 45 51 57 63 70 77 85 92 100

Energía renovable a part ir debom bas de calor 7,6 17,4 19,7 22,2 24,9 28,1 30,8 33,6 37,2 41,2 45,8 50,8

De la cual aerotérm ica 4,1 5,4 5,7 6,1 6,4 6,9 7,4 7,9 8,4 9,0 9,7 10,3

De la cual geotérm ica 3,5 12,0 14,0 16,1 18,5 21,2 23,4 25,7 28,8 32,2 36,1 40,5

Tot ales 3.541 3.933 3.992 4.034 4.109 4.181 4.404 4.651 4.834 5.013 5.152 5.357

FUENTE: IDAE.

Objet ivos globales en el sector del t ransport e

En la Cuadro 8.8 se desglosan t odas las fuentes de

energ ías reno vables util i zadas en el secto r deltransporte. Es im port ante d estacar la aparición d e

objet ivos para el vehículo eléctr ico antes de la

m itad de la década. A título comp arativo se inclu-

ye tam bién en la Cuadro 8.9 la contribución t otal

de las energías pro cedent es de fuen t es de ener-

gías reno vables en el transpor te.

Por ot ro lado, las hipót esis que explican la evolu-

ción prevista en la producción y uso de biocarbu-

rant es en España durant e el period o 2011-2020

son las siguien t es:

1. Biodiésel Se prevé que el rit m o de crecim ient o se int en-

sifique gracias a los obj etivo s de biocarb uran-

tes establecidos para el inicio d e la década, en

concret o par a los años 2011, 2012 y 2013, los

cuales for m an part e de las m edidas estab leci-

das en el Plan de Ahorro Energético del Gobier-

no, de m arzo de 2011. Asimismo, este consumo

seguirá una senda ascendent e a lo largo d e la

década, apoyado po r el desarrollo de especifi-





222

caciones para mezclas etiquetad as, junt o con el

previsible éxito de la no rm alización del B10.

En cuanto a las import aciones, se prevé, a partir

de 2010, un descenso paulat ino en t érm inos rela-

tivo s durant e los próxim os años, hasta estabili-

zarse en torn o al 10% del consumo t otal durante

la segunda m itad del periodo 2011-2020.

Por último, y en lo referente al consumo de bio-

diésel del artículo 21.2 de la Directiva 2009/28/

CE, aquél que se obt iene a part ir de desechos,

residuos, m aterias celulósicas no aliment arias y

m aterial l igno celulósico, las cifras aport adas

muestran la expectativa existent e de que al fin al

del periodo 2011-2020 se alcance un grado de u ti-

lización próximo a los dos tercios del potencial de

aprovecham iento de aceites veget ales usados.

2. Bioetanol y bio-ETBE

Se prevé que el consumo p ráct icament e se

duplique, d esde 2011 hasta 2020. Su proy ección

ascendente será en parte m ot ivada por la proba-

ble desaparición d e la gasolina de p rot ección y

la generalización de la especificación de la gaso-

lina com o E10.

Po r o t ro lado , se est im a que la impor t an te

cont r ibuc ión de las import ac iones de ETBE

al consum o nacional de et anol que se obser-

van en 2010 se vaya reduciendo en los años

s igu ien t es hasta d esapa rece r , a l gene ra -

l izarse la incorpor ación en las gasol inas de

la me z c la d i r e c t a d e b i o e t a n o l j u n t o c o n

ETBE.

En lo que respecta al consum o de b ioetanol y

b io- ETBE de l a r t ícu lo 21.2 de la Direct iva

2009/28/CE, las cifras aportadas m uestran la

expectat iva de que al f inal del period o 2011-

2020 se encuentr en en f ase com ercial algunode los proy ectos existent es en España de pro-

ducción de bioetanol a part ir de m ateriales lig-

noceluló sicos oresiduales.

CUADRO 8.8. OBJETIVOS DEL PL AN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2011ǧ2020 EN EL SECTOR DEL TRANSPORTE

kt ep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Bioet anol/bio-ETBE 113 226 232 281 281 290 301 300 325 350 375 400

De los cuales biocarburant esdel artículo 21.2 (* )

0 0 0 0 0 0 7 7 7 19 19 52

Biodiésel 24 1.217 1.816 1.878 1.900 1.930 1.970 2.020 2.070 2.120 2.170 2.313De los cuales biocarburant esdel artículo 21.2 (* )

0 5 15 45 75 105 135 160 186 158 180 200

Electricidad procedentede fuent es renovables

107 96 126 172 182 198 229 266 307 356 420 503

De la cual t ransporte por carretera 0 0 0 0 5 11 21 34 49 67 90 122

De la cual transporte no por carretera 107 96 126 172 176 187 207 232 258 289 330 381

Tot al b iocarburant es 137 1.442 2.048 2.159 2.181 2.220 2.271 2.320 2.395 2.470 2.545 2.713

TOTAL EERR en el TRANSP. 245 1.538 2.174 2.331 2.363 2.418 2.500 2.586 2.702 2.826 2.965 3.216

(* ) Artículo 21, Apart ado 2 de la Directiva 2009/28/CE: biocarburant es obt enidos a partir de desechos,residuos, materias celulósicas no aliment arias y material lign ocelulósico.

FUENTE: IDAE.





223

CUADRO 8.9. CONTRIBUCIÓN DE LOS BIOCARBURAN TES Y OTRAS FUENTES RENOVA BLESAL CONSUMO EN EL TRANSPORTE

kt ep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Fuentes de EERR en el sect ordel transporte (%)(método Directiva)

0,8% 5,0% 7,1% 7,6% 7,8% 8,0% 8,3% 8,7% 9,1% 9,6% 10,2% 11,3%

FUENTE: IDAE.

8.4. DESARROLLO NORMATIVO

Las principales novedades legislativas en materia

de eficiencia energética, cogeneración y energías

renovables correspondient es al año 2010 se desta-

can a continuación:

EFICIENCIA ENERGÉTICA

I. PLAN DE ACCIÓN 2008-2012 DE LA E4:

PLAN DE ACTIVACIÓN DEL AHORRO Y LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 2008-2011.

• Real Decret o 303/2011, de 4 de marzo, por el

que se m odif ican el Reglament o General de

Circulación , aprobado p or e l Real Decre to

1428/2003, de 21 de noviembre, y el Texto Art i-

culado de la Ley sobre Tráfico, Circulación d e

Vehículos a Mot or y Seguridad Vial, aprobado

por el Real Decreto Legislativo 339/1990, de 2de m arzo, y se reduce el lím ite gen érico de velo-

cidad para turismos y mo to cicletas en auto pis-

tas y aut ovías.

La coyuntur a internacional y la evolución del

prec io de l pe t ró leo ponen de mani f iesto la

necesidad de adop tar m edidas encami nadas a

la reducción del consum o de esta fu ente ener-

gét ica y sus derivados, cuya dem anda se con-

centra en el secto r del t ransport e. Dada la rela-

c ión en t r e e l consumo de ca rbu ran tes en

carreter a y los límit es de velocidad de circula-

ción d e los vehículos en aut opistas y aut ovías, el

presente real decreto procede a la m odificación

del artículo 48 del Reglament o General de Circu-

lación re la t ivo a l l ími t e de ve loc idad de ve-

hículos en dich as vías. Esta m edid a se aplicará

transitoriam ente en atención a los resultados

obt enido s, estando establecida su vigencia en

el periodo comprendido ent re el 7 de marzo de

2011 y el 30 de junio de 2011. El Gobiern o po dráacordar su prórr oga atend iendo a la situación

del m ercado energét ico. Una vez concluido su

vigencia, se restablecerá el límit e de velocidad

anterior la entrada en vigor de esta norm a.

• Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo, por el

que se regula la act ividad de gestor de cargas

del sistem a para la realización de servicios de

recarga energética.

El real decreto, en vigor desde el 24 de m ayo de

2011, tiene po r objet o la regulación de los ges-

to res de cargas del sistema com o sujetos que

desarrollan la actividad destinada al suministro

de energ ía eléctr ica para la recarga de los ve-

hículos eléctricos, de conform idad con lo pre-

visto en la Ley 54/1997 del Sector Eléctr ico. Con

ello se contr ib uye a im pulsar la im plantación





224

del vehículo eléctrico, así com o a la integración

de la generación en régim en especial o de siste-

m as que almacenen energía eléctrica para una

m ejor gest ión del sistem a eléctr ico.Por otr a

parte, en línea con lo ant erior y con las medidas

de infraestructura y gestión de la demanda pre-

vistas por la Estrat egia Integral p ara el Impulso

del Vehículo Eléctrico, con el ho rizont e 2014, y

el Plan de Acción 20 10-2012, se pro cede a crear

el peaje de acceso 2.1DHS de aplicación a lo s

sum inistro s efectuados a tensiones no superio-

res a 1 kV y con pot encia cont ratada m ayor de

10 kW y m enor o ig ual a 15 kW que dif erencia

tres periodos tarifarios, periodo 1, periodo 2 y

perio do 3 (supervalle). Por ello, se hace necesa-

rio establecer una nueva modalidad d e discrim i-

nación hor aria que contem ple este periodo en

los peajes de acceso regulados po r la l egislación

vigente, así como incluir dicha mod alidad den-tr o de la tarif a de últim o recurso (TUR), al ser de

apl icación a los consumido res acogido s a la

TUR de pot encia cont ratada hasta 10 kW, sien-

do necesario adaptar su procedim iento d e cál-

culo mo dificando en estos térm inos la disposi-

c i ó n n o r m a t i v a c o r r e sp o n d i e n t e ( O r d e n

ITC/1659/2009).

• Real Decreto 648/2011, de 9 de m ayo, por elque se regula la concesión directa de subven-

ciones para la adquisición de vehículos eléctri-

cos durant e 2011, en el m arco del Plan de

acción 2010-2012 del Plan int egral de im pulso

al vehículo eléctr ico en España 2010-2014

Este real decreto tiene po r objet o la regulación

de la concesión di recta de ayudas para la adqui-

sición d e vehículos eléctricos nuevos, enten -

diendo como tales aquel los cuya energía de

propulsión procede, tot al o parcialment e, de la

electricidad de sus baterías, cargadas a través

de la red eléctrica.La finalidad de dichas ayu-

das, en fo rm a de subvenciones, es facilit ar y

fom ent ar la mo vilidad eléctrica. Estas ayudas se

concederán a la ad quisición de veh ículos eléc-

tricos nuevos, operaciones de financiación p or

leasing financiero y arrendam iento po r renting

o leasing operat ivo de esto s vehículos, cuyas

solicitudes se registren en el sistem a telem ático

de gest ión d e la subvención ant es de l 1 de

diciembre de 2011, o hasta el agotam iento de

los fond os si esta circunstancia se pro dujera con

anterioridad.

Las ayudas para la adquisición de u n vehículo se

ot orgarán un a sola vez sin que quepa du plicidad

en caso de t ransmisión del m ismo vehículo. Lacuant ía de las ayud as variará según el veh ículo

a adquir ir y auto nomía en m odo de funciona-

mient o exclusivament e eléctrico. Estas ayudas

serán com patib les con o tr as subvenciones, ayu-

das, ingresos o recursos para el m ism o f in, pro-

cedentes de cualesquiera adm inistraciones o

entes públicos o privados, nacionales, de la UE

o de o rganism os internacionales y con ot ras

ayudas o subvencion es que pudieran establecerlas Comunidades Autón om as para igual fin. No

obstante, serán incom patibles con las concedi-

das por el IDAE en el marco del Proyecto Piloto

MO VELE o del Progr ama d e Ayudas a Proyec-

to s Estratégicos, así como de los Proyectos

Estratégicos del Plan de Acción 2008-2012 de la

E4. En caso de concurrencia de subvencion es de

ot ras Adm inistraciones públicas o entes públi-

cos o privad os, el im por te de las ayudas conce-





225

didas no pod rá superar el coste de adquisición

del vehículo.

• Real Decret o 1700/2011, de 18 de noviembre,

por e l que se mod i f i ca e l Rea l Decre to

648/2011, de 9 de mayo, por el que se regula la

concesión directa de subvenciones para la

adquisición de vehículos eléctricos durant e

2011, en el m arco del Plan de Acción 2010-

2012 del Plan int egral de impulso al vehículo

eléctrico en España 2010-2014, para pror rogar

el plazo de admisión de solicitudes de ayuda.

El desplazamient o de la ofert a de vehículos

eléctricos hacia fi nales de 2011 y 2012, coinci-

diendo con la proxim idad de la finalización de la

vigencia de las ayudas a la adquisición de esto s

vehículos, regul adas en el RD 648/2011, hace

necesario cont inuar aplicando m edidas de estí-m ulo a la adquisición de los mismo s.

El present e real decreto, en vigo r desde el 25 de

noviembr e, procede a mod ificar el RD 648/2011

ampliando el periodo d e admisión de solicitu-

des desde el 1 al 15 de di ciemb re de 2 011 y des-

de el 1 de enero d e 2012 hasta el 30 de n oviem-

bre de 2012.

II. ORDENANZAS DE ALUMBRADO:

Desde el año 2006 se vienen inten sif icado las

actuaciones relativas a la incorpo ración de este

t ipo de ordenanzas, registrándose en el ú l t im o

año un t ot al de ocho adicion ales, a las que se

suman ot ras dos en t ramit ación. Estas nuevas

ordenanzas se encuentran am pliament e distribui-

das, localizándose en ocho provincias distint as,

con m ayor incidencia en M urcia y Navarra. Es de

esperar que el núm ero de tram itaciones futuras

s iga en aument o a la v ista d e las ex igencias

m edioam bient ales, entre las que cabe señalar la

Ley 34/2007, de 15 de novi em bre, de calidad d el

aire y protección de la atm ósfera.

III. EQUIPAMIENTO:

• Real Decret o 187/2011, de 18 de febrero, rela-

t ivo al establecimient o de requisitos de dise-

ño ecológi co aplicables a los product os rela-

cionados con la energ ía.

Este real decreto , en vigor desde el 4 de m arzo

de 2011, t iene como objeto el establecimiento

de los requisitos de diseño ecológico aplicables

a los product os relacionados con la energía, con

el fin d e contribuir al d esarrollo sostenible y a laprot ección del m edio amb iente, a t ravés del

incremen to d e la eficiencia energét ica, disminu -

ción de la cont aminación e incremento d e la

seguridad del abastecim ient o energético. Su

ámb ito de aplicación se extiende a los product os

relacionado s con l a energía sobre los que resul-

ten aplicables medid as de ejecución para poder

ser int roducidos en el m ercado o puestos en

servicio. Se incluyen además de los product osque utilizan energía, que constituían el ámbit o

ce r rado de la D i rec t i va 2005 /32 /CE, o t ros

m uchos producto s relacionados con la energía

que tienen un import ante potencial de mejora

para reducir las consecuencias medioam bient a-

les, como ventanas y m ateriales aislant es utili-

zados en la construcción o algunos product os

que ut i l izan el agua, que mediante un m ejor

diseño ecológico también pueden cont ribuir a





226

un ahorro energético important e durante su uti-

lización. Se excluye de su aplicación los med ios

de tr ansport e de personas o m ercancías.

Qued a derogad o el RD 1369/200 7 relat ivo al

establecim iento de requisitos de diseño ecoló-

gico apl icables a los product os que ut i l izan

energ ía, así com o el RD 838/2002 po r el que se

establecen los requisito s de eficiencia energét i-

ca de los balast os de lámp aras fluo rescentes.

• Real Decreto 1390/2011, de 14 de octubre, por

el que se regula la indicación del consumo de

energía y ot ros recursos por part e de los pro-

ductos relacionados con la energía, mediante

el et iquetado y una inform ación normalizada.

Mediant e el presente real decreto , se procede a

regular la inform ación dirigida al usuario f inal,particularmente por m edio del etiquetado y la

inform ación norm alizada del producto, sobre el

consumo d e energía y cuando corresponda, de

ot ros recursos esenciales respecto a los pro duc-

to s relacionados con la energía durante su utili-

zación, así como o tra info rm ación com plemen-

ta r ia , de manera que pe rm i ta e leg i r a los

usuarios f inales productos m ás eficientes. Su

aplicación se limit a a los prod uctos relaciona-dos con la energía cuya ut il ización t enga una

incidencia directa o indirecta significativa sobre

el consumo de energ ía, y en su caso, sobre

ot ros recursos esenciales. Quedan excluidos de

su ám bito de actuación los productos de segun-

da m ano, los medios de transporte para perso-

nas o mercancías, así como la placa de dat os de

po t enc ia o su equ ivalen te co locada sob re

dichos productos por m otivos de seguridad.

Este real decreto , en vigor a p art ir d el 16 de

octu bre de 2011, refuerza los principios cont e-

nido s en el Real Decreto 187/2011, relat ivo al

establecim iento d e requisitos de diseño ecoló-

gico aplicables a los product os relacionados con

la energía. Asim ismo, m ediante su aprobación

se procede a la incorpor ación al derecho espa-

ñol de la Dir ectiva 2010/30/CE, del Parlam ento

Europeo y del Consejo, de 19 de m ayo de 2010,

relativa a la indicación del consumo d e energía

y ot ros recursos por parte de los produ ctos rela-

cionados con la energía, m ediante el etiqu eta-

do y una inform ación normalizada.

IV. TRANSPORTE:

• Real Decreto 1361/2011, de 7 de octu bre,por el

que se modi fica el Real Decreto 61/2006, de 31

de enero, por el que se fijan las especificacio-nes de gasolinas, gasóleos, fueló leos y gases

l icuados del petról eo, se regula el uso de

determ inados biocarburantes y el cont enido

de azufre de los com busti bles para uso m arí-

t im o, en lo relativo a las especificaciones t éc-

nicas del gasóleo denom inado clase B.

A objeto de compaginar la mejora medioam -

bient al asociada a la reducción del cont enido deazufre, requ erida po r el RD 1088/2010 según lo

establecido po r la Directiva 2009/30/CE, y mini-

m iza r e l impac to económico de la m ed ida ,

m ediante este real decreto, se detallan los usos

del gasóleo B para los que se exige un cont eni-

do m áximo en azufre de 10 mg/kg a part ir del 1

de enero de 2011 y aquellos que temp oralmen-

te, h asta el 31 de diciem bre d e 2011, están exi-

m idos de su cumplim iento . Para otros usos del





227

gasóleo B distin t os a los especifi cados, no será

exigible dicha m edida. Según esto, el pr esente

real decreto , en vigor a partir del 21 de octubre

de 2011, mo difica al RD 61/2006, en lo ref erent e

a las especificaciones t écnicas relativas a gasó-

leos de uso agrícola y marít im o (clase B), de

m odo que a part ir del 1 de enero de 2011, e l

contenido m áximo autorizado de azufre de los

gasóleos para máquinas mó viles no d e carrete-

ra, tract ores agrícolas y forestales y embarca-

ciones de recreo sea 10 mg/kg, pu diénd ose pro-

d u c i r e n t r e g a s a u su a r i o s f i n a l e s co n u n

contenido en azufre de hasta 20 mg /kg. Hasta

el 31 de diciem bre de 20 11 se podrá com erciali-

zar gasóleo que conteng a un m áximo de 1000

m g/kg d e azufre para vehículos ferroviarios y

tr actores agrícolas y fo restales, siem pre y cuan-

do este límite no ponga en riesgo el funciona-

m iento adecuado de los sistemas de control deemisiones.

ENERGÍAS RENOVABLES

• Real Decret o 459/2011, de 1 de abril, por el

que se fijan los objet ivos obligatorios de bio-

carburant es para los años 2011, 2012 y 2013.

En el Consejo de M inistros del 4 de m arzo 2011

se estableció, com o part e del Plan de m edidas

urgent es de ahorro y eficiencia energética, la

necesidad de increm entar la ob l ig ac ión de

intr oducir bio diesel en carburant es hasta el 7%

en cont enido energét ico para los años 2011,

2012 y 2013. Con ob jeto de reducir el consumo

de com bustib les fósiles en el secto r del tran s-

port e, contr ibuir a d iversif icar las fuentes de

energía primaria, increm entar la seguridad de

abastecim iento energético, acrecentar la inde-

pendencia energética y reducir el coste de las

im port aciones de pet róleo, se considera conve-

nient e, establecer nuevos objetivos m ás amb i-

ciosos de venta y consumo de biocarburant es

que lo s est ablecidos po r el RD 1738/2010, de 23

de diciemb re. El presente real decreto t iene

como o bjeto el establecimiento d e los objetivos

anuales obligatorios mínim os de venta o consu-

m o de biocarburantes con fines de transporte,

para lo s años 2011, 2012 y 2013. A t al f in , se

fijan t res objet ivos mínimos, en relación al con-

tenid o energét ico en g asolinas, en g asóleos y

en el to tal d e gasolinas y gasóleos vendido s o

consumidos.

Objet ivos (%) 2011 2012 2013

Biocarburantes 6,2 6,2 6,5

Biocarburantes en diesel 6,0 7,0 7,0

Biocarburantes en gasolina 3,9 4,1 4,1

Los porcentajes indicados se calcularán, para

cada uno de los sujet os obligado s, de acuerdo

c o n l a s f ó rmu la s r e c o g id a s e n l a O rd e n

ITC/2877/2008.

Los sujeto s obl ig ados a acreditar e l cum pli-m iento de dichos objetivos son: los operadores

al por mayo r del sector de hidro carburos, por

sus vent as anuales en el m ercado nacional,

excluidas las vent as a ot ros operad ores al por

m ayor; Las empresas que desarrollen la activi-

dad de distribución al por m enor de productos

pet rolíferos en la part e de sus vent as anuales en

el mercado nacional no sum inistrado p or los

operado res al por m ayor; los consumid ores de





228

product os petrolíferos, en la parte de su consu-

mo anual no sum inistrado por operadores al por

m ayor o por las empresas que desarrol len la

actividad de distribución al por m enor de pro-

ductos pet rolíferos.

• Resolución de 3 de junio d e 2011, de la Secre-

t aría de Estado d e Energía, por la que se

aprueba el procedim ient o de operación 3.7

«Programación de la generación de origen

renovable no gestio nable» de los sistem as

eléctricos insulares y extrapeninsulares.

La Secret aría de Estado d e Energ ía pro cede

m ediant e la presente Resolución, previo infor-

m e de la Com isión Nacional de Energía, a la

aprobación de un proced im iento de opera-

ción, por el cual se habilita un soport e norm a-

t ivo p ara el control de pro ducción de genera-c ión de rég im en especia l en los Sis temas

Extrapen insulares e Insulares de m anera aná-

loga al ya existen te en el Sist em a Eléctr ico

Peninsular. Dicho procedim iento describe los

fluj os de infor m ación y los procesos necesa-

rios para la programación de la generación de

origen renovable no gestionable, con el f in de

garant izar la operación segura de los Sistem as

Eléctri cos Insulares y Ext rapen insulares. Enconsecuencia, pret ende establecer med idas

de operación que perm itan la máxima int egra-

ción posible de la potencia y energía compati-

b le con la op eración segura y estable de lo s

Sistemas.

Este p rocedim ient o se aplica a los siguient es

sujetos: Red Eléctr ica como O perador del Siste-

m a (OS); empresas pro piet arias de instalacio-

nes de producción de orig en renovable no g es-

tio nable; Cent ros de Control d e las instalaciones

de generación de origen renovable no gestiona-

ble; las empresas prop ietarias de instalaciones

de la red de t ransport e; las emp resas propiet a-

rias de instalaciones de la red de d istribución y

los gestores de distr ibución correspond ient es.

Desde el punt o de vista d e las instalaciones de

prod ucción, será de aplicación a to das las insta-

laciones de generación de origen renovable no

gestion able instaladas en los SEIE con po ten cia

nom inal registrada en el Registro Adm inistrati-

vo de Instalaciones de Producción en Régim en

Especial (RAIPRE) mayo r de 1 M W o a aquellas

inferiores a 1 MW pero que form en parte de una

agrupación d e instalaciones cuya potencia to tal

sea mayor de 1 MW .

• Resolución de 14 de junio d e 2011, de la Secre-t aría de Estado de Energía, por la que se inclu-

ye el hid robiodiesel en el anexo de la Orden

ITC/2877/2008, de 9 de oct ubre, po r la que se

establece un mecanism o de fo m ento d el uso de

biocarburant es y otro s combustibles renovables

con fines de transport e.

Esta resolución tiene por o bjeto la incorpora-

ción del hidro biodiesel en el anexo de la OrdenITC/2877/2008, de 9 de oct ubre, para q ue pueda

cert i f icarse el cont enido energét ico de d icho

b iocarburante , estab lec iendo e l conten ido

energét ico de este bio carburant e en 0,8121 tep /

m 3 así com o el rendim iento en volum en del 97%

para el proceso de t ransform ación de aceite

veget al en hidrobio diésel, salvo en los casos de

m ezclas de hidro biodiésel con g asóleo de ori-

gen fó sil.





229

• Real Decreto 1597/2011, de 4 de noviemb re,

por el que se regulan los crit erios de sosteni -

bilidad de los biocarburantes y biol íquidos, el

Sist ema Nacional de Verif icación de la Sost e-

nibilidad y el doble valor de algunos biocarbu-

rantes a efectos de su cómput o.

El presente real decreto , en vigor desde el 6 de

noviemb re de 2011, t iene com o objet ivos: la

regulación de los criterios de sosteni bilidad d e

los biocarburant es y bio líquidos establecidos en

la norm at iva comunitaria; e l establecimiento

del sistem a nacional de verificación de la soste-

nibilid ad de los biocarburant es y biolíquidos; y

la configuración del valor dob le de determ ina-

dos biocarburantes, para el cumplimient o de

los objetivos obligatorios en mat eria de ener-

gías procedent es de fuent es renovables en el

transport e y la obligación de util izar energíasrenovables.

Mediant e este real decreto se incorporan par-

cialment e al ordenam iento jurídico nacional la

Directiva 2009/28/CE del Parlament o Europeo y

del Consejo, de 23 de abril de 2009 , relativa al

fom ento d e l uso de energ ía procedente de

fuentes renovables.

ORDENANZAS SOLARES:

A partir d el año 2001, fecha en que tuvo lugar la

publicación por el IDAE del m odelo de O rdenanza

Mu nicipal sobre Captación Solar para usos térm i-

cos, ha sido int ensa la activid ad a nivel nacion al en

cuanto a la elaboración y aprob ación de ordenan-

zas solares, tant o d e aprovechamiento de energía

térm ica com o fo to volta ica. En el año 2011 han

sido trece los mun icipios en los que se han aproba-

do ordenanzas solares adicionales. A estos se

suman o t ros t res con t rami t ac iones en curso.

Como es habitual, a n ivel geográf ico, la m ayor

actividad se registra en el área medit erránea, con

Cataluña a la cabeza. Se espera que nuevos m uni-

cipios se sigan sum ando a esta iniciat iva, dado el

im pacto d el nuevo Plan de Energías Renovables

2011-2020 sobr e la energ ía solar, así com o el

im pulso de la legislación relativa a la edificación y

el uso de la energía solar térm ica en la cobert ura

de las necesidades de las viviend as.

RÉGIMEN ESPECIAL

• Real Decreto -ley 14/2010, de 23 de diciembre,

por el que se establecen m edidas urgentes

para la corrección del déficit t arifario del sec-tor eléctrico.

El objetivo d el presente Real Decreto- ley, en

vigor d esde el 25 de diciembre de 2010, es abor-

dar con carácter urg ente la corrección del défi-

c i t t a r i fa r io de l sector e léct r ico . Asimismo ,

m antiene el objetivo de eliminar la aparición de

nuevo déficit en el sistema eléctrico a partir del

2013, y asegura esta senda de reducción reco-giendo un conjunto d e m edidas que permit an

solventar la situación coyunt ural. En el diseño

de estas med idas se ha cuidado asegurar la

garant ía del sum inistro, y garantizar la protec-

ción del derecho d e los consumid ores al sumi-

nistro eléct rico en condiciones equit ativas, así

como asegurar el cumplimient o de los objetivos

en m ateria de eficiencia energética y fom ento

de las energías renovables.





230

Por ello en prim er lugar, se anula la excepción

del pago p or el uso de las redes de t ransporte y

distribución a los consum os por bom beo y se

establece la obligación de los produ ctores de

energía eléctrica del p ago d e dichos peajes. Así,

dado que las instalaciones de generación, espe-

cialment e las de régim en especial, han experi-

m entado un crecimient o signif icat ivo, se ha

prod ucido un increm ento de las inversiones en

las redes de transport e y distribución de energ ía

eléctrica. En el cont exto actual de crisis y déf icit

tarifario, queda justificado que lo s generadores

contrib uyan med iante el pago de peajes a los

costes impu tab les a las inversiones requerid as,

fijándose provisionalment e un p eaje de acceso

de 0,5 €/MW h tom ando como referencia la nor-

m ativa comunit aria vigent e. En segundo lugar,

con el fin d e reducir los costes im put ables a la

tarif a se establece que las em presas producto -ras del régimen or dinario fin anciarán el Plan de

Acción 2008-2012 de la «Estrategia de aho rro y

eficiencia energét ica en España 2004-2012». En

tercer lugar, parece razonable que los produc-

tores de régimen especial contribuyan a m itigar

los sobrecostes del sistem a, de m anera propor-

cional a las característ icas de cada t ecnología, a

su grado de part icipación en la generación de

esos sobrecostes y al m argen existent e en laretribución cuya rentabilidad razonable queda

en to do caso garantizada. Con t al f in, se han

venido aprobando en los últ im os meses medi-

das regulatorias dirigid as a los prod ucto res de

energía eléctr ica eólica, term osolar y de coge-

neración. Por ello, teniendo en cuent a el ritm o

de crecimiento de las instalaciones fot ovoltai-

cas, y salvaguardand o el prin cipio de suficiencia

de su retr ibu ción, dada la incidencia que su

generación pro duce en el déf ic i t t ar i far io, se

establece la posibi l idad d e l imit ar las horas

equivalentes de funcionamient o con derecho al

régimen económico primado que tengan reco-

nocido. De este m odo se fijan d ichos valores de

referencia de acuerdo con los valores utilizados

para el cálculo de su retr ibución establecidos en

el Plan de Energías Renovab les 2005-2010 y los

reflejad os en el RD 661/2007. Paralelament e, se

amp lía a 28 años para las instalaciones de tipo

de t ipo f ot ovolt aico, las referencias en el plazo

a los prim eros 25 años estab lecidas en el RD

661/2007.

• Orden ITC/2585/2011, de 29 de sept iem bre,

por l a que se revisan los peajes de acceso, se

establecen los precios de los peajes de acceso

supervalle y se actualizan det erminadas t ari-

fas y prim as de las instalaciones del régim enespecial, a part ir de 1 de octubre de 2011.

M ediante la presente o rden, en vigor desde el 2

de o ctub re de 2011, se revisan los peajes de

acceso a las redes de tr ansporte y distrib ución

de energía eléctrica y se estab lecen a partir d e

1 de o ctubr e de 2011 los pea jes de acceso

supervalle a las redes de transport e y distrib u-

ción, def inidos en el RD 647/2011 por el qu e seregula la activid ad de gesto r de cargas del sis-

t ema para la realización de servicios de recarga

energét ica y en la O rden ITC/1659/2009. En

relación con esto, se establece un p eriodo de

seis meses a part ir de la entrada en vigor d e

esta or den para la adaptación de los equipos de

m edida en aquello s sumin istros que se acojan

al peaje de acceso con discrim inación ho raria

supervalle.





231

Asimismo, d e acuerdo con lo previsto en el RD

661/2007 por el q ue se regula la activid ad de

prod ucción de energía en régim en especial, se

procede a la actualización de las tarif as y prim as

para las instalaciones de cogeneración que ut i-

licen gas nat ural, gasóleo, fuel-oi l o GLP, insta-

laciones de residuos, así com o las instalaciones

de cogeneración para el tratam iento y reduc-

ción d e residuos. Dichas actualizaciones se rea-

lizarán en fun ción de las variaciones de los valo-

res de referencia de lo s índices de precios de

com bustibles y el IPC tr im estr al.Por ot ro lado,

el desarrollo de las convo cator ias de preasigna-

ción de ret ribución para instalaciones fotovol-

taicas y el enorme núm ero de expedientes tra-

mi tados , aconse jan una mod i f i cac ión de l

calendario de las convocat orias de form a que se

celebren asociadas cada dos t rim estres. En con-

secuencia, se m odif ica el RD 1578/2008 d e ret ri-bución de la actividad de pro ducción d e energía

eléctrica m ediante t ecnología solar f otovolt aica

para instalaciones posterio res a la fecha límit e

de mant enimient o de la retr ibu ción del Real

Decreto 661/2007, de form a que el núm ero de

convocatorias anuales se fija en cuatro, coinci-

dent es con las fechas de resolución del procedi-

m iento de preasignación.

• Real Decret o 1699/2011, de 18 de noviem bre,

por el que se regula la conexión a red de insta-

laciones de producción de energía eléctri ca de

pequeña potencia.

El objet o del real decreto es efectuar el desarro-

llo d e la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, en sin-

to nía con la Direct iva 2004/8/CE relat iva al

fom ento de la cogeneración sobre la base de la

d e m a n d a d e c al o r ú t i l y c o n l a D i r e c t i v a

2009/28/CE relativa al fo m ento del uso de ener-

gía procedente de fuent es renovables m ediante

el establecim iento de las condiciones adm inis-

tr ativas y t écnicas básicas de conexión a la r ed

de baja y alt a tensión h asta 36 kV de las instala-

ciones de energías reno vables y de cogenera-

ción de pequeña pot encia, teniendo en cuenta

sus especiales caracter íst icas y con la f inalid ad

de establecer una regulación específ ica que

perm ita el desarrollo de estas actividades.

El real decreto será de aplicación a las instala-

c iones de rég imen ord inar io y especia l de

pot encia no superior a 100 kW, de las tecno lo-

gías presentes en instalaciones que ut i l icen

como energía primaria alguna de las energías

renovables no consum ibles, biom asa, o cual-

quier tipo de biocarburante, o bien residuos convalorización energét ica no cont emp lados en la

categoría anterio r, en cualquiera de los dos

casos siguien t es: cuando se conect en a las

líneas de t ensión inferi or a 1 kV de la em presa

distribuidora; y cuando se conecten al lado de

baja de un transformado r de una red interior, a

una tensión inferior a 1 KV, de un consumidor

conectado a la red de distr ibución y siempre

que la po tencia instalada de generación conec-tad a a la red int erior no supere los 100 kW.

Igualment e, será de aplicación a las instalacio-

nes de régimen ordinario y régimen especial de

pot encia no superior a 1.000 kW de las tecnolo-

gías cont empladas en las instalaciones de cog e-

neración, así como de centrales que ut i l icen

como combustible principal biomasa proceden-

te de: cult ivos energéticos, de residuos de las

activid ades agrícolas, de jardinerías, o de apro -





232

vechamient os for estales y ot ras operaciones

silvícolas; de estiércoles, biocom bustibles o b io-

gás procedente de la d igest ión anaerobia de

residuos agrícolas y ganadero s, de residuos bio-

degrad ables de instalaciones industr iales o de

lodo s de depuración de aguas residuales, así

como el recuperado en los vertederos; y de ins-

talaciones industriales, que se conecten a las

líneas de t ensión no superi or a 36 kV de la

emp resa distrib uidora, bien directam ente o a

través de una red int erior de un consumidor.

Asimismo, se excluyen del régimen de aut ori-

zación admin istrativa las instalaciones de pro-

ducción con p otencia nom inal no superior a 100

kW y se anuncia la fut ura y próxim a regulación

del suministro de la energía eléctrica prod ucida

en el interior de la red de un consum idor para

su propio consumo que incentivará el autocon-sumo.

Con estas m edidas se pret ende el d esarrollo de

la generación distribuida con beneficios para el

sistem a como son la reducción de pérd idas en

la red, la reducción d e necesidades de inversio-

nes en nuevas redes y, en definit iva, una min i-

m ización d el im pacto d e las instalaciones eléc-

tricas en su entorno .

Med iante este real decreto, en vigor d esde el 9

de diciem bre de 2011, se procede a la incorpo -

ración parcial al derecho español d e la Directiva

2009/28/CE relativa al fo ment o del uso d e ener-

gía procedente de f uent es renovables en lo

relativo a la sim plificación de los procedimien-

to s de aut orización para las instalacion es de

producción de electricidad de pequeño t amaño

y a las condi ciones de acceso a las redes. Asi-

m ismo , se de roga e l RD 1663/2000 sob re

conexión de instalaciones fot ovoltaicas a la red

de baja tensión, ampliando el ámb ito de aplica-

ción de la nueva regulación y mant eniendo la

estruct ura básica de su cont enido.

LIBERALIZACIÓN DEL M ERCADO

ENERGÉTICO E IMPULSO

DE LA PRODUCTIVIDAD

• Ley 2/2011, de 4 de m arzo, de Econom ía Sos-

tenible.

La Ley d e Econom ía Sostenible, en vigor desde

el 6 d e m arzo de 2011, recoge disposiciones

relativas a distint os ám bit os de la sostenibilidad

amb iental, desde la que se abordan reform asglo bales de los secto res afectados. Estos ámb i-

to s son el m odelo energét ico, la reducción de

emisiones, el transporte y la mo vilidad sosteni-

b le y , en especia l por su imp ort anc ia en e l

m odelo económ ico español, la rehabilit ación y

la vivienda.

Con relación a la sostenibilidad medioambiental ,

la Ley, recoge lo s grandes principios aplicablesen la m ateria, esto es, la garantía de la seguri-

dad del sum inistro, la eficiencia económ ica y el

respeto al medio ambiente, así como los obje-

t i vos naciona les para 2020 sobre aho rro y

e f ic iencia energét ica y sobre u t i l izac ión de

energías renovables, coher ent es con los esta-

blecido s en la UE. De ello se deriva un modelo

energético que buscará im pulsar la part icipación

de las energías renovables, refo rzar la previsibi-





233

lidad y la ef iciencia de las decisiones de políti ca

energética y en especial del m arco de incenti-

vos y reducir la part icipación de las energías

con mayo r pot encial de em isiones de CO2. Por

o t ra par te , se impu lsa la cooperac ión ent re

Adm in is t rac iones Púb l icas y se fom enta la

I+D+i en m ateria de energ ías renovables y aho-

rro y eficiencia energét ica, con hincapié en las

nuevas obligaciones para las Adm inistraciones

Públicas.

Respecto al sector t ransporte , la Ley pretende

impulsar su transform ación para incrementar su

ef ic iencia económ ica y medioam bient al, así

como la compet itividad en el mismo. En cuanto

a la movilidad sostenible , se foment a la aplica-

c ión de los p lanes de m ovi l idad sosten ib le ,

suped i tando la concesión d e subvenciones

estat ales al transporte público urbano o m etro-polit ano a la puesta en m archa de estos planes.

Se avanza también en el f om ento d e la mo vili-

dad sostenible en las empresas, dando rango

legal a la previsión de planes de transport e. En

m ateria de promoción del transporte por carre-

te ra l im p io , por una par t e , se t ranspone la

Direct iva 2007/46/CE por la que se crea un m ar-

co para la hom ologación de los vehículos de

m oto r y de los remo lques, y por ot ra, la Directi-va 2009/33/CE relativa a la prom oción d e vehí-

cu los de t ransport e por carre tera l imp ios y

energét icament e ef ic ientes. Según esto, los

poderes adjudicadores y los operadores que

ejecuten ob ligaciones de servicio público, en

sus adquisiciones de vehículos de transport e en

carretera, deberán considerar el imp acto ener-

gét ico y m edioambient al l igado al uso de los

vehículos durante su vida útil.

En lo referente al sector de la vivienda , la Ley

trat a de im pulsar la recuperación de este sector

m ediante re form as d i r ig idas al im pu lso a la

rehabilit ación y la renovación urbanas. Asim is-

m o, la Ley prevé que la Adm inistración General

del Estado, j unto a las Administraciones com-

petentes en mat eria de ordenación del t errito-

rio y urb anismo, im pulse las acciones de rehabi-

litación y reno vación y la coordin ación de las

m edidas, los fondo s, las ayudas y los beneficios,

incluidos los previsto s en pro gramas comunit a-

rios, dest inados a tales objetivo s. En est e ámbi -

to se contem pla el uso de tecnologías lim pias y

eficientes dirigidas a la gestión de la energía,

agua y residuos.

Como inst rumento f inanciero se recoge el

Fondo de Econom ía Sost enible cuyo f in es

apoyar el desarrollo de los principios y objet ivoscont enidos en la Ley. Se prevén igualment e ins-

trum entos de coordinación entre la Administra-

ción General del Estad o y las Com unidad es

Aut ónom as, así como con las Ent idades locales,

en el seguimient o y evaluación de la aplicación

de la Ley.

• Orden ITC/2366/2011, de 30 de agosto, por la

que se estab lecen las bases reguladoras de lasayudas para la realización de act uaciones en

el marco de la política pública para el fom ento

de la competi t ividad de sectores estrat égicos

industr iales para el período 2012-2015.

Constit uye el objeto d e la presente orden, en

v igor d esde e l 4 de sept iem bre de 2011, e l

establecimient o de las bases del régimen d e

ayudas para im pulsar actuaciones dirigidas al





234

mantenimiento y m ejora de la compet i t iv idad

de sect ores estr atég icos industr ia les, en el

período 2012-2015. El ámb it o de apl icación

incluye actuaciones que tienen com o f inalidad

favorecer la com pet i t iv idad de las em presas

de los sectores estrat égicos industriales, y d e

m anera específica en aspectos como : el incre-

m ento d el valor añadido de pro ductos y servi-

c ios, o r ien tado s a la p roducc ión l im p ia ; e l

aument o de la ef ic iencia y sostenibi l idad de

los procesos de pro ducción; la reorient ación

de la producción hacia prod ucto s m ás sosten i-

b les que mejoren la e f ic iencia energét ica y

su impacto amb ienta l a lo la rgo de l c iclo de

vida; etc.

Las actu aciones beneficiarias deberán int egra-

se dentro de planes de compet it ividad empre-

sarial concernien tes a algun os de los siguient es

secto res: bienes de equipo; quím ico y farm a-

céutico; met alúrgico y siderúrgico; producto s

m etálicos y fabricación de otro s prod uctos mi-

nerales no met álicos; ferroviario; autom oción;

y aeroespacial.



9. EN ERGÍA Y M EDIO AMBIENTE




ENERGÍA Y M EDIO AM BIENTE

En España, durante el año 2011 ha cont inuado el

estancam iento de la econom ía, prod uciéndose, en

consecuencia, un descenso del consumo energét i-

co en relación con el año 2010, tant o en energía

prim aría com o, un poco m ás elevado, en energía

final. En este cont exto, aunque su participación

porcentual se ha incrementado , tam bién se ha

producido un descenso, en r elación con el año

anterior , de la aport ación de las energías renova-

bles en la generación eléct rica.

Respecto a la actividad int ernacional en el ámbit o

del camb io climático, entre noviembre y diciem-

bre d e 2011 se ha celebrado l a COP 17 en Du rban

(Sudáfrica) y, a nivel europeo , se ha seguido t raba-

jando en la el aboración d e lo s inst ru m en t os para

poner en práctica en el año 2013 el nuevo sistem a

de com ercio de derechos de em isión.

Al igual que en ediciones anteriores, en este apar-

tado se reseñarán en prim er lugar los hechos más

relevantes acaecidos en el ám bit o d e la energía y

med io amb iente en la esfera internacional para,

seguidam ent e, revisar las actuaciones de la Unión

Europea y fin alizar con las actuacion es nacionales

m ás dest acadas.

9.1. ÁMBITO INTERNACIONAL

Convención M arco del Camb io Clim ático.El Prot ocolo de Kiot o. La COP-17 deDurban (Sudáfrica). 28 noviem bre – 9diciembre 2011

La Convención M arco del Cam bio Climático d e las

Naciones Unidas adopt ó, a finales del año 1997, el

Proto colo de Kiot o, por el cual los países industr ia-

lizados y de econo m ías en t ransición (países del

Anexo B) se compro m etieron a lim itar las emisio-

nes de los seis gases de efecto i nvern adero (CO2,

CH4, N2 O, HFCs, PFCs y SF6) ent re 1990 y el

período 2008-2012. Entr e los comprom isos más

relevantes de reducción de em isiones podem os

citar : la Unió n Europea -8%, Est ados Unido s -7%,

Japón - 6%, Rusia 0%, Austr alia +8%, etc.

Entre el 28 de noviembre y el 9 de diciemb re de

2011, se han celebrado en Dur ban (Sudáfrica) las

reunio nes correspondient es a la 17ª Conferencia

de las Partes de la Convención Marco de Naciones

Uni das sob re Camb io Clim áti co (COP 17) y la 7ª

Sesión d e la Conferen cia de las Part es, en calidad

de reunión d e las Partes del Proto colo de Kiot o

(CMP7) y del 35.º Periodo d e Sesiones de los Órga-

nos Subsidiarios.

Tras dos sem anas de int ensas nego ciaciones que

oblig aron a prorro gar en m ás de un día las nego-

ciaciones, las Partes de la Convención han alcanza-

do un acuerdo que refuerza el marco m ultilateral

de lucha contra el cambio clim ático gracias a tres

element os centrales de un paquete d e decisiones

que han supuesto el gran éxito de la Cumbre:

1. Un proceso para determinar un m arco legal,

aplicable a t odo s los países, a part ir de 2015

que facilite la acción clim ática,

2. La puesta en m archa del Fondo Verde para el

Clima,

3. La continuación del Proto colo de Kioto a través

de un segundo periodo de comprom iso.





Esto s tres grand es avances políticos se han com -

plement ado con un conjunt o de m ás de 30 deci-

siones que culmin an el progreso del año anterior

en la cumbre d e Cancún, a través de la im plem en-

tación y desarrollo de m uchos de los element os

acordados ento nces. Así, en el ámbit o del Grupo

de Trabajo para la Cooperación a Largo p lazo

(AWG LCA), se ha avanzado en la p uesta en m ar-

cha de los element os ya lanzados en los Acuerdos

de Cancún en ám bit os com o la mit igación, los

m ecanismos de mercado, la adaptación, la tecno-

logía, la f inanciación a largo p lazo o el f ort aleci-

mient o de capacidades entre ot ras cuest ion es.

Por su parte, el Grupo d e Trabajo para la conside-

ración de los Futuros Comp rom isos de las Partes

Anexo I (AWG KP) ha trabajado para dar form a a

la continuidad del Protocolo d e Kioto avanzado en

las cuestio nes relacionadas con los com prom isos

de redu cción que asumirán las Part es en el segun-do p eriodo d e comp rom iso, cerrar las reglas rela-

tivas al mism o y en una serie de prop uestas de

enmiendas.

Adem ás, la COP y la CMP h an adopt ado una serie

de decisiones signif icativas entre las que destacan

las relat ivas a la adaptación , con el acuerdo sobre

el proceso, las m odali dades y directr ices para la

e labo ración e imp lemen t ación d e los P lanesNacionales de Adapt ación en los países m enos

desarrollad os y en otr os países en desarroll o, el

Program a de Trabajo sobre enf oques para hacer

fren t e a las pérd idas y daños asociado s al cambio

clim ático y lo s t alleres que se llevarán a cabo en

2012 sobre este tem a, el establecim iento d e un

foro único para trat ar el im pacto de las m edidas

de respuesta, las cuestio nes relativas al mecanis-

m o de desarrollo limpio (M DL), materialidad o las

m odalidades para considerar la captura y alm ace-

namiento de carbono com o proyectos de MDL,

entre ot ros tem as.

La alianza entre la Unió n Europea, la Alianza de

los Pequeñ os Estad os Insulares (AOSIS, en sus

siglas en ing lés) y el grupo de lo s Países Menos

Desarrollado s, ha sido clave para conseguir un

proceso que aum ente el nivel de amb ición y que

reaf irm e el objet ivo de los 2.º C a través de la

adopción de un acuerdo jurídicament e vinculan-

te que incluya a t odos los países consiguiendo

m antener la presión en los países em ergent es

com o China, Brasil e India, así como en Estado s

Unid os, acto res más d i f íc i les en estas nego-

ciaciones.

9.2. UNIÓN EUROPEA

Régim en de comercio de derechos deemisión (Emission Trading System, EU ETS)

El Consejo de la Unión Europea aprobó el 6 de

abril de 2009 un paquet e de medid as legislativas

sobre energía y cambio climático. Adem ás de pro-

poner p ara el año 2020 la reducción del consumo

de energía hasta un 20% por d ebajo de los nivelesprevistos y de obt ener en dicho año un 20% de su

energía de fuent es renovables, la Unión Europea

ha adoptad o como ob jetivo reducir las emisiones

de gases de efecto invernadero del conjunt o de la

Unió n Europea en el año 2020 un 20% con respec-

to a los niveles de 1990, contemp lándose tam bién

la posibilidad d e elevar esta red ucción hasta el

30% si se prod uce un acuerdo int ernacion al satis-

factorio sobre el camb io climático.





239

El Sistema de Com ercio de Emisiones de la UE (EU

ETS) es un elemento fundam ental de la po lítica de

la Unión Europea para comb atir el cambio clim á-

tico y su herram ient a clave para reducir las em isio-

nes industriales de gases de efecto invernadero de

m anera rent able. Es el primer y m ayor plan inter-

nacional para el comercio de derechos de em isión

de gases de efecto invernadero, cubriendo un as

11.000 in stalacio nes en 30 países.

Med iante la Direct iva 2009/29/CE de 23 de abril

de 2009 (nueva Direct iva ETS), que ha mo dif ica-

do la D irect iva 2003/87/CE, se ha refo rzado y r evi-

sado el ETS, de fo rm a que a part ir de 2013, aca-

b a d o e l p e r í o d o d e a p l i c a c i ó n d e l a n t e r i o r

régim en de comercio de derechos de emisión,

ten drá unas reg las m ás arm onizadas a n ive l

comu nit ario, será más predecible para los opera-

dores del mercado y go zará de mayor credibi l i -dad internacional.

La imp lant ación de la nueva Direct iva ETS ha

requerido el desarrollo po r part e de la Com isión

de un conjunt o de m edidas, previo acuerdo de los

Estados Miem bros, mediante el procedimiento d e

comitología.

Algunas de estas medid as se han com pletad o yalgunas de ellas aprob ado a lo largo del año 2011.

Entre ell as cabe señalar las siguien tes:

– Derechos de emisión y Asignación grat uit a.

Decisión de la Comisión, de 27 de abril de 2011, po r

la que se determ inan las normas transitorias de la

Unión p ara la arm onización de la asignación gra-

tu it a de derechos de emisión con arreglo al ar-

t ículo 10 bis de la Direct iva 2003/87/CE del Parla-

m ento Europeo y del Consejo (en adelant e CIMs).

Como apoy o a los Estados miem bros y las autori-

dades com petent es para aplicar correctament e la

nueva met odolo gía de asignación de derechos de

em isión y p ara la Fase III de ETS, adem ás de las

norm as establecidas en la Decisión d e la Comi-

sión, se han elaborado un t otal d e nueve docu-

m ent os guía. La Com isión considera que es nece-

sario alcanzar el máxim o nivel de armo nización en

la aplicación de la met odo logía de asignación para

la fase III. Los document os guía tien en como obje-

tivo lo grar la coherencia en la interpret ación de las

CIMs, para prom over la armon ización y evitar

posibles abusos o distorsiones de la com petencia

en el UE. La lista com pleta d e los document os se

describe a continuación

Docum ento Guía n. 1.—Orient ación general: esta

guía ofrece una visión general del p roceso de asig-

nación y explica los fundam entos de la meto dolo-

gía de asignación .

Documento Guía n. 2.—Orientación sobre las

m etod ologías de asignación: esta guía expl ica

cómo funciona la m etodo logía de asignación y sus

prin cipales características.

Docum ent o Guía n. 3.—Recogid a de dato s: esta

guía explica que datos deben rem itir lo s operado-

res a las autoridades compet entes y la form a de

recopilar los. Refleja la estruct ura del cuesti onario

de recogida de d atos facilitada por la CE.

Docum ent o guía n. 4.—Orientación sobre verifica-

ción de d ato s: esta guía explica el proceso de veri-





240

f icación, la obt ención de dat os para las Medid as

Nacion ales de Aplicación.

Docum ento guía n. 5.—Orient ación sobre la fuga

de carbono : se presenta la cuestión de las fugas de

carbono y cóm o afecta al cálculo de la asignación

gratuita.

Docum ento g uía n. 6.—Orient ación sobre flujo s

de calor: se explica cóm o aplicar las meto dologías

de asignación en caso d e t ransferencia de calor

m ás allá de los lím it es de una instalación .

Docum ent o guía n. 7.—Orientación sobre los nue-

vos entrantes y cierres: esta gu ía tiene por o bjeto

exp l icar las normas de reparto de los nuevos

entrant es, así com o el t ratam iento de los cierres.

Docum ento guía n. 8.—Orient ación sobre la emi-siones de gases residuales y d e pro ceso.

Docum ento guía n. 9.—Orientación p ara sectores

específicos: esta guía describe la aplicación de

referencia de p roducto así como los l ím ites del

s istem a pa ra los p rod uc tos enum erados en

las CIMs.

Decisión de la Comisión 2011/389/UE, de 30 de junio de 2011, sobre la cantid ad to tal de derechos de

emisión para la Unión a que se refiere el artículo 3

sexies, apart ado 3, letr as a) a d), de la Direct iva

2003/87/CE del Parlam ent o Europeo y del Conse-

jo , po r la que se est ab lec e un rég im en par a el

comercio d e derechos de emisión d e gases de

efecto invernadero en la Com unidad.

Tal y como se m enciona en su artículo 4:

• La cantidad tot al de derechos de emisión para

la Unión a q ue se ref iere el art ículo 3sexies ,

apartado 3, letra d), de la Dir ectiva 2003/87/CE

en el período com prendido ent re el 1 de enero

de 2012 y el 31 de diciem bre d e 2012 asciende a

180 958 245

• La cantidad tot al de derechos de emisión para

la Unión a q ue se ref iere el art ículo 3sexies ,

apartado 3, letra d), de la Dir ectiva 2003/87/CE

en cada uno de los años del período que emp ie-

za el 1 de enero de 2013 asciend e a 170 972 071.

– Fuga de carbono

La nueva Direct iva ETS estab lece que la prod uc-

ción de sectores que se consideran expuestos a

riesgo d e fuga d e carbono recibirá, en compara-

ción con ot ros sectores, mayor cantidad d e dere-chos de em isión grat uitos.

La Decisión de la Comisión 2011/745/UE, de 11 de

noviembre de 2011, modi f ica las Decis iones

2010/2/UE y 2011/278/UE, en lo q ue se refiere a l os

secto res y subsect ores que se consideran expues-

to s a un riesgo significativo de fug a de carbono.

– Subastas

Durante el prim er período de comercio de dere-

chos de em isión, 2005-2007, los Estados miem bros

han subastad o cantid ades de derechos de emisión

muy pequeñas. Durant e el segundo p eríodo, 2008-

2012, la mayor parte de derechos de em isión de

carbono sigue siendo asignada de form a gratuit a,

aunque la cantid ad de d erechos subastada respec-

to al primer periodo va a ser un poco m ayor. La





242

Med iante e l a r t ícu lo 10 b is , apar tado 8 , de la

Directiva 2003/87/CE, mod ificada por la Directi-

va 2009 /29 /CE, se estab lece un m ecan ism o

para la f inanciación de proyect os com ercia les

de dem ost rac ión dest inados a la captura y a l

a lmacenamient o geo lóg ico de CO2 (p royectos

CAC) y de proyecto s de dem ostración de t ecno-

logías innovado ras de energía renovable (pro -

yect os FER).

El objet ivo es crear un program a de dem ostración

de la Unión Europea que incluya los mejores pro-

yectos posibles de una amplia gam a de t ecnolo-

gías, localizados de fo rm a equilibrad a desde el

punto de vista geográfico dentro del t erritorio de

los Estados miem bros.

Mediante la Decisión de la Comisión 2010/670,

publ icada en noviem bre de 2010, se establecieronlas norm as y criter ios de selección de estos pro-

yectos, así como la m onet arización d e los dere-

chos de emisión m encionados en la Directiva. La

selección d e proy ectos se llevará acabo m ediante

dos rondas de convocator ias organizadas por la

Com isión y dirigidas a los Estados miem bros, que

cubrirán el equivalente a 200 millo nes de derechos

de emisión para la prim era ronda, y el equivalente

a 100 millones de d erechos de emisión y los dere-chos de emisión rem antes de la primera ronda,

para la segunda ronda.

La financiación de los proyecto s al amparo de esta

Decisión (N ER 300) será del 50% de los costes per-

t inent es de cada proyecto , diferenciándose, a la

hora de d eterm inar dichos costes, entre los pro-

yectos de dem ostración CAC y los proyectos de

dem ostración FER.

Los Estados m iemb ros, dent ro de los proyectos

presentados en cada convocator ia, que se publica-

rá en el Diario Of icial de la Unión Europea, evalua-

rán si un determ inado proyecto cumple con los

criterios de subvencionabilidad establecidos en la

citada Decisión. En t al caso y si el Estado m iembro

apoya el proyecto, dicho Estado miem bro presen-

tará la prop uesta al Banco Europeo de Inversiones

(BEI) e info rm ará a la Comisión al respecto .

A fecha de 9 de m ayo de 2011, un to tal 78 pro-

puestas de proy ectos de demo stración a gran

escala que invo lucran energ ías renovables inno va-

doras (65) y capt ura y almacenamient o de carbo-

no (13) han superado la fase de los Estados m iem -

b ro s de la NER 300 de l p ro g ram a y se han

presentado al Banco Europeo de Inversiones (BEI).

– Seguimiento y N otif icación

Mediante la Decisión de la Comisión 2011/540/UE,

de 18 de agosto de 2011, por la que se modif ica la

Decisión 2007/589/CE, se incluy en las dir ectrices

para el seguim ient o y la notif icación de las emisio-

nes de gases de efecto invern adero der ivadas de

nuevas activid ades y gases.

Los art ículos 14 y 15 de la Direct iva 2009/2 9/CEestablecen que ant es del 31 de diciem bre de 2011

la Com isión debe adopt ar un Reglament o sobre el

seguimient o y la not ificación de las emisiones y un

Reglament o para la verificación de los inform es de

em isiones y la acredit ación y supervisión de verif i-

cadores.

Los borradores de reglament os obtuvieron la opi-

nión favorable del Comité d e Camb io Climático en





243

su reunión del 14 de diciem bre de 2011. Las pro -

puestas se rem itiero n el 1 de marzo de 2012 para

somet erlas a proceso de escrut inio d e 3 meses por

el Parlament o Europeo y el Consejo.

Está previsto que los Reglamento s estén l isto s

para su adopción a princip ios del m es de junio

de 2012.

– Registro de la Un ión

Por lo que respecta a la im plant ación del registro

único de la Unió n Europea, se ha desarrollado en

2011 el siguient eReglam ento (UE) n.º 1193/2011 de

la Comisión, de 18 de noviem bre de 2011, por el

que se establece el Registro de la Unió n para el

período de com ercio que comien za el 1 de enero

de 2013, y para los período s de com ercio posterio -

res, del régimen de comercio de d erechos de emi-sión d e la Unión Europea.

Direct iva 2011/92/UE, del Parlam ent oEuropeo y del Consejo, de 13 de diciembre

de 2011, relat iva a la evaluación de lasrepercusiones de det erminados proy ect ospúblicos y privados sobre el medioambiente.

La Direct iva 2011/92 se aplica a la evaluación de

las repercusiones sobre el m edio am bient e de los

proyectos públicos y privados que puedan tener

re p e rc u si o n e s imp o r t a n t e s so b re e l m e d io

ambient e . Mediant e esta Direct iva se v iene a

codificar, en aras de una m ayor claridad y raciona-

lidad , la ant igua D irect iva 85/337/CEE, del Conse-

jo , d e 27 d e j un io de 1985 y sus m odif icaci ones

posteriores.

La idea fundam ental es que la autorización de

los proyecto s púb l icos y privados que puedan

ten e r repe rcus iones cons ide rab les sob re e l

m edio am bient e solo debe concederse después

de una eva luac ión de los e fecto s import antes

que d ichos p royec tos puedan tene r sob re e l

medio ambiente.

A t al efecto , existen u nas clases de pro yecto s que

t ien en unas repercusiones not ab les sobre e l

m edio ambient e que deben, en principio, som e-

t erse a una evaluación sistem ática. Ot ras clases

de proyectos, por el contrario, que no tienen nece-

sariam ente repercusiones im port antes sobre el

m edio ambient e, solament e se deben som eter a

una evaluación cuando los Estados miem bros con-

sideren que podr ían tener repercusiones signif ica-

tivas sobre el medio am biente, pudiendo estable-

cer umbrales o criterios a fin de determ inar cúalesde dichos proyectos procede evaluar, teniendo en

cuent a los criteri os de selección perti nent es que

establece la Direct iva 2001/92/2011.

En el anexo I de la Directiva se enum eran los pro-

yectos que serán objet o de una evaluación de

imp acto ambient al. Entre los proyectos relativos a

los sectores energét icos, figu ran los siguien tes:

– Ref in er ías de pet ró leo b ru t o (con excl usión d e

las em presas que fabrican únicamente lubri-

cante a partir de petró leo bruto ) e instalaciones

de gasificación y de licuefacción de, al men os,

500 toneladas de carbón o de pizarra bitum ino-

sa al día.

– Cent ral es t érm icas y o t ras inst al ac iones de

comb ustión de una prod ucción calorífica de, al

m enos, 300 MW .





244

– Cent rales nucleares y ot ro s react ores nucleares,

incluidos el desm antelamiento o la puesta fuera

de servicio defi nit ivo de t ales centrales y reac-

to res (con exclusión de las instalaciones de

investig ación para la prod ucción y transform a-

ción de m ateriales f isionables y fért i les, cuya

pot encia máxima no supere 1 KW. de carga tér-

mica continua).

– In st al ac iones de reproceso de co m bust ib les

nucleares irradiados.

– Ext racc ió n d e p et ró leo y gas nat ura l co n f in es

com erciales cuando la cantid ad extraída sea

superior a 500 t oneladas por día, en el caso

del petró leo y a 500.000 m3 por día, en el caso

del gas.

– Tuber ías con un diám et ro de m ás de 800 m m y

una longit ud superior a 40 km, para el t rans-

port e de gas de petróleo o productos químicos

y para el transporte d e flujos de dióxido de car-bon o (CO2) con fines de almacenamiento geo-

lógico , incluidas las estaciones de bom beo aso-

ciadas.

– Can t er as y m in er ía a c iel o ab ie rt o , cuan do la

superficie del t erreno abiert o supere las 25 hec-

táreas, o extracción de tur ba, cuando la super-

f icie del t erreno d e extracción supere las 150

hectáreas.

– Con st ru cción d e l íneas aéreas de energía el éc-trica con un voltaje igual o superior a 220 kV y

una longit ud superior a 15 km.

– Inst alacio nes p ara el a lm ace nam ient o de p ro -

ductos petro lí feros, petroquím icos, con una

capacidad de, al m enos, 200.000 t oneladas

– Em plazam ie nt os de a lm ace nam ient o de con-

form idad con la Directiva 2009/31/CE, relativa al

almacenamiento geológico del dióxido de car-

bono (CO2).

– Inst alacio nes p ara la cap t ur a d e f lu jos de CO2

con f ines de a lmacenamiento geo lóg ico , de

confo rm idad con la Direct iva 2009/31/CE, pro-

cedent e de instalaciones incluidas en este ane-

xo, o cuando la captura tot al anual de CO2 sea

igual o superior a 1,5 m egatoneladas.

En el anexo II de la Directiva fig uran los proyectos

para los que los Estado s miembros deben det ermi-

nar si será objeto de una evaluación de im pacto

amb iental. Los Estados miem bros realizarán dicha

determ inación m ediante un estudio caso por caso o

m ediante um brales o criterios establecido s por los

m ismos, para lo cual deberán tener en cuenta los

criteri os que figuran en el anexo III de la Directiva.

Entre los pro yectos relati vos a los sectores ener-

géticos, en el anexo II de la Directiva f igur an los

siguientes:

– Instalacion es indust riales para la pro du cció n de

electricidad, vapor y agua caliente (proyecto s

no in cluido s en el anexo I).

– Instalaciones indust riales pa ra e l t ransp or te de

gas, vapor y agua caliente; t ransmisión de ener-

gía eléct rica mediant e líneas aéreas (proy ecto s

no in cluido s en el anexo I).

– Almacenam iento de gas nat ural sobre el ter reno. – A lm acen am ie nt o subt er rán eo de g ases co m -

bustibles.

– Alm acenam ient o sob re el t erreno de co m bu st i-

bles f ósiles.

– Fabricación indust rial de br iquet as de hu lla y de

lignito.

– In st al ac io nes par a e l p rocesam ie nt o de resi -

duos radiactivos (que no estén in cluidos en el

anexo I).





245

– In st a l ac i o n e s d e p r o d u cc i ó n d e e n e r g ía

hidroeléctrica.

– Inst alacion es para la ut il izació n d e la f uerza de l

viento p ara la producción de energía (parques

eólicos)

– Inst alacio nes p ara la cap t ura de f lu jo s de CO2

con fines de almacenamient o geológico, de con-

form idad con la D irectiva 2009/31/CE, proce-

dent e de instalaciones no incluidas en el anexo I.

– Cant eras, minería a cie lo ab ier to y ext racció n de

turb a (proyectos no incluidos en el anexo I).

– M iner ía sub terránea.

– Per foracio nes para el alm acenam ient o d e resi-

duo s nucleares.

– Instalaciones in dust ri ales en el e xt er io r p ara la

extracción de carbón, pet róleo, gas natur al,

minerales y pizarras bituminosas.

Para la evaluación am bient al de los proyecto s, laDirectiva señala que los Estados miem bros adop-

tarán las med idas necesarias para que el pro m o-

to r de los mismos sum inistre en la form a adecua-

da la info rm ación que se especifica en el anexo IV

de la mism a, señalando, asimismo , que si el pro-

mo tor lo solicita, antes de presentar la solicitud ,

la au tor idad com petente de l Estado m iembro

deberá dar una opinión sobre la inform ación que

deberá suministrar. Esta inform ación contendrá,al meno s:

– Un a descripció n del p ro yect o que inc luya inf or-

mac ión sob re e l emp lazamien to , d iseño y

tamaño.

– Un a descr ip ción d e las m ed id as previstas para

evitar, reducir, y, si fuera po sble, com pensar,

los efecto s adversos signif icativo s.

– Lo s datos requ er id os para id en t if icar y evalu ar

los principales efectos que el proyecto pueda

tener en el medio ambiente.

– Una exp osic ió n d e las p ri ncipales a lt ernat iv as

estud iadas por el prom ot or y una indicación de

las principales razones de su elección, ten iendo

en cuenta los efectos medioam bientales.

– Un resu m en n o t écn ico d e la in f o rm aci ó n

anterior.

La Directiva contem pla la participación real del

púb lico en la adopció n de las decisiones de las

autorid ades comp etent es de los Estado s m iem-

bros, cont ibuyendo a la to m a de conciencia por

p a r t e d e l o s c i u d a d a n o s d e l o s p ro b le ma s

medioambisntales y al respaldo público d e las deci-

siones adop tad as. Asimismo, la Directiva establece

que los Estados miem bros garant izarán, de acuer-

do con su derecho interno, que los miem bros del

público int eresado teng an la posibilidad de recurrira los tibunales las decisiones, acciones u omisiones

que caigan dent ro del ám bito de las disposiciones

relativas a la participación del p úblico de la prsente

Directiva, para lo cual los Estado s miembros deter-

m inarán la fase en la que pueden im pugn arse tales

decisiones, acciones u omisiones.

La Direct iva regula, asimismo , las situaciones en

las que un determ inado proyecto de un Estadom iembr o pueda tener efecto s signif icat ivos en

ot ro Estado .

9.3. ÁMBITO NACIONAL

– Real Decret o 101/2011, de 28 de enero, por el

que se est ablecen las norm as básicas que han

de regir los sistem as de acredit ación y verifi ca-





246

ción de las emi siones de gases de efect o inver-

nadero y los datos t oneladas-kilómet ro de los

operado res aéreos y de las solicit udes de asig-

nación gratuit a transitor ia de instalaciones fijas

en el ámbi t o de aplicación de la Ley 1/2005, de 9

de marzo, por la que se regula el régim en de

comercio d e derechos de emisión de gases de

efecto invernadero.

Este real decreto t iene po r objet o establecer las

norm as básicas que han d e regir lo s sistem as de

acredit ación y verif icación de las em isiones de

gases de efecto invernadero y lo s datos tonela-

das-kilóm etro de los operadores aéreos y de las

solicitudes de asignación grat uita t ransitoria en el

ámbit o de apl icación de la Ley 1/2005, de 9 de

m arzo, por la que se regula el régimen. Concreta-

ment e en el artículo 7 estab lece que la verificación

se llevará a cabo po r un verificador acredit ado enel marco del régim en de comercio de derechos de

emisión, con in dependen cia del a lcance de su

acreditación, que d eberá ajustarse a lo previsto en

las normas comunit arias.

– Real Decret o 301/2011, de 4 de m arzo, sobre

medidas de mit igación equivalent es a la partici-pación en el régimen de comercio de derechos

de emisión a efectos de la exclusión de instala-

ciones de pequeño tam año.

En la disposición ad icional cuarta d e la Ley 1/2005,

de 9 de m arzo, por la que se regula el régimen d el

comercio de derechos de emisión, modif icada por

la Ley 13/2010, de 5 de ju lio, se est ablece que el

órgano autonóm ico competente podrá acordar,

previo informe f avorable del Ministerio de Medio

Am bient e, y M edio Rural y Marino , la exclusión a

part ir del 1 de enero d e 2013 de las instalaciones

ubicadas en el territo rio de su com unidad autón o-

m a que t engan la consideración de pequeños emi-

sores o sean ho spitales, cuando los respectivo s

tit ulares de las instalaciones lo hayan solicitado y

hayan acredit ado el cum plim ient o de los requisi-

to s que se establecen en este apart ado.

No ob stante, de acuerdo con lo establecido en la

Ley 1/2005, correspond e al Gobierno det erm inar

m ediante real decreto qué medidas de m itigación

se consideran equ ivalentes a las previstas en el

supuesto de pa r t i c ipac ión en e l rég imen d e

comercio d e derechos de emisión, que se efectúa

m ediant e el presente Real Decreto 301/2011 que

cont iene, asim ismo, una pr evisión sobre el siste-

m a de seguim iento, veri f icación y not i f icaciónpara las inst alaciones excluídas y sobr e m edidas

simplificadas para det ermin adas instalaciones en

atención al volum en de emisiones medias anuales

verificadas.

Las medid as equivalentes previstas en el real

decret o son las siguient es:

– La im posición a la instalación de la obligación auna instalación d e reducir sus emisiones a un 21

por cient o en 2020 respecto de las del año 2005,

como se prevé, con carácter g eneral para el

conjunto de instalaciones sujetas al régimen de

comercio de derechos de emisión en la Unión

Europea.

– La imp osición de la obligación de ent regar cré-

dit os de carbono en cuantía equiparable a las

em isiones de CO2e que superen el volum en





247

cubierto p or los derechos de emisión que le

hubieran correspondido con arreglo a las reglas

de asignación gr atuit a en caso de encont rarse

sujeta al régim en de com ercio de derechos de

emisión.

– La existen cia de un tribut o que grave las em isio-

nes de CO2e de una in stalación que superen un

volumen de em isiones equivalente al que resul-

te cubiert o por los derechos de m isión que le

hubieran correspondido con arreglo a las reglas

de asignación gratuit a.

Los tit ulares de las instalaciones, en el mom ento

de solicitar la exclusión, pod rán plant ear al órgano

compet ente de la comunidad autó nom a su volun-

tad d e que únicament e se lleve a cabo t al exclu-

sión si quedan sujetos a una d eterm inada tipolo-

gía de medida de m it igación equivalente de las

citadas anteriorm ente.

La citada exclusión por parte del órgano autonó-

m ico requiere un inform e previo y favorable del

Ministerio de Medio Am biente y Medio Rural y

Marino.

Por otra part e, si al inicio del tercer periodo d el

régim en de comercio de derechos de emisión (1

de enero d e 2013) las medidas de m itigación equi-valentes no resultasen de p lena aplicación a las

instalaciones excluidas del régim en de com ercio

de derecho s de em isión, se las incluirá nuevam en-

te en el mismo.

Finalment e, se ha aprovechado el Real Decreto

301/2011 para establecer, en su disposición adicio-

nal única, que las solicit udes de asignación de

derechos de emisión, que han de presentar los

ti tu lares de las instalaciones para el ter cer período

del régim en de comercio de derechos de em isión

con arreglo a lo p revisto en el artículo 19 de la Ley

1/2005, de 9 de marzo, deberán com ple tarse

m ediante la presentac ión de la in form ación y

docum entación que resulte necesaria para calcu-

lar su asignación de conform idad con lo exigido

por la Decisión de la Comisión, po r la que se deter-

m inan las norm as tr ansito rias de la Unión para la

armo nización de la asignación grat uita de d ere-

chos de emisión con arreglo al art ículo 10 bis de la

Directiva 2003/87/CE, mod ificada por la Directiva

2009/29/CE. Dicha presentación deberá efectuar-

se en el plazo de do s meses desde la ent rada en

vigor d e la citada Decisión.

La Ley 2/2011, de 4 de m arzo, de Economía Soste-

nible crea, en su art ículo 91, el Fondo d e Carbo no

para un a Econom ía Sostenib le (FES-CO2). Estenuevo instrum ento de financiación clim ática, se

concibe con el o bjetivo d e reorientar la actividad

económ ica hacia mo delos bajos en carbono al

mismo t iempo que se contribuye al cumplim iento

de los objet ivos internacionales asumido s por

España en m ateria de redu cción de emisiones de

gases de efecto invernadero.

M ediante la adquisición de crédito s de carbonovinculados a proyecto s o iniciativas de reducción

de em isiones, el FES-CO2 m ovilizará recursos y

elim inará barreras a la inversión privada, fom en-

tando la actividad de las emp resas en los secto res

asociados a la lucha contra el cambio climático. El

Fondo adquirirá créditos en form a de reducciones

verificadas de emisiones de proyectos desarrolla-

dos en España, y de fo rm a adicional podrá adquir ir

créditos intern acionales generados al amparo del





249

nueva ley habilita al Gobierno a defin ir y establecer

los objet ivos de calidad del aire y lo s requisito s

mínimos de los sitem as de evaluación de la m isma.

De acuerdo con lo ant erior, en consonancia con la

nueva normat iva com unitaria y como desarrollo

de la Ley 34/2007, en aras a sim plif icar la norm ati-

va nacional referent e a la calidad del aire, este

Real Decreto 102/2011 sust it uye a los reales decre-

to s ant eriores de calidad del aire para determ ina-

das sustancias. Asim ismo , el Decret o 833/75 ha

sido m odif icado en varias ocasiones, aunque, no

obstante, han perm anecido en vigor ciertos crite-

rios de calidad del aire, que se incorpo ran a este

nuevo real decreto, dero gando , en consecuencia

el citad o Decret o 833/1975.

En el Real Decret o 102/2011 se defi nen las actua-

ciones a realizar por t odas las adm inistracionespúb licas im plicadas en la gestió n de la calidad del

aire. Asim ismo, establece que la evaluación d e la

calidad d el aire para las dif erent es sustancias se

llevará a cabo por las comunid ades aut ónom as o

las entid ades locales, clasif icand o cada zon a o

aglom eraión de su territ orio en relación con los

um brales de evaluación, que se establecen en el

anexo II del real decreto.

Para cada uno de las sustancias contam inates

reguladas, except o para el amon iaco, sobre el que

solo se establece un a vigilancia de lo s niveles del

m ism o, e l real decreto establece en su anexo I

objet ivos de calidad del aire que han d e alcanzar-

se, mediante una planificación y t om a de m edidas

adecuada, en unas det erm inada fechas, así com o

la determ inación de los correspondient es valores

límit e u objetivo.

El real decreto, asimismo , fija los mét odos y crite-

rios com unes para realizar la evaluación de la cali-

dad del aire que, dependiend o de los niveles de los

contaminates, deberá realizarse mediante medi-

ciones, una combinación de m ediciones y m odeli-

zación o solam ente m ediante m odelización. En

función d e los resultado s obtenido s en dicha eva-

luación, el real decreto fija los criterios de gestión

para lograr e l m antenim iento d e la cal idad del

aire, o su m ejora, cuando sea precisa, conform e a

los planes de actu ación que, al respecto, se adop-

ten , incluyendo , asim ismo, las medid as m ás seve-

ras previstas de actuación para los episodios en los

que pued an ser superados los umb rales de alerta

o de inform ación fijados.

Las com unidades autonóm icas, cuando en deter-

m inadas zonas o aglo m eraciones los niveles de

contam inates en el aire superen cualquier valorl ímit e o valor objet ivo, así como el m argen de

to lerancia correspondient e, aprob arán planes de

calidad del aire para esas zonas y aglom eaciones

con el fin d e conseguir respetar el valor límite o el

valor ob jetivo correspondient e, según se especifi-

ca en el anexo I del real decreto.

El real decreto d eterm ina los cri ter ios para las

m edicio nes de las concent raciones de las sustan -cias cont am inant es en el aire, así com o los crite-

rios para la determ inación del núm ero mínim o de

pun to s para las m edicion es fijas de las concent ra-

ciones de dichos cont am inat es, así com o la ubica-

ción de los puntos de muestreo.

Por últ im o, además de la inform ación que ha de

suministrarse a la ciudadanía y a las organizacio-

nes interesadas, en el real d ecreto se estab lecen





250

los cauces necesarios para dar cum plim ientoa las

dipo siciones com unit arias en relación con el sum i-

nistro a la Comisión Europea de la inform ación

correspondiente.

– Real Decret o 100/2011, de 28 de enero, por el

que se actual iza el cat álogo de act iv idades

pot encialm ente contam inadoras de la atm ósfe-

ra y se establecen las disposiciones básicas para

su aplicación .

El objet o d el Real Decreto 100/2011 es la actuali-

zación del catálog o de activid ades, ya sean de

tit uaridad pública o privada, pot encialm ente con-

tam inadoras de la atm ósfera, que figura en el ane-

xo IV de la Ley 34/2007, de 15 de noviem bre, de

calidad del aire y prot ección de la atm ósfera, así

como establecer det erm inadas disposiciones bási-

cas para su aplicación y uno s mínim os criterioscomun es, que puedan adoptar las com unidades

autó nom as, en relación con las m edidas sobre el

cont ro l de las em isiones para las act iv idades

incluidas en dicho catálogo.

La Ley 34/2007, que tiene po r objet o establecer

las bases en mat eria de pr evención, vigilancia y

reducción de la contam inación atm ósferica con

el f in de evitar o aminorar los daños que de el lapuedan d erivarse para las personas, el m edio

ambient e y dem ás bienes de cualquier naturale-

za, incluye, en su anexo IV, el catól ogo d e activi-

dades po tenc ialmen t e con tam inado ras de la

atm ósfera, para poder controlar en origen dicha

cont am inación. Adem ás, la Ley 34/2007 com ple-

men t a este en foque con e l som e t im ien to de

ciertas instalaciones en las que se desarrol lan

actividades potencialmente contaminadosras de

la atmó sfera a un régimen d e intervención adm i-

nistrativa, mant eniendo esta herramient a clási-

ca de cont rol e intervención, ident i f icando tres

grup os A, B y C, basados en en los que fig uraban

en el D ecreto 833/1975, por el que se desarrolló

la Ley 38 /1972 , de P ro tecc ión de l Am b ien t e

Atmosférico.

Conform e a lo establecido en el apart do 2 de la

disposición fin al novena de la Ley 34/2007, estaba

pendient e la debida actualización del citado cató -

logo, t area normativa que se realiza mediante el

present e Real Decreto 100/2011.

La actua l izac ión de l ca tá logo de act iv idades

pot encialmente cont aminadoras de la atm ósfera

supera la an t er io r d iv i s ión en dos par tes de l

catálogo del anexo IV de la Ley 34/2007 aunán-

do las en una so la , empleando una est ru cturain t ernac iona lment e aceptada. La re lación de

actividad es sin gru po asignado , basada en la cla-

sificación SNAP-97, por una part e, y la enumera-

c ión de insta laciones y act iv idades concre tas

asignadas a los grupo s A, B y C, por o t ra , se

agrupan en un a única relación que, asimismo ,

se ha desarrollado en un nivel adicional que per-

m ite la d esagregación de las actividades en fun-

ción de la p ot encia o capacidad de sus instalacio-n e s , p e r m i t i e n d o a s í s u a s i g n a c i ó n a l o s

d i fe rent es grupo s en func ión de su potenc ia l

contaminador.

Las instalaciones en las que se desarrolle algun a

actividad perteneciente a los grupos A o B, que-

dan somet idas a la autorización adm inistrat iva

previ sta en el art ículo 13.2 de la Ley 34/2007, que

se ot orgará por las com unidades autonóm as en





251

los térm inos que éstas determ inen. Las instalacio-

nes en las que se desarrolle alguna actividad per-

tenecient e al grupo C, quedarán som etid as a la

not ificación prevista en el art ículo 13.3 de la citada

ley, notificación que se remit irá al órgano compe-

tent e de la com unidad autónom a, asimismo en los

térm inos que éstas determ inen.

Para la determ inación de los valores límit e de emi-

sión en las correspondientes autorizaciones, o

m edidas técnicas que los com plem ent en o susti-

tuyan, el órgano com petente, según lo previsto en

el art ículo 13.4 a) de la Ley 34/2007, deberá t ener

en cuent a, entre ot ras cuestiones, las carácterísti-

cas t écnicas de la instalación , la naturaleza de las

emisiones, la adop ción de las técnicas y m edidas

adecuadas para reducir la contam inación y, en la

m edida de lo p osible, las m ejores técnicas dispo-

nibles, los planes y pro gram as aprob ados según loestablecido en el art ículo 16 de la citada ley, así

com o los valores límit e de emisión fijad os, en su

caso, por la norm ativa en vigor o en los tratado s

int ernacionales suscrit os por el Estado español o

por la Unión Europea.

El Real Decret o 100/2011 establece las oblig acio-

nes de los ti tu lares en relación con las emisiones

cont amin antes a la atm ósfera, sobre los requisitosrelativos a los procedim ient os de cont rol de las

m ismas, así com o los relativos a los pro cedim ien-

to s de registro y remisión de inform ación de las

emi s iones a los órgano s com pet ent es de las

comunid ades autóno m as.

En el anexo d el Real Decreto 100/2011 se rocog e el

catálogo de actividades potencialmente contam i-

nado ras dde la atm ósfera. CAPCA-2010.

– Real Decre t o 459/2011, de 1 de ab ri l , po r e l

que se fijan los objet ivos obligatorios de biocar-

buran t es para los años 2011, 2012 y 2013.

La Directiva 2009/28/CE, del Parlament o Europ eo

y del Consejo, de 23 de abril, relativa al fom ento

del uso de energías procedentes de fuent es reno-

vables establece que cada Estado m iem bro velará

porque la cuota de este t ipo de energía en to dos

lo s t i p o s d e t r a n sp o r t e e n 2 0 2 0 s e a, c o mo

m ínimo,equivalente al 10% de su consumo f inal

de energía en el m ismo .

M ediant e el Real Decreto 1738/2010, de acuerdo

con la habilitación al Gobierno establecida en la

Ley 34/1998, del sector d e hidro carburos, se fija-

ron los objetivos obligator ios de biocarburantes

para lo s años 2001, 2012 y 2 013 y se establecieron

los objetivos anuales de consumo y venta de bio -carburantes, tanto g lobales como por prod ucto en

dicho período.

Con el objetivo de reducir el consumo de com bustí-

bles fósiles en el t ransport e, contribuir a diversificar

las fuent es de energía primaria y mejo rar el medio

amb iente, en el Consejo de Ministros del 4 de mar-

zo de 2011 se estableció, como part e del Plan de

medidas urgentes de ahorro y eficiencia energética,la necesidad de increment ar la obligación de intro-

ducir biodiesel en carburant es hasta el 7% en cont e-

nido energético p ara los citado s años.

El objet ivo d el Real Decret o 459/2011 es el esta-

blecimient o de los nuevos objetivos anuales obli-

gatorios mínimos de venta o consumo de biocar-

burantes con f ines de transporte p ara los años

2011, 2012 y 2013.





252

Para ello, los objet ivos estab lecidos en el Real

Decret o 1738/2010 de biocarbu rant es en diésel se

elevan del 3,9%, 4,1% y 4,1% en 200 1, 2012 y

2013, respect ivament e , hasta e l 7%, aunque,

dada la fecha de pub l icación d el presente real

decreto y e l t iempo necesario para consum ir e l

producto actualmente en el sistem a, para el año

2011 se estab lece el objetivo de bio carburantes

diésel en el 6%.

Del mismo mo do, los objetivos globales de biocar-

b u ra n t e s e s t a b le c i d o s e n e l Re a l De c re t o

1738/2010 se elevan del 5,9% , 6,0% y 6,1% en

2001, 2012 y 2013, respect ivam ent e, hasta el

6,4%, 6,5% y 6,5%, en los mismo s años, aunque,

por las mismas razones antes expuestas, para el

año 2011 se establece el objet ivo glob al de biocar-

burantes en el 6,2%.

Asimismo, el real decreto, establece los objetivos

de b ioca rbu r an tes en gaso l ina , que son los

siguient es: 3,9%, 4,1% y 4,1% para los años 2011,

2012 y 2013, respectivam ent e.

Los porcentajes indicados anteriorm ente se calcu-

larán, para cada uno de los sujet os obligado s, de

acuerdo con las fórm ulas recogidas en la Ord en

ITC/2877/2008 o de acuerdo con las fórm ulas queen el fut uro se establezcan por orden d el Ministe-

rio de Industria, Energía y Turismo, previo info rm e

de la Comisión Delegada del Gobierno p ara Asun-

tos Ecoóm ico.

La disposición final prim era del real decreto h abi-

lita al M inisterio de Industria, Energía y Turismo a

int roducir, por ord en m inisterial, excepciones o

m ecanism os de flexibilidad de carácter t errito rial

en el mecanismo de fom ento d el uso de biocarbu-

rantes, excepción que se ha realizado m ediante la

Orden IET/631/2012, de 29 de marzo, para la

Comunidad Aut ónom a de Canarias y para las Ciu-

dades de Ceuta y M elil la, ya que en el mom ento

actual no se consideran j ustif icadas las inversio-

nes para la instalación de infraestructuras de

m ezcla directa de bietanol en t erritorios fraccio-

nados o con bajo volum en de consumo, estable-

ciendo, de forma tr ansito ria para dichos territ o-

rios, unos objetivos de biocarburantes del 4,7%,

5,5% y 5,7% para lo s años 2001, 2012 y 20 13, res-

pect ivament e . De l mismo mod o, los ob jet ivos

transito rios para los biocarburantes en gasolina

se establecen para dicho s ter rit orio s en el 3,0%,

3,4% y 3,8% para los años 2001, 2012 y 2 013, res-

pectivamente.

– Real Decr et o 1597/2011, de 4 de n ov iembr e,por el que se regulan los crit erios de sostenibil i-

dad de los biocarburantes y biol íquidos, el Siste-

ma Nacional de Verificación de la Sost enibilidad

y el doble valor de algunos biocarburant es a los

efectos de su cómput o.

La Ley 34/1998, de 7 de oct ubre, del sector d e

hidro carburos, en su disposición adicional decim o-

xesta, establece oj etivos anuales de b iocarburan-tes y otro s com bustibles con fines de transport e,

ob l iga to r ios a pa r t i r de l año 2009 . La Orden

ITC/2877/2008, de 9 d e octub re, tom ando la h abi-

litación d e la citada ley, establece un m ecanism o

de fom ento de l c i tado uso de b icarburantes y

ot ros combust ib les, regulando las condiciones

generales que deben cum plir los biocarburantes

para su cer t i f icac ión , seña lando qu e deberán

haber acreditado su sostenibilidad en los térm inos





253

que se establezcan, teniend o en cuent a la calidad,

el origen d e las m aterias prim as y la evaluación

ambient al de los cultivos.

Por su parte la Directiva 2009/28/CE, relativa al

fom ento d el uso de energía procedente de fuen-

tes renovables, como la Direct iva 2009/30/CE,

que m odif ica la Directiva 98/70/CE, relat iva a las

especificaciones de la g asolina, el diésel y el gasó-

leo, introduciendo un m ecanismo para el contro l

y reducción d e las em isiones de gases de efect o

invernadero en el ciclo de los com bustibles, defi-

nen criterios de sostenibilidad de los biocarburan-

tes y b io líquidos, cuya dem anda se está in cre-

ment ando, pero e l fom ento de su u t i l izac ión ,

aunque se procure una mejor a de la prod uctivi-

dad de tierras degradadas, no debe tener com o

efecto alentar la destrucción de áreas r icas en

biodiversidad.

Mediant e el Real Decreto 1597/2011, que t raslada

a la legislación española los art ículos correspon-

dient es de las citadas direct ivas, se regulan los

criterios de sostenibilidad de los biocarburantes y

biolíquidos determ inados en dichas direct ivas

comunit arias, estab leciéndose el sistem a nacional

de veri f icación del cumplim iento de los ci tados

criterio s e incorpornado , asimismo, la conf igura-ción del valor doble de det erminados biocarburan-

tes para el cumplim iento d e los objetivos obliga-

torio s en mat eria de energías procedenetes de

fuent es renovables en el transporte.

Unicamente si los biocarburantes y b io líquidos

cumplen los cri ter ios de sostenib i l idad, que se

establecen en este real decreto, la energ ía proce-

dent e de los mismos se tendrá en cuenta para

evaluar el cumplim iento d e los objetivos obligato-

rios mínimos de consumo y vent a de biocarburan-

tes con fines de tran sporte establecidos en el mar-

co de l mecan ismo de fom en to de l uso de los

m ism os, para evaluar, asimismo , el cum plim iento

de los objeti vos y obli gaciones de utilizar energías

renovables establecidos en la nor m ativa nacional

y comunit aria, evaluar, del mismo m odo, el cum-

plimient o de los objetivos de reducción de em isio-

nes de gases de efecto invernadero d urante el

ciclo de vida de los com bustibles y carburant es

util izados en el transporte, opt ar a ayudas finan-

cieras a su consumo , benef iciarse de ayudas a las

inversiones o al funcionam iento , así com o para

aplicar las disposiciones comunitarias en relación

con la redu cción de las emisiones de CO2 de los

vehículos ligeros.

Los criterios de sostenibilid ad de lo s biocarburan-tes y b io líquidos que se establecen en el Real

Decret o 1597/2011, son los siguient es:

– La reducción d e las em isiones de gases de efec-

to invernadero derivadas del uso de bio carbu-

rant es y biolíquid os será de un 35%, como m íni-

m o, calculadas según se estab lece en el art ículo

5 y anexo I del real decreto, aplicable a partir del

1 de abril d e 2013 para aquellos biocarburantesy bio líquidos en cuya cadena de p rodu cción se

incluya al menos una instalación de prod ucción

que estuviese operativa el 23 de enero de 2008.

Est a reducción será, al meno s, del 50%, a part ir

del 1 de enero d e 2017 y, al m enos, del 60%, a

partir del 1 de enero de 2018 para los biocarbu-

rant es y biolíquido s prod ucidos en instalaciones

cuya producción haya com enzado a partir del 1

de enero de 2017.





254

– Los biocarburant es y biolíquido s no se pod rán

producir a partir de m aterias prim as proceden-

tes de tierras que en enero de 2008 fueran de

elevado valor en cuanto a d iversidad.

– Los biocarburant es y biolíquido s no se pod rán

producir a partir de m aterias prim as proceden-

tes de t ierras que en enero d e 2008 t uvieran

elevadas reservas de carbon o.

– Los biocarburantes y biolíquido s no pod rán pro-

venir de mat erias prim as prod ucidas en tierras

que en enero de 2008 fueran t urberas o cual-

quier tipo de hum edal con carácter t urboso.

Los agentes económ icos deberán dem ostrar e l

cumplim iento de los cri ter ios de sostenibi l idad

antes mencionados por alguna de las siguientes

form as, o una comb inación de las m ismas: aco-

giéndose al procedim iento de verificación que se

establece en el real d ecreto, que conf orm a el sis-tem a nacional de verificación d e la sostenibilidad;

acogiéndose a un sistem a volunt ario reconocido

por la Comisión Europea para este f in; o de con-

form idad con las condiciones de un acuerdo bila-

teral o m ulti lateral celebrado por la Unión Euro-

pea con t erceros países, siemp re que la Com isión

Europea haya reconocido que d icho acuerdo

dem uestra que lo s bocarburant es y bioíquidos

obt enidos a partir de m aterias prim as cult ivadasen dicho s países cum plen con los criterios de sot e-

nibilidad.

Los agentes económ icos int egrados en la cadena

de pro ducción y com ercialización de b iocarburan-

tes y biolíquid os hast a el consum idos final serán

los siguient es: agricult ores, coop erativas y otras

figuras asociativas de prod ucción y com ercializa-

ción de m aterias prim as vegetales; recoged ores,

transform adores y com ercializadores de la mat e-

ria prima; producto res y comercializadores de bio-

carburant es y biolíquido s; tit ulares de instalacio-

n e s d e l o g í st i c a o d e m e z cla d e p ro d u c t o s

pet rolíferos, biocarburantes o biolíquidos; y los

sujeto s obligados a la venta o consumo de biocar-

buran tes, estab lecidos en el artículo 2 del Real

Decret o 459/2011, de 1 de abril, por el q ue se fijan

los objetivos obligat orios de carburantes para los

año s 2011, 2012 y 2013.

El Real Decret o 1597/2011 est ablece el sistem a

nacional de verificación d e la sostenibilidad de los

biocarburant es y biolíquidos que está constit uido

por e l conjunto de ent idades, usuarios, sujetos

obligados, procedim ientos y docum entos estable-

cidos con el f in de verificar la sostenibilidad de los

biocarburantes y biolíquidos.

El Ministerio d e Industria, Energía y Turismo es la

ent idad de supervisión del sistem a nacional de

verificación de la sostenib ilidad que, según la dis-

posición final tercera del real decreto, dictará las

disposiciones necesarias para el desarrollo d el

citado sistem a.

La Comisión N acional de la Energía es la enti dad

de verif icación responsable de la expedición decertif icados de consumo y venta d e bicoraburan-

tes, según lo d ispuesto en la Ord en ITC/2877/

2008 que, asimismo según la citada d isposición

final tercera, dictará las circulares necesarias al

respecto.

Las entidades de verificación de la sostenibilidad,

que deberán estar acreditadas para ta l f in po r

ENAC o cualquier otro Organismo N acional de





255

Acreditación designado por otro Estado m iem-

bro, son las encargadas de realizar el inform e de

verif icación de la sostenibilidad de los bio carbu-

rantes y bio líquidos, para lo cual los agentes eco-

nóm icos int egrados en la cadena de su produc-

c ión y com erc ia l izac ión deben presentar a la

Comisión Nacional d e la Energía la docuent ación

pertinente.

Según la d isposición transitoria única, e l real

decreto establece un período t ransitorio para la

verif icación de la sostenibilidad de lo s biocarbu-

rantes y biolíquidos, que durará desde la entr ada

en vigor del r eal decreto (6 de noviem bre de 2011)

hasta la apr obación de las disposiciones necesa-

rias para el desarrollo del sistem a nacional de veri-

ficación.

El Real Decret o 1597/2011 estab lece, asim ismo ,

que los biocarburantes obtenidos a partir de dese-

chos, residuos, m aterias celulósicas no aliment a-

rias y m aterial l ino celulósico se considerará que

equivale al doble d e la de ot ros biocarburantes a

los efectos del cum plimient o d e las obligaciones

im puestas a los sujetos obligado s en mat eria de

energías renovables y del ob jet ivo establecido

para la ut i l ización de la energía procedent e de

fuent es renovables.



10. INVESTIGACIÓN Y DESARROLLOEN EL SECTOR ENERGÉTICO




IN VESTIGACIÓN Y DESARROL LO EN EL SECTOR ENERGÉTICO

En concret o en el camp o de la energ ía las actua-

ciones se encuadran en d os de las Líneas Instru-

m ent ales, la de Proyect os I+D+i, y la de Articula-

ción e Internacionalización del Sistem a.

El área de t rabajo 4, deno m inado A cciones Estra-

tég icas, tiene por o bjet ivo dar valor a las investi-

gaciones realizadas, así com o su tr ansform ación

en pro cesos, produ cto s y servicios para la socie-

dad. Las acciones est r a tég icas ident i f icadas

correspond en a sector es o t ecnolog ías con carác-

te r ho r izonta l , para lo que se ponen en juego

to dos los instrum ent os dispon ibles en las ot ras

áreas. Se articulan m ediant e actuaciones específi-

cas para cada una de ellas, que abor dan d e un

modo integral un conjunto de instrumentos y pro-

gram as para alcanzar los objetivo s prop uestos.

Entre d ichas Acciones Estratégicas se incluye la de

Energía y Cambio Clim ático.

Los objet ivos generales de esta Acción Estratégi-

ca son los de im pulsar la innovación en esta tem á-

tica en el sector privado; agrupar y coordinar los

dist int os programas en una estrat egia com ún;

m ejorar la t ransferencia del conocimient o y la

excelencia científ ica, y mejo rar la coordin ación

con los program as europeos y con los progr amas

de las CCAA.

Se instrum enta m ediante la f inanciación de Pro-

yecto s específicos de I+D+i en energía y camb io

c l imá t ico , cuyos ob je t i vos son f avo rece r un

m odelo energét ico sosten ib le que foment e e l

uso de las fuent es de energías renovab les, la efi-

ciencia energét ica, el desarrollo d e tecnolo gías

de combustión lim pia o tecnologías emergent es

y el avance en las áreas de la m ovilidad sosteni-

ble y el camb io m odal en el transporte, la prom o-

ción de la edif icación sostenib le y las áreas de

m itigación del cambio climát ico no energéticas,

observación del clim a y adapt ación al camb io cli-

mát ico.

La financiación ded icada a esta actuación repre-

senta el 10,7% del to tal de las actu aciones prom o-

vidas desde el Plan Nacional.

CUADRO 10.1.ǧ FINA NCIACIÓN A CCIÓN ESTRATÉGICA

Acción Est rat égica Líneas de act uación Subvención (€) Ant icipo (€) Financiación tot al (€)

ENERGÍA y CAMBIO CLIM ÁTICOProyecto s específicos deI+D+I en energía y cambio

climático

13.000.000 52.000.000 65.000.000

10.2. INSTRUMENTOS

Desde el Ministerio de Economía y Com petit ivi-

dad a t ravés de sus Direccion es Generales y el

Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial

(CDTI), se gestio na la ejecución de las actuaciones

en energía.

Son destacables en m ateria de energía los Progra-

m as INNPACTO (apoyo a pro yectos de colabora-

ción púb lico-pri vada) e INNFLUYE (apoyo a Plata-

f o r m a s T e c n o l ó g i c a s) , i n st r u m e n t o s p ar a

for t a lecer la coop erac ión púb l ico-pr ivada en

m ateria de I+D+i, imp ulsar las plataform as tecno-

lógi cas en áreas de int erés est ratég ico nacional, y





261

prom ocionar la internacionalización d e las todas

las act uaciones de I+D+i.

Programa INNPACTO-ENERGÍA

El objet ivo fundam ental del Programa INNPACTO

es propiciar la creación de proy ectos en coopera-

ción entre emp resas y organismo s de investiga-

ción para la realización conjunta de pro yectos de

I+D+i que ayuden a p ot enciar la actividad inno va-

dora , m ovi l icen la in versión p r ivada, generen

empleo y m ejoren la balanza tecnológica del país.

Son proyectos de d esarrol lo experiment al, con

fuerte com ponent e internacional, con los que se

pretend e, además, crear empr esas innovadoras y

orient ar la actividad d e emp resas ya existent es

hacia la actividad innovadora.

Hasta la fecha se han efectuado d os convocatorias

INNPACTO:

• INNPACTO 2010, en la que se han aprob ado y

finan ciado proy ectos para su ejecución en el

periodo 2010-2013.

• INNPACTO 2011, que cubre el periodo 2011-

2014.

Los resultados obt enidos en am bas convocatorias

en el área de energía se indi can en el cuadro 10.1,

dond e tam bién se presenta la sum a de los m is-

m os. En t odo s los casos la ayuda concedid a inclu-

ye subvención, préstamo (0% de int erés) y ant ici-

po reem bol sable con cargo al FEDER.

CUADRO 10.2. PROYECTOS FINAN CIADOS EN LA SCONVOCATORIAS IN NPACTO. ÁREA EN ERGÍA

IN NPACTO 2010 ȍ2010ǧ2013Ȏ

ÁreaTemática

TOTAL (2010-2013)

N. ºProyectos

Presupuesto(€)

TotalAyuda

Concedida(€)

Redesinteligentes

7 15.441.044 12.729.661

Eficiencia

Energética4 15.521.129 12.812.983

Energía Solar 5 12.122.843 10.705.850

Bioenergía 8 14.471.214 12.823.953

Energía eólica 2 9.330.106 6.730.559

Almacenam.y Recuperaciónde Energía

1 756.178 611.641

H2 y Pilasde Cobustib le

2 6.762.469 5.448.968

EnergíaGeotérmica

0 0 0

Energía m arina 1 6.520.544 5.678.890

HibridaciónEERR

1 24.372.640 11.732.688

Fisión Nuclear 0 0 0

Capt ura CO2 0 0 0

TOTAL 31 105.298.168 79.275.193

TOTAL AYUDA CONCEDIDA (€) 79.275.193

INNPACTO 2011 ȍ2011ǧ2014Ȏ

Área

Temática

TOTAL (2011-2014)

N. ºProyectos

Presupuesto(€)

TotalAyuda

Concedida(€)

Redesinteligentes

19 70.964.486 49.495.382

EficienciaEnergética

17 35.984.830 25.440.120

Energía Solar 15 43.811.984 29.944.648

Bioenergía 8 18.960.802 12.843.915

Energía eólica 12 25.388.705 17.924.154


4 8.245.445 5.547.153





262

INNPACTO 2010 ȍ2010ǧ2013Ȏ ȍContinuación)

ÁreaTemática

TOTAL (2010-2013)

N. ºProyectos

Presupuesto(€)

TotalAyuda

Concedida(€)


2 5.540.451 3.887.047

EnergíaGeotérmica

3 9.855.648 5.636.213

Energía marina 1 2.989.718 2.260.510

HibridaciónEERR

0 0 0

Fisión N uclear 1 1.255.111 378.220

Capt ura CO2 0 0 0

TOTAL 82 222.997.180 153.357.363

TOTA L AYUDA CON CEDIDA (€) 153.357.363

IN NPACTO 2010 + INN PACTO 2011 ȍ2010ǧ2014Ȏ

Área

Temática

TOTAL (2010-2014)

N. ºProyectos

Presupuesto(€)

TotalAyuda

Concedida(€)

Redesinteligentes

26 86.405.530 62.225.044

EficienciaEnergética

21 51.505.959 38.253.103

Energía Solar 20 55.934.827 40.650.498

Bioenergía 16 33.432.016 25.667.868

Energía eólica 14 34.718.811 24.654.712


5 9.001.623 6.158.794


4 12.302.920 9.336.016

EnergíaGeotérmica

3 9.855.648 5.636.213

Energía marina 2 9.510.262 7.939.400

HibridaciónEERR

1 24.372.640 11.732.688

Fisión N uclear 1 125.111 378.220

Capt ura CO2 0 0 0

TOTAL 113 328.295.348 232.632.556

TOTA L AYUDA CON CEDIDA (€) 232.632.556

En la convocatoria INN PACTO 2010 (que incluye

la anualidad 2011) se financiaron un to tal de 31

proyecto s, siendo la ayuda to tal concedida de

aproximadam ente 79,3 M€, mient ras que en la

convoca to r ia INNPACTO 2011 e l núm ero de

actuacion es financiadas se elevó a 82 y l a ayuda

concedida a 153,3 M€ . Todo ello hace un t ot al de

113 actu aciones finan ciadas en el área de energía

por un t ot al de 232,6 M€. Todos estos proyectos

de colaboración públ ico-privada en curso en el

área de energía son de alt o int erés estratég ico

nacional, imp ulsan un desarrollo energét ico soste-

nible y garant izan la explot ación de los resultados.

Las áreas tem áticas que cubren pret enden dar

respuesta a los principales pro blem as de depen -

dencia energética e im pacto am biental que exis-

ten actualm ente en España.

En el gráf ico 10.1 aparecen desglosados por líneast em áticas. Se observa que las líneas prio rit arias

apoyad as (reflejo d e las solicitud es present adas a

las mismas) son, en sent ido decrec ien te , las

siguient es: redes inteligen tes, eficiencia energét i-

ca, solar (fot ovolt aica, térm ica de baja Tª y ter-

m oeléctrica), bioenergía y eólica. En part icular, en

eficiencia energética priorit ariament e se abordan

tem as relacionados con la eficiencia energét ica en

la edificación, en solar destacan proy ectos relati-vos a fot ovolt aica de concentración, en bioenergía

proy ectos relacionados con la valorización de bio-

m asa y cultivo d e m icroalgas, y en energía eólica

existen iniciativas onshore pero tam bién eól ica

offshore y m inieólica. Destacan tamb ién un núm e-

ro im port ante y creciente de proyectos relaciona-

dos con el a lmacenamient o y recuperación de

energía y la geoterm ia, existiendo tam bién proyec-

to s en las tem áticas de hidróg eno y pilas de com -





263

bustible, y energía marina, así com o un pr oyecto

de dem ostración de una planta de hibridación de

energías renovables (solar, b iom asa y eólica).

Las líneas temát icas de los pro yectos financiados

están en t ot al consonancia con el SET PLAN (Plan

Est rat égico Europeo en Tecnolo gías Energét icas)

que cont empla: redes eléctricas inteligent es (Smart

Grids ), solar (fot ovolt aica y term osolar), eólica, ciu-

dades inteligent es (Smart Cities ), bioenergía, ener-

gía nuclear de f isión, y captura y almacenamient o

de CO2. Como es conocido, el SET Plan ident ifica

las tecnolo gías prio rit arias y cuáles son las actua-

ciones para acelerar su despliegue com ercial a cor-

to plazo. Para ello la industria, a tr avés de lasEuro-

pean Indust r ia l In i t ia t ives , E IIs, y com unidad

cient ífica a través de laEuropean Energy Research

Alliance , EERA, trabajan conjun tam ent e para con-

seguir estos objet ivos y afianzar el liderazgo d e la

UE en el secto r de t ecnologías lim pias.

0

N .

P r o y e c t o s

30

25

20

15

10

5

0

50

A y u d a C o n c e d i d a

( M € )

60

70

40

30

20

10

R e d e s

I n t e l i g e n t e s

E fi c i e n c i a

E n e r g é t i c a

E n e r g í a

S o l a r

B i o e n e r g í a

E n e r g í a

E ó l i c a

A l m a c e n a m . y

r e c u p e r a c i ó n d e

. . . H 2 y P i l a s d e

c o m b u s t i b l e

E n e r g í a

G e o t é r m i c a

E n e r g í a

M a r i n a

H i b r i d a c i ó n

E E R R

F i s i ó n

N u c l e a r

C a p t u r a C O 2

R e d e s

I n t e l i g e n t e s

E fi c i e n c i a

E n e r g é t i c a

E n e r g í a

S o l a r

B i o e n e r g í a

E n e r g í a

E ó l i c a

A l m a c e n a m . y

r e c u p e r a c i ó n d e

. . . H 2 y P i l a s d e

c o m b u s t i b l e

E n e r g í a

G e o t é r m i c a

E n e r g í a

M a r i n a

H i b r i d a c i ó n

E E R R

F i s i ó n

N u c l e a r

C a p t u r a C O 2

TOTAL INNPACTO 2010 + INNPACTO 2011 (2010-2014)

TOTAL INNPACTO 2010 + INNPACTO 2011 (2010-2014)

GRÁFICO 10.1. N ÚM ERO DE PROYECTOS Y AYUD A CONCEDIDA POR LÍN EAS TEMÁTICASEN L AS CONVOCATORIAS IN NPACTO. Área Energía





264

Respecto a la nat uraleza jurídica de las entid ades

participant es en estos proyectos de colaboración

público-privada y las com unidades autónom as a

las que pertenecen, en lo s gráficos 2 y 3 respecti-

vamen te se presentan los result ados obt enidos en

la convocatoria INN PACTO 2011. Un t ot al del 59%

son empresas, 24% de ellas PYMEs y 3% emp resas

públicas, un 26% de part ic ipantes son cent ros

púb licos de I+D, y el rest ant e 15% se correspond e

con centr os privados dedicado s a la I+D.

En cuanto a la distribución de la ayuda concedida

por com unidades autóno mas, consecuencia de los

beneficiarios involucrados en cada una de ellas,

destacan claramen te M adrid y País Vasco, con

ayudas tot ales superiores a 40 y 30 M€ respectiva-

m ent e, seguid as de ot ras CCAA cuya ayuda oscila

ent re 12 y 6 M€: Andalucía, Navarra, Comun idad

Valenciana, Castil la y León , Aragón , Cataluña y

Castil la La Mancha.

CentrosPúblico deI+D26%

GranEmpresa32%

PYME24%

EmpresasPúblicas3%

CentrosPrivados deI+D15%

GRÁFICO 10.2. N ATURAL EZA JURÍDICADE LOS PARTICIPANTES EN L A CONVOCATORIA

IN NPACTO 2011. Á rea Energía

0,00

A

y u d a c o n d e d i d a ( M )

30,00

25,00

20,00

45,00

40,00

35,00

15,00

10,005,00

M A D R I D

P A Í S

V A C O

A N D A

L U C Í A

N A V A

R R A

C . V A L E N C

I A N A

C A S T I L L A

Y L E Ó N

A R A G Ó N

C A T A

L U Ñ A

C A S T I L L A

- L A M A N C H

A

C A N T

A B R I A

P D O

. A S T U R

I A S

L A R I O J A

C A N A

R I A S

G A L I C I A

E X T R

E M A D U R

A

GRÁFICO 10.3. AYUDA CONCEDIDA POR COMUN IDADES AU TÓNOMA SEN L A CONV OCATORIA IN NPACTO 2011. Área Energía





266

Para dar cump limient o a los objet ivos estableci-

dos en el Plan Nacion al de I+D+i, se consideró

necesario articular un conjun to d e ayudas direct as

que estim ulasen la realización de actividad es de

I+D+i. En este cont exto, el CDTI es el órgano ins-

truct or de la acción estratégica de energía y cam-

bio cl imát ico, que busca favorecer un modelo

energético sostenib le que fom ente el uso de las

fuent es de energía renovables, la eficiencia ener-

gética, el desarrollo de t ecnología de com bustión

limp ia o t ecnologías emergentes, el avance en las

áreas de m ovilidad sostenible y las áreas de m iti-

gación del cambio clim ático no energét icas.

Esta acción estrat égica se plasmó en una ú nica

convocatoria abiert a de Proyecto s específicos de

I+D+I en energía y cam bio clim ático.

Financiación en el sector1:

Los compro m isos de financiación pública de los

proyect os aprobados por CDTI en 2011 m ediante

Ayudas parcialment e reem bolsables ascendieron

a 94,7 millo nes de euros. Esta financiación repre-

senta el 73,9% del presupuesto fi nanciable.

Por t ipolo gía, los proyectos de I+D, tant o indivi-

duales com o en cooperación representan el 97,3%

del total.

1 La selección para la r ealización de este análisis parte d e la

codificación po r áreas sectoriales que ut iliza el Cent ro 03:

Energía, así como la codifi cación Unesco en el área t ecnológica

3322 Tecnolog ía energét ica.

CUADRO 10.3. OPERACIONES FINA NCIAD AS EN 2011, POR TIPOLOGÍA

Tipología Nro de operacionesComprom iso de

aportación públicaCDTI (€)

Presupusto Tot al (€)

COOPERACIÓN INTEREMPRESAS NACIONAL 6 2.164.233 2.885.644

INTEGRADOS 3 7.106.492 9.475.323

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO 79 61.658.792 87.140.818

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO COOPERACION 37 22.978.152 27.591.785

NEOTEC 1 350.000 536.668

NEOTEC2 1 417.597 596.567

Tot al general 127 94.675.266 128.226.805

Dent ro d el área secto rial, la I+D+ì en energ ía solar,

biom asa y biocom bustib les, energía eólica y ener-

gías renovab les y tecno logías em ergent es supone

el 57,5% de los proyect os aprobad os, el 63,0% de

los comprom isos de aportación p ública y el 63,5%

del presupuesto to tal de inversión emp resarial.





267

CUADRO 10.4.ǧ PROYECTOS DE PROYECTOS FINAN CIADOS POR ÁREAS SECTORIALES

Área Sector ialNro. de

operaciones

Compromisode aportación

públi ca CDTI (€)

PresupuestoTotal (€)

% Aportación/Total

Invest igación y desarrollo t ecnológico en energía solar. 32 18.741.555,45 25.480.744,00 20%

Investigación y desarrollo tecnológico en biomasay biocom bustibles.

16 13.724.937,24 16.745.646,00 14%

Invest igación y desarrollo t ecnológico en energía eólica. 13 17.711.069,68 25.907.212,00 19%

Foment o de las energías renovables y tecnol ogíasemergentes.

12 9.460.971,03 13.343.114,69 10%

Otro s contenidos.(Optimización de las formasy ut ilizaciones convencionales de la energía.) 7 3.439.478,34 4.132.801,58 4%

Invest igación y desarrollo t ecnológico en poligeneración. 5 3.550.311,80 4.208.176,00 4%

Otros contenidos.(Fomento de las energías renovablesy tecnologías emergentes.)

4 2.279.734,72 2.989.843,00 2%

Investigación y desarrollo tecnológico en generacióndistribuida, transporte y distribución activa.

4 2.943.288,94 3.990.479,00 3%

Automoción. 3 2.381.435,67 3.643.016,00 3%

Investigación y desarrollo tecnológico para m ejorarla eficiencia en el uso final d e la energía, con especialatención al sector industrial.

3 1.874.234,65 2.666.217,00 2%

Investigación y desarrollo t ecnológico para la evaluación

y predi cción de recursos de energías renovables.3 1.139.062,17 1.558.520,56 1%

Ot ros contenidos.(Vehículos de t ransporte) 2 1.162.547,58 1.846.949,00 1%

Ot ros desarrollos en el ám bito de la energía 23 16.266.639,18 21.714.086,00 17%

TOTAL 127 94.675.266,45 128.226.804,83 100%

INNPRONTA financia grandes proyectos integra-

dos de investigación industrial, de carácter estraté-

gico y gran dim ensión (presupuesto de cada proyec-

to superior a 15 millones de euros). Los proyectos

son realizados por agrupaciones de em presas encolaboración con organismos de investigación y han

de perseguir el desarrollo de tecno logías novedo sas

en áreas tecnoló gicas de fut uro con pro yección eco-

nóm ica y comercial a nivel internacional.

La financiación de INNPRONTA, concedida a tra-

vés de una combinación de subvención y p réstam o,

alcanza una elevada int ensidad de ayuda. Este pro-

grama está cofinanciado con cargo a los Fondos

FEDER «Program a Operat ivo de I+D+i por y para el

beneficio d e las empresas-Fondo Tecnológ ico».

Los proyectos INNPRONTA, de una duración de

cuatro años, suponen un salto cualitat ivo en la co-laboración en I+D entre em presas y organism os

de investigación. En cuanto a estos últim os, cabe

destacar la part ic ipación de las universidades

(48,28%), segu ida d e los cent ro s púb l icos de

investigación (32,18%) y los centros de inn ovación

y tecno logía (19,54%).

Este program a, que supone un gran esfuerzo presu-

puestario (oscila entre lo s 12 y 16 m illones de euros





268

por cada pro yecto), es de un am bicioso alcance

científico técnico un ejemplo es CIUDAD2020, pro-

yecto Innpronta que pretende lograr un avance en

las áreas de eficiencia energética, Internet del fut u-

ro, Internet de las cosas, compo rtam iento hu mano,

sostenibilidad m edioamb iental y movilidad y trans-

port e, con el objet ivo de diseñar la ciudad del fut u-

ro, sostenible, inteligent e y eficiente.

CUAD RO 10.5. DATOS CIUDA D 2020.

INNPRONTA 2011

Área Sectoria l N.º Proyectos Ayuda:Subvención /PréstamoCDTI (€ ) Presupuesto To tal (€ ) N.º Empresas

Energía

CIUDAD 2020 1 13.830.070 16.270.671 9

10.3. ACTIVIDADES DE I+D

10.3.1. Cent ro de InvestigacionesEnergéticas, Medio ambient alesy Tecnológicas (CIEMAT)

El CIEMAT es un Organismo Público de Investig a-ción adscrito al M inisterio de Econom ía y Com pe-

tit ividad a t ravés de la Secretaría de Estad o de

Investig ación, Desarrollo e Innovación focalizado

principalment e en los ám bit os de la energía y el

medio ambient e y los cam pos tecnológicos rela-

cionados con am bos. Ocupa una posición int er-

m edia en la cadena que va desde la creación del

conocimient o básico a la aplicación ind ustrial, de

form a que su ámb ito d e actividad busca siempreservir de puent e entre la I+D+i y los objetivos de

int erés social.

Ya desde el año 1951, com o Junta d e Energía

Nuclear (JEN), y a part ir de 1986 com o CIEMAT,

lleva a cabo p royecto s de I+D+i en el área de la

energ ía. En la actu alidad l as prin cipales líneas de

actuación son el estudio, desarrollo, prom oción y

opt im ización de las distint as fuent es de energía:

renovables, fusión, fisión y com bustib les fósiles; el

estudio d e su imp acto en el medio am biente; e l

desarrollo d e nuevas tecnolog ías; sin olvidar áreas

de investigación fund amen tal com o la física de

altas energías y la biom edicina.

Con un equipo humano f orm ado por unas 1.400personas, el CIEMAT está diversificado t ecnológ i-

ca y geográ f icament e . Además de la sede de

Madrid en la que trabaja una parte significativa del

personal, se cuenta en Andalucía con la Platafor-

m a Solar de Alm ería (PSA), una gran instalación

científica de reconocimient o int ernacional en t ec-

nolog ías solares; en Soria con el Centro de Desa-

rro llo d e Energías Renovab les (CEDER) y el Cent ro

Internacional de Estudios de Derecho Am biental(CIEDA); en Extrem adura con el Centro Extrem e-

ño d e Tecnolo gías Avanzad as (CETA) ubi cado en

Trujil lo, y en Barcelona se encuentra la sede del

Centro de Investigación Socio-Técnica (CISOT).

El CIEM AT está estr ucturad o en cinco depart a-

m ento s técnicos: Energía, Laborator io N acional

de Fusión, M edio Am bient e, Tecnología e Investi-

gación Básica. Com plet an la estr uctura t res subd i-





269

recciones generales de carácter horizo nt al, la de

Seguridad y M ejora de las Instalaciones, la de

Relaciones Inst i t ucionales y Transferencia del

Conocimient o y la Secretaría General. Desde el

punt o de los recursos económ icos, los gasto s tot a-

les del CIEMAT en 2011 fueron de 96 ,3 M€, distri-

buido s según los porcent ajes siguient es: Energía

23%, Fusión 10%, Invest igación Básica 8%, Med io

Am biente 11%, Tecno logía 14%, Segur idad y

Mejor a 6% y Gestión de I+D 28%.

Con respecto a la pr esencia instit ucional, el CIE-

MAT tiene una relevante participación en com ités,

comisiones, grupos de t rabajo, plataform as tec-

nológ icas, asociaciones, redes, etc., a t ravés de los

expertos de la talla y el prestigio de los que tr aba-

jan en el CIEM AT.

Estas part icipaciones nos dan la capacidad y laposibilidad de t ener inform ación actual sobre los

tem as de nuestro interés, así como la oport unidad

de asesorar, opinar e influir en la t om a de decisio-

nes más imp ort antes relacionadas con la I+D+i en

el área de la energía, sus efectos en el m edio

ambient e u otros tem as adyacentes, tanto a nivel

nacional com o int ernacional.

A continuación dam os algunos datos que permi-tan ent ender la impor tancia que tienen estas acti-

vidades en el conjunt o d e funcion es que el CIE-

MA T t iene asignadas.

Dent ro d e las áreas de I+D+i relacionadas con la

energía, el número tot al de comit és externos en

los que el CIEMAT p art icipa en 2011 fue d e 240.

De ellos, 153 (64%) son de ám bit o int ernacional.

Esto supone una visibilidad d el CIEMAT m ás allá

de las front eras geográficas. La cifra de com ités

de ám bit o nacional no es nada despreciable (79),

pues nuestr a labor tam bién es reconocida en el

entorno m ás próximo.

En cuanto al alcance de los com it és, un 20% (49)

de la part icipación corresponde a com ités estra-

tég icos (de a l to n ive l , con carácter p o l í t ico o

estrat égico) y científ icos o t écnicos de alto nivel

lo que nos da la oportunidad de contr ibuir en la

definición de la polít ica científ ica. Destacar tam -

bién el núm ero de comit és científ icos o t écnicos

de nivel 2, es decir, grupos de tr abajo o subcom i-

tés de o t ros comit és de n ive l super io r que, s i

b ien no dejan de ser import antes, cubren áreas

tem át icas m ás especí f icas. Esto s supon en e l

48% (116). Com pletan el to ta l, la part ic ipación

en comi tés y g rupos de t raba jo de p royec tos

concre tos con un ámb i to d e ap l i cac ión másreducido.

En re lac ión a l t i po de los comi t és, e l mayo r

núm ero (125) correspond en a los comit és consul-

t i v o s . L o s e x p e r t o s d e l C IEM A T e s t á n m u y

dem andados entre las organizaciones o entida-

des que requieren consejo en el ámbit o de nues-

tro conocimiento.

Por otro lado, aunque la fama del Centro ya venía

precedida por su experiencia acumulada d e déca-

das de estu dio (m ás de 50 años) orient ado a la

energía nuclear (26% de los com ités), hoy en día

m uchos de los com it és en los que el CIEMAT t iene

presencia cubren un espect ro de temas más

amp lio; t ales com o, energías renovables (27%),

efectos de la energía en el m edio amb iente (22%)

y radiaciones ionizant es (20%).





271

nado con la energía) y la otra m itad repr esentan-

tes del sector públ ico o académico con com pe-

tencias o act iv idad probada en invest igación e

innovación en ergét icas. Para el desarrollo de sus

funciones cuenta con el apoyo de t res comit és

delegados: Estrategia, Coordinación e Internacio-

nalización. La p residencia del Com ité Ejecut ivo

recae en el Directo r General del CIEM AT, como el

Organismo Público de Investigación d e referencia

en el ám bit o energ ético en nuestro p aís. El CIE-

MA T t ambién está llevando la secretaría técnica

de la Alianza.

Por otro lado, el CIEMA T participa en las platafo r-

mas tecnológ icas españolas y europeas relaciona-

das con nuestro ám bito de actuación, como son:

CEIDEN (P.T. de energía nu clear de f isión), CO2

(P.T. españo la de CO2), Plataform a tecnológica de

la construcción, Plataform a tecnológica fot ovol-taica, Plataf orm a nacional de fusión, BIOPLAT

(P.T. españo la de la bio m asa), SOLAR CONCEN-

TRA (P.T. de energía solar t érm ica de concentra-

ción) y Platafo rm a tecnológica española de efi-

ciencia energética.

En el ámbit o energét ico, considerando las áreas

de I+D+i en las que t rabaja el CIEMAT, a cont inua-

ción se describen los principales proyectos y logrosalcanzados por el Org anismo, durante el año 2011:

ÁREA: Energías renovablesy ahorro energético

Las energías renovabl es, área en la que España

ocupa una posición destacada internacionalmen -

te, significan una im port ante parcela en el trabajo

del CIEMA T, cubriendo la cadena energét ica aso-

ciada con la biom asa, el estu dio d e la energía eóli-

ca, los sistem as de concent ración solar, tant o para

la generación de electricidad com o para la aplica-

ción a procesos industr iales y la energía solar fo to -

volt aica, sin olvidar la eficiencia energéti ca en la

edificación med iante la consideración de diseños

de arqu i tectura sosten ib le y la in tegrac ión de

energías renovables.

LÍNEA: Energía solar fot ovolt aica

En Dispositivos fot ovolt aicos de silicio depositad o

se han obt enido, en colaboración con el Centro

Láser de la Universidad Pol i t écnica de M adrid,

m ini-m ódulos foto voltaicos de tecnología «pin»

de 8.6 cm 2 de área y m ás del 7 % de eficiencia,

m ediant e procesos de interconexionado, realiza-dos en el n ovedoso régim en láser de los picose-

gund os (proyecto PSE-M icrosil), y se han desarro-

l lado cé lu las de t ipo «p in» ope ra t i vas sob re

plástico (pro yecto Clásico).

En Disposit ivos fotovolt aicos de m ateriales poli-

cristalinos de lámina delg ada, se ha solicit ado una

patent e («Procedimient o para depositar calcoge-

nuro s por coevaporación f ísica) dent ro del pro yec-to GENESIS-FV y se han desarrollado electrod os

m ult icapa basados en la comb inación de láminas

delgadas de Al:ZnO (AZO ) y Sb:SnO2 (ATO) que

permit en obt ener alta conductividad eléctrica en

un m ayor rango de tem peratura que las láminas

individuales (proyecto PSE-Fot om ol).

En Mód ulos y células solares fo to volt aicos se está

trabajando en la evaluación de m ódulos foto vol-





273

para el desarrollo de un telesistem a de gestión d e

m inigeneración distribuida.

En el m arco de la Agencia Int ernacional de la

Energía (AIE) se ha aprob ado la recomend ación

práctica sobre el etiq uetado p ara el consumido r

de aerogeneradores de pequeña pot encia, lidera-

da po r el CIEM AT. Esta r ecom endación se va a

ap l icar en España para fac i l i ta r e l e t iquet ado

armonizado d e los aerogeneradores de pequeña

potencia.

Dent ro de la tecnolog ía de redes inteligent es, se

ha avanzado en el p royecto GEBE (Gest ió n de

balances de redes energéticas con generación d is-

trib uida int eligente), destacando la evaluación de

un sistem a electroq uímico de almacenamiento

mediant e tecnología de ion-lit io p ara gestión d e

redes débiles, con alta penet ración de energíasrenovab les, instalad o en el CEDER.

Dent ro d e las nuevas aplicaciones de la energía

eólica, y aprobado en la convocatoria INN PACTO

2011, se est á desarrolland o un sistem a de desala-

ción de agua de mar accionado directament e por

una aeroturbina que, en caso de éxito, perm itirá

un considerable ahorro de energía (proyect o WIN-

DOSMOSIS)

Por últ im o, y dent ro de la predicción de recursos

eólicos, se han com enzado do s novedosos proyec-

to s enfo cados al desarrollo d e herram ientas para

el diseño op tim izado de parques eólicos en ent or-

no m arino. Estos son el proyecto DTOC del Sépti-

m o Programa M arco (7PM) y el proyecto NEPTU-

NE de la KIC-Inno energy . En am bos se va a

acop lar un modelo oceán ico (ROMS) con un

m odelo m eteorológico o dinámico (WRF) median-

te d istint as estrateg ias. El CIEMAT t iene un acuer-

do d e co laboración con e l Nat iona l Center o f

At m ospheric Research (NCAR) de EEUU, pr opie-

tario del WRF, para el desarrollo y m ejora de dicho

m odelo en la estim ación del recurso eólico

LÍNEA: Biomasa

En Cult ivos energét icos las actividad es realiza-

das se han enm arcado en el desarrollo d e varios

proy ectos del Plan nacional, el program a CYTED

y el 7PM.

En lo re lat ivo a la caracterización de la b iom a-

sa como com bust ib le, desde el Laboratorio d e

caracterización d e biom asa se ha continuado par-

t i c ipando en d is t in to s g rupos de t raba jo de lCom ité euro peo CEN TC 335 (norm alización de

bioco m bustib les sólidos), destacando la presen-

tación a los correspon dient es Grupos de Trabajo

de do s propuestas relativas a una m odificación en

la aplicación d e la norm as EN d el pod er calorífico

de la biom asa sólida y de la det erm inación de las

dim ensiones de pélets de biom asa, con el objet i-

vo de s impl i f icar la m etod o logía ana l ít ica en

determ inados casos. Asimismo desde el subcom i-t é 1 del AEN CTN164 d e AENOR se ha seguido

coord inando la revisión y transposición de las nor-

m as euro peas EN a no rm as UNE (14 en 2011).

También, dentro d el proyecto del 7PM BIOMA-

SUD interreg SUDOE se ha tr abajado en una et i-

queta d e cal idad para los pélets prod ucidos en

Castilla y León . Adem ás, se han llevado a cabo el

subproyect o 2R «Cult ivos for estales com o pro-

duct ores de biom asa con fines energét icos: carac-





274

terización de la bio masa com o com bustible» del

Plan Nacional de I+D-INIA, re lat ivo al anál is is

comparativo com o combustible sólido de la bio-

m asa de chopo en alt a densidad para diferent es

localizaciones y condicion es de culti vo. Finalm en-

te, dent ro de lo s ya citados proyecto s se han con-

tinu ado en el CEDER los estud ios para la defini-

ción d e las necesidades hídricas del cult ivo d el

chopo en alta d ensidad y los ensayos clonales de

prod ucción de biom asa, así com o el seguim iento

y la evaluación del p ot encial de especies leñosas

(olmo , robinia, plátano) com o cult ivos energéti-

cos en Españ a.

En el camp o de la evaluación de recursos de bio -

masa y dentro del ya m encionado proyecto BIO-

MASUD se ha elaborado e int roducido en la apli-

cación BIORAISE la inform ación para España

relat iva a los recursos de biom asa residual agroin -dustrial, incluyendo productores y consumidores

de estos residuos. Así m ismo, se ha coordinad o un

estudio dentro d el proyecto Hibrelec de program a

CYTED para la evaluación de los recursos de bio -

m asa en España, Port ugal, Chi le, Colom bia y

Cuba, identificándose en una b ase de Sistem a de

Info rm ación Geogr áfica (SIG) aquellas zonas en

Portug al y España aisladas de la red eléct rica y con

pot encial de b iom asa leñosa utilizable para gene-ración eléctr ica m ediante p equeñas plantas de

tecnolog ía híbrida solar-gasificación de b iom asa.

Asimismodent ro del proyecto BioM axEff d el 7PM

se ha iniciado un estudio de la situación actual y

perspectivas del mercado de los biocom bustibles

sólidos para aplicaciones térm icas en España, que

incluirá adem ás una caracterización y evaluación

de la calidad de al meno s 80 biomasas de vent a en

el mercado, en España, Port ugal y Francia.

Respecto al estudio y desarrollo de cult ivos ener-

géticos se ha cont inuado la coord inación del PSE

On Cult ivos y de su subpr oyect o 2R, en el que se

realiza la coordinación técnica del program a de

cult ivos herbáceos a nivel nacional y dent ro del

que, además, se están d esarrollando d iferent es

parcelas de gram íneas anuales y perennes para la

prod ucción de biom asa. En el proyecto INN PAC-

TO DECOCEL, iniciado en 2011, se ha coor dinad o

el grupo de trabajo encargado de determ inar en

base SIG el poten cial sostenib le y costos previstos

de producción de la biom asa de diferentes cult i-

vos energét icos a nivel local en España. Los datos

obt enidos serán f inalmente integrados en BIO-

RAISE lo que, junt o con la inf orm ación ya disponi-

ble en ella, convertirá a esta herram ienta d el CIE-

MA T en un potent e instrum ento para evaluar los

recursos de biom asa sosten ibles a nivel local,

aspecto de capital impo rtancia en la determ ina-ción de la viabilidad de los proyectos comerciales.

En lo referente a la preparación de b iocombusti-

bles sólidos, en el pro yecto INN PACTO On3bio-

term se han im plementado diversas modificacio-

nes en la planta pilo to de secado solar asistid o

con b iom asa en el CEDER iniciánd ose la fase de

puesta en m archa de la planta, así com o el proce-

so para su patent e. Tam bién se han optim izadoen plant a piloto las condiciones de producción de

pélet s a partir d e las biom asas de t rit icale, euca-

lipto , chopo y p aulownia que serán util izados en

el proyecto, det ermin ándose los costes energéti-

cos y económ icos de su pro ducción. En este m is-

m o área y dent ro del proyecto INNPACTO G+C 15

M Wt se ha construido en el CEDER una plant a

pilot o para la pulverización de biom asa con tec-

nolog ía innovadora para llevar a cabo este pro ce-





276

inóculo en la pro ducción de bio etanol a escala

laboratorio en la p lanta d e Babilafuente (Sala-

manca) y se han estudiado las condiciones del pre-

tratam iento d e steam explosion con y sin cataliza-

dor ácido d e est a biom asa lign ocelulósica. En el

proyecto BIOFUEL se ha det erminado el pot encial

de obt ención de bioetanol a partir d e la fracción

orgánica de residuos sólidos urbanos, tras un pro-

ceso de hi gienización activa y, en colabor ación

con IMECAL, se solicit ó la paten te española y la

extensión europea para el procedimient o de reva-

lorización energética de la fracción org ánica de

residuos sólid os urbanos y su inst alación.

Se inició el proyecto Proethano l 2G, f inanciado

por la UE, en colabor ación con vario s socios euro-

peos y brasileños para seguir avanzando en el pro-

ceso de prod ucción de etanol a partir d e biom asa

lignocelulósica.

Por últ imo , se ha creado la Unidad m ixta entre el

CIEMAT y el IMDEA Energía para el desarrollo d e

procesos b io t ecno lóg icos para la producc ión

de energía, que perm itir á aprovechar las siner-

g ias de ambo s grupos en esta área de in ves-

tigación.

LÍNEA: Energía solar t érmica

En el ám bito de los Sistem as solares de media

concentración se ha desarrollado un am plio abani-

co de actividades dentro de diversos contratos y

proyect os de I+D+i centrado s en la tecnolo gía de

concent rado res cilind rop araból icos (CCP) y siste-

m as de almacenamient o t érm ico (SAT) para cen-

trales t ermo solares.

Respecto a los resultados obt enidos cabe destacar

el desarrollo d e recubrim iento s selectivos y antire-

flexivos para recept ores solares, en colaboración

con las em presas Huiyin y A rquim edes Solar a tr a-

vés de acuerdo s de l icencia de la patent e; así

como la caracterización de d iversos proto tipo s de

CCP y tub os recept ores para CCP desarro llado s

por emp resas españolas y extr anjeras. Asimismo

se han realizado análisis de parám etro s ópticos y

de d urabilidad d e reflector es solares y se ha cola-

borado con diversas empresas en el control de

calidad y posibles mej oras en diversas centr ales

termosolares.

En el cam po d e SAT para cent rales term osolares,

se ha puesto a punto el nuevo lazo experiment al

con sales fundid as y se han realizado d iversos estu-

dios de simulación y d esarrollo r elacionados con

una planta pi lo to GDV (Generación Directa deVapor) de 3 MWe. También se ha diseñado y sim u-

lado un cam po solar de CCP de pequeño t amaño

para cubrir la demanda térm ica del proceso de

cocido de corcho en una industria de Extrem adura.

En el ámbit o de lo s Sistemas solares de alta con-

centración, su activid ad se ha centrado , funda-

m entalment e, en los sistem as de receptor central,

aunque t amb ién se han realizado acciones relacio-nadas con o tros sistem as de foco punt ual, como

los discos Stirlin g y lo s sim ulado res solares.

Los result ados más destacables obt enido s han

sido el desarrollo de sistem as, dando apo yo a las

emp resas que están pro m oviendo la pr im era

generación d e centrales termo solares de receptor

central (CRS), como Ab engoa Solar y Sener/Torre-

sol Energy , colaborand o con ellas en diversos pro -





277

yecto s de I+D (CON SOLIDA-Cenit y Helit osal).

Estas actuaciones han contrib uido a la consolida-

ción tecnoló gica, a la vez que al estudio d e una

nueva generación de centrales term osolares de

este tipo .

También se han desarrollo com ponent es para la

tecnología de receptor central, con especial énfa-

sis en la tecnología de receptor volumét rico de

aire atm osférico y se han caracterizado n uevos

helióstat os en las instalaciones experim ent ales

existen tes en la PSA. Adem ás, se han llevado a

cabo campañas de ensayos de envejecimient o

acelerado sobre m ateriales metálicos para recep-

to res de tu bos y se ha continuado con el desarro-

llo de capacidades de experim ent ación y análisis

para estud iar la degradación y durab i l idad de

m ateria les de receptores solares som etid os a

altos flujos de r adiación.

En cuant o a la Aplicación de concent ración solar a

procesos industriales, se ha continuado con la cam-

paña de ensayos para la evaluación t érmica del

receptor d e 500 kW instalado en la t orre CRS de la

PSA y se ha iniciado la prim era experiencia piloto en

el mund o para el desarrollo de ciclos termo quími-

cos dirigido s a obtener hid rógeno a partir d el agua.

También cabría citar el com ienzo de varias inicia-

tivas nacionales, como el proyecto SolH2 (Produc-

ción de hidrógeno empleando energía solar térm i-

ca de alta tem peratura) en colaboración con la

em presa Hynergreen, el IMDEA y la Universidad

de Sevilla, que plant ea el diseño y evaluación de

un recept or de 100 kW p ara llevar a cabo la diso-

ciación del agua ut ilizando ferrit as com erciales o

el proyecto »Producción de hidróg eno y pilas de

comb ustible: desarrollo y aplicaciones» que tiene

como objetivo la rem odelación de la inf raestruc-

tura existente en la PSA para disponer de una pla-

tafo rm a adecuada para proyecto s de dem ostra-

ción de producción limpia de H2.

En Deto xificación solar d e aguas residuales y des-

infección solar, se han continuado las actividades

al amparo de los distint os proyectos, tanto inter-

nacionales como del Plan N acional (EDARSOL,

SODISWA TER, TRAGUA o INN OVAM ED). Cabe

destacar los result ados y la opt im ización, en dis-

tint as plantas pilot o, de lo s procesos de descont a-

m inación y desinfección solares de distint os tipos

de cont aminant es industriales (a elevada concen-

tración), contaminantes em ergentes (antibióticos,

dro gas, horm onas, etc) y patóg enos (bacterias o

esporas de hon gos). Se han ensayado diferen tes

catal izadores inm ovi l izados de rut i lo (TiO2) odopados, además de l p roceso de fo t o- fen ton.

También se han estudiado la aplicación de distin-

tas comb inaciones ent re la oxidación avanzada

solar y la oxidación b iológica para la descont ami-

nación d e aguas residuales industriales. Todo ello

comp lement ado con estudios cinéticos, de carac-

terización de product os interm edios m ayoritarios

y evaluación de t oxicidad durante los diferentes

trat amient os foto catalíticos solares.

Especial mención m erece el premio Rey Jaim e I

que el invest igado r Sixto M alato Rodríguez ha

rec ib ido en la convocator ia de Pro tección d e l

m edio ambient e «por su trayectoria científ ica en

la utilización de la energía solar para el t ratam ien-

to y descont aminación de aguas, sistema de pro -

bada aplicación en la PSA; así com o, en pot encia-

les a nivel mund ial».





278

En Desalación solar de agua de m ar, se ha prose-

guido con los estud ios para la apl icación de la

energía solar en desalación de agua apl icando

la dest i lac ión m ul t ie fecto o la dest i lación con

mem branas. Los logro s más destacables obteni-

dos han sido la eva luación t e rmo dinám ica de

dist intas conf iguraciones para el acoplamient o

de plant as de desalación d e agua con concentr a-

dores solares parabólicos en la región del M edi-

terráneo y el nort e de Áf rica; así como , los estu-

d ios de v iab i l i dad de d is t in t os concep to s de

pol ig eneración solar asociada a la produ cción

de agua.

En Descont am inación y desinfección d e aire se ha

continuado con el estud io de la preparación y efi-

ciencia de dif erentes t ipos de f ot ocatalizadores.

Entre las activid ades realizadas este año cabe

resaltar: nu evas síntesis y caracterizaciones decatalizadores, basados en rut ilo (TiO2), inm oviliza-

dos (TiO2 poroso en lám ina delgada, nanot ubos

de TiO2, SiMgOx/TiO2), así como ensayos con b ue-

nos result ados de su aplicación en la depur ación

de olores con presencia de form aldehído, m etano,

m et i lc ic lohexano, to lueno, ác ido su l fh ídr ico ,

mo nóxido de nitrógeno , adem ás de ambient es de

oficina con presencia significativa de m icroorg a-

nismos (bacterias y hongo s). Así mismo, se hanrealizado distint os estudios com parativos entre

reacto res foto líticos y fot ocalatalíticos.

En Medida y caracterización de la r adiación solar,

el trabajo se fundam enta en la mejora del conoci-

m iento de la radiación solar incidente en la super-

f icie de la Tierra, de cara a su aprovecham iento

energético.

En lo que respecta a los avances relacionados

con la estim ación de la radiación solar, en 2011

cabe destacar: e l desarrol lo de un m odelo qu e

permit e estim ar la radiación solar con una mayor

resolución espacial, a partir de las im ágenes del

canal visible de alt a resolución d el satélit e Me-

teo sat segunda generación, y la realización de un

estud io de p redicción d e la radiación solar que

perm ite establecer relaciones directas entre los

valores de irradiancia solar y energ ía producida a

part ir de sistem as solares term oeléctricos y foto -

voltaicos.

Con respecto a lo s mecan ism os de med ida y

m étod os de caracterización, se ha llevado a cabo

la actualización de la estación radiom étrica ubica-

da en el CEDER, según las direct rices est ablecidas

por la Org anización M eteorológica Mundial en el

m arco de la red Baseline Surface Radiation N et-wo rk. De esta m anera, los valores que sean regis-

tr ados por esta estación met eoroló gica podrán ser

ut ilizados com o referencia de calidad en el análi-

sis y/o validación de m odelos met eorológ icos o

medioambientales.

Por últim o, se ha abiert o una nueva línea de acti-

vidad relacionada con la integración y desarrollo

de aplicaciones inform áticas de la radiación solarcon el objetivo de generar inform ación georrefe-

renciada de la m isma y of recerla para consulta

general, en el m arco de la ley sobre las Infraes-

truct uras y los Servicios de Inform ación Geográfi-

ca en España (LISIGE), tr ansposición españo la de

la direct iva europ ea INSPIRE (Infr aestructura para

la Inform ación Espacial en Europ a).





279

LÍNEA: Eficiencia energét ica

En el camp o de lo s Com ponent es y t écnicas en la

edificación, en el Labo ratorio de ensayos energé-

ticos para com ponent es de la edificación (LECE),

localizado en la PSA, se ha realizado el m ont aje y

la puesta a punt o de dispositivos para el ensayo y

análisis experim ental d e diferent es estrategias,

sistemas y compo nentes de la edif icación com o

son: fachada ventilada, paneles radioconvectivos

y recint o para el ensayo de techo s. Estas activida-

des se desarrollan en el ám bit o de la I+D+i sobr e

sistem as pasivos que t ambién se están analizand o

conjunt amen te en el proy ecto PSE-ARFRISOL. En

el caso del laboratorio de dinám ica de fluidos, ubi-

cado en M adrid, t iene como eje central el equipo

de m edidas termo -velocim étricas (PIV), que junt o

con el softw are de simulación CFD (Comput atio-

nal Fluid Dynam ics), ha sido ut ilizado para el aná-lisis energét ico de fachadas ventiladas de junta

abierta. Por ú lt im o, en el proyecto INN PACTO

CELSIUS, el cual incluye la evaluació n energ éti ca

experiment al de un edif icio de oficinas de 6.000

m 2 (dem ostrado r de energía), se han realizado

diversos tr abajos para poner a punto el sistem a de

m onit orización del citado edificio (puesta a punt o

y verificación d e equipos, adaptación d el softw are

para gestión de sistem as de monit orización, desa-rrollo de soft ware para visualización de m edidas

instant áneas, puesta en marcha del sistem a de

m onit orización, adquisición y evaluación prelim i-

nar de los prim eros datos registrado s).

En relación a la Eficiencia energ éti ca en la edifica-

ción, en el pr oyecto ENVITE del Plan E, en el que

se realiza la evaluación energét ica, opt im ización y

construcción de un edificio d e oficinas (dem ostra-

dor de energía), se ha cont ribuido al diseño expe-

riment al de la monit orización y la elaboración de

las especif icacion es t écnicas necesarias para la

implementación de dicha monitorización. Con

respecto al Labo rato rio de aclimat ización de espa-

cios abiert os, cuyo equipo central es un árbol del

viento, ha continuado participando en proyectos

de I+D+i (como el proyecto ECO-Valle Medit erra-

nean Verandahw ays). En el pro yecto INN PACTO

DEPOLIGEN prosiguen los estudio s de t ecnolo-

gías energét icas que perm itan conseguir edif icios,

distrit os y barrios residenciales o del sector t ercia-

rio de «em isión cero». Por últ imo , se ha continua-

do asesorando y co laborand o en e l p royecto

EDEA (Efficient D evelopm ent of Eco-Architectu -

r e ) c o n e l C en t r o N a c i o n a l d e l H i d r o g e n o

(CNETHPC).

Con respecto a la Integración d e energía solar enla edif icación, en el pr oyect o PSE-ARFRISOL, t ras

haber construido los 5 contenedores-demo strado-

res de investigación e im plem entado y p uesto a

punt o los sistem as de mo nit orización en años

ant eriores, se sigue opt im izando su operación,

m onit orizando en condiciones reales de uso y lle-

vando a cabo el análisis de los dato s registrad os

tant o energéticos como de confort ambient al. Así

m ism o, se ha realizado la op tim ización d e las ins-talacion es de clim atización basadas en sistem as

de energ ías renovables int egrados (biom asa, solar

térm ica y foto voltaica, geot ermia, refrigeración

por absorción y ref rigeración radioconvectiva).

En la Evaluación en ergét ica de espacios urbano s,

el CEDER ha iniciado una nu eva línea de investiga-

ción relacionada con las redes eléctricas inteligen -

t es, la int egración d e las energías renovables en





280

redes y la generación distr ibuid a. En ella se pre-

ten de aprovechar la pot encialidad de las instala-

ciones del CEDER como platafor ma experiment al

en la generación y d ist r ibuc ión in t e l igente de

energía eléctrica y t érmica.

Se dispone d e una inf raestruct ura de red eléctrica

(varios centros de transform ación en el recinto ) y

de com unicaciones que posibilitan ensayar y p ro-

bar a escala real nuevos mod elos arquitect urales y

conceptuales de com pañías eléctricas, t elecomu-

nicaciones, inform ática, movilid ad eléctrica, car-

gadores de b aterías de vehículos eléctricos, dife-

rent es tecnolo gías de generación con fuent es

renovables, etc. El objetivo es integrar t odos los

element os y actores involucrados en la genera-

ción, t ransporte, d istr ibución y consumo, para

la consecución de sistem as y aplicaciones m ás

eficientes.

Así, se ha comenzado el diseño y desarrol lo de un

softw are para la organización y regulación inteli-

gente de la gestión energética de ayuntamient os

en el proyect o INNPACTO Soria+X-.

LÍNEA: Otras tecnologías:

almacenamiento de energía, pilasde combustible y SIG

En el camp o de lo s Almacenadores cinéticos de

energía, en el marco d el Proyecto Singular Estr a-

tég ico SA2VE, se ha puesto en m archa, en una

subestación ferr oviaria de ADIF (Adm inistrador

de Infraestruct uras Ferroviarias), un sistem a de

almacenam ient o desarrol lado en el CIEMA T y

aplicado a la recuperación de la energía de frena-

do. Por ú lt imo , en el camp o de la obtención de

energía eléctrica a part ir de en ergías m arinas, se

han fin alizado los ensayos del generador eléctr i-

co l ineal (WEDGE) y def in ido el d im ensionado

del absorbedor punt ual y su m odo de f unciona-

mient o para su integración dentro del proyecto

UNDIGEN.

En Pilas de com bustible se ha continuado con la

preparación y la caracterización de d istint os tipos

de electrodos, tanto p ara pilas de baja com o de

alt a tem perat ura (PEM FC y SOFC, en sus siglas

inglesas).

La actividad en pilas de combustible polim éricas

(PEMFC) se ha centrado en la opt imización de lo s

m étod os de electrodepósito y la preparación de

electro dos basados en Pt y com puestos electro -

depo sitados. Dos han sido los princip ales obj eti-vos en este per iodo : aument ar la cant idad de

catal izador d epositado (o área electro act iva) y

m ejorar la reproducibilidad del pro ceso. En otra

actividad se han definido t amb ién los parámet ros

básicos de m ont aje y com ponent es para trabajar

con celdas de cátodo abierto y estudiar posibles

aplicaciones.

La activid ad en pilas de óxid os sólidos (SOFC) seha centrado en el desarrollo de n uevos electrodos

ut ilizando nu evas for m ulaciones basadas en dis-

t int os catali zadores (Cu-Fe, Cu-Ceria, óxidos mix-

tos La2NiO4+d, La2Ni0, 6Cu0, 4O4+d o La-NiM-

gAl). Las celdas obt enidas con estos electro dos

han sido caracterizadas evaluand o su operación y

estabilidad así com o el efecto d e la presencia de

determ inados dopantes (Gd o Tb) y la com patibi-

lidad química entre electrod os y electrolito en una





281

celda, donde se han obt enido rendim ientos pro-

metedores.

En cuanto a la int egración de sistem as, se ha con-

tinuado con el d esarrollo d e varios sistem as híbri-

dos con pilas de combustib le: un sistem a de ali-

m ent ación inint errum pida (SAI), un sistem a EGA

(de generación de energía eléctr ica a part ir d e

fuent es renovables foto volt a ica y eól ica) en el

que se ha integr ado un nuevo electro lizador alca-

lino y se sigue colab orand o con el CSIC en el d e-

sarrol lo del prot ot ipo de generación de energía

eléctrica basado en refor m ado de bio gás y pilas

de combust ib le de baja tem peratura en cuatro

etapas.

En relación a Tecnologías de la infor m ación geo-

gráfica para la int egración de energías renovables

cabe destacar la inscripción en el Registro d e laprop iedad int electual del program a Int iGIS 1.0,

desarrollado en el CIEMAT y aplicado a la electrif i-

cación rural con energías renovables. Su im por-

tancia se hace evidente po r las más de 400 descar-

gas rea l i zadas desde num erosos pa íses , la

mayoría procedente de Am érica, a t ravés de la

página Web del CIEM AT.

ÁREA: Fisión nuclear

En el ám bito de la f is ión nuclear, de gran tradi-

ción en el Cent ro, se abord an la segurid ad de las

instalacion es nucleares, el estud io de los residuo s

de baja, media y a lt a act iv id ad, y e l d iseño de

reacto res avanzados y de sistem as asistido s por

acelerador.

LÍNEA: Segurid ad nuclear

En Accidentes severos, los proyecto s vigentes han

sido: SARNET2, red d e excelencia europea en

accidente severo d el Sépt im o Program a M arco

(7PM) de EURATOM ; BIP2, enm arcado en la

OECD y dirigido al com port amient o físico-quími-

co del yod o en caso de accident e; y los acuerdos

CSNAS y CSN-CCVM con el Consejo de Segurid ad

Nuclear (CSN). A t ravés de esto s últ im os se ha

part ic ipado en proyectos internacionales com o

ARTIST2, SFP y CCVM, los dos últ im os en el m ar-

co de l a OECD.

Los logros más destacables de la I+D+i han sido el

desarrollo de un m odelo d e sim ulación (ARI3SG)

de la r etención d e part ículas radiactivas en el lado

secundario de un g enerador de vapor en condicio-

nes de accident e severo SGTR. La herram ient acomput acional se ha dotado con ut ilidades para el

cálculo de las incert idum bres asociadas a las esti-

maciones.

En cuanto a la Termo-m ecánica del combustible

nuclear, las actividad es discurren a t ravés de dos

colaboraciones: TERMOCAQ y AICAST. La prim e-

ra, patrocinad a por el CSN, estudia el comp ort a-

miento termo-m ecánico del combustible durantesu irradiación y posibles accident es base de diseño

en el react or; la segund a, suscrita con ENRESA,

está enfocada al almacén tem poral en seco del

com bustible y su transport e tras la irradiación en

el reacto r.

Se ha anal izado la capacidad p redict iva de los

actuales código s para captu rar los principales

cambios te rm o-m ecán icos que suceden en e l





284

LÍNEA: Residuos radiactivos

En Residuos de baja y m edia actividad ha cont i-

nuado el apoyo tecnológ ico a ENRESA realizan-

do acciones com o la caracterización r adiológica

de m uestras procedentes del desmantelamien-

to de la cent ral nuclear José Cabrera, l levando a

cabo la determ inación de emisoresȽ, Ⱦ puros y

ɀ de baja ener gía para la verif icación de la cali-

dad d e los análisis radiológ icos y para el estab le-

cimient o de fact ores de escala de las dist int as

corr ient es de residuos del desmant elamient o.

T a mb ié n s e h a p re st a d o a p o y o a l p ro y e c t o

PIM IC (Plan Int egrado para la M ejora de las Ins-

talacion es del CIEMAT), tan to en la realización

de determ inaciones m ediante escáner gamm a

de bult os de materiales radiactivos, como d eter-

m inaciones por espectro m etríaȽ, Ⱦ y ɀ. Gracias

a la ejecución de est os análisis, se han d esarro-llado distint as m eto dolog ías de caracterización

específicas, permit iendo det erm inar los efectos

de la m atriz y la adecuación de las m etod ologías

previas.

En esta línea de d esarrollos para la caracterización

destruct iva de m ateria les radiact ivo s se están

desarrollando t écnicas para la realización de cuan-

t i f icaciones sim ult áneas (241Am- y Pu-a) másrápidas, mediant e técnicas de centelleo en f ase

líquida bifásico.

Adicionalm ente, cabe destacar el desarrol lo y

verificación de una met odo logía de cálculo basa-

do en espectro sɀ de m uestras de uranio, de gran

utilidad para la caracterización d e fuent es huérfa-

nas. Se ha cont inuado con el desarrollo del pro-

yecto CARBOWASTE del 7PM, en el cual se realizó

un ejercicio de intercomparación de m étodos ana-

líticos para grafito irradiado CWRRT (Carbowaste

Round Robin Test). Asimismo se ha estudiado la

correlación de la irradiación del grafito mediante

t écnicas de caracterización estr uctu ral: BET (ana-

lizador de área superficial y tam año de por os por

adsorción d e gas), XRD (difracción d e rayos-X) y

SEM (microscopía de barrido electró nico) del gra-

fit o virgen e irradiado de UNGG (Uranium Naturel

Graphit e Gaz) y MTR (Mat erials Test Reacto r).

Adem ás, se han llevad o a cabo estudi os de des-

contam inación mediant e agentes químicos de los

principales contam inantes del graf i to irradiado

(14C, 3H y em isoresȾ-ɀ y Ƚ).

En colaboración con ENRESA se han p uesto a

punt o las técnicas de disolución y caracterización

de 129I y 99Tc en grafit o de Vandello s I para el

proyect o CRC del Organism o Intern acional deEnergía At óm ica (OIEA).

Por ú lt im o, se han comenzado los estud ios del

proyecto GRAFTEC sobre t ratam iento t érmico de

grafit o irradiado de Vandellos I y la caracteriza-

ción de una m atriz ví t rea para el acondiciona-

miento de dicho material.

En Res iduos de a l ta ac t i v idad , los estu d iosexperiment ales, los desarrol los instrum entales

y los esfuerzos teóricos han perm it ido una m e-

jo ra sign if ica t iva en el co nocim ien t o y capac i-

dad d e evaluación d e la alteración que sufriría la

m a t r i z de l com bus t ib le nuc lea r usado en su

almacenamiento def in i t ivo. Estos estudios han

perm it ido com pletar los in icialment e previstos

en el acuerdo d e colabor ación con ENRESA en

este cam po.





285

Por otra parte, se han conseguido im port antes

progr esos en las act iv idades de separación de

actínidos de los residuos radiactivos de alta activi -

dad (y del comb ustible irradiado ) que se enmarcan

en los acuerdos de colabo ración con ENRESA y el

pro yecto d e EURATOM , ACSEPT. Los prin cipales

prog resos se centran en la preselección y cualifica-

ción de n uevas m oléculas orgánicas (extractant es)

capaces de separar con gran eficiencia compo nen-

tes específicos de los residuos radiact ivos y de

sobrevivir a las cond iciones especialment e agresi-

vas de radi olisis, acidez y calor de algu nos pro ce-

sos de separación hid rom etalú rgicos. Estas m olé-

culas pod rían ser especialm ent e relevantes en los

pro cesos avanzados cono cidos com o SANEX y

GANEX, que además de perm itir reciclar el pluto-

nio, podrían reutilizar y minim izar el resto de actí-

nidos contenidos en el com bustible usado y facili-

t a r l a r e d u c c i ó n d e l a r a d i o t o x i c i d a d d e lcom bustib le a meno s del 1% del valor para el ciclo

abierto, sin reprocesado.

ÁREA: Fusión nuclear

El CIEMAT dent ro del Labor atorio Nacional de

Fusión por Confinamient o M agnético, integrado

en el Programa M arco EURATOM d e la Com isiónEuropea, realiza actividades de I+D p ara el desa-

rrollo de la fusión por confinam iento m agnético

como f utura fuent e de energía. Actualm ente, su

actividad pr incipal está relacionada con la explo-

tación científica del Heliac Flexible TJ-II (Instala-

ción Científi co-Tecnol ógica Singular, ICTS) y de

los sistem as auxiliares asociados, como el calenta-

m iento y el diagnó stico de plasm a y los laborato -

rios de estud io de m ateriales. Contribuye al d esa-

rrollo de lo s futuros reactores de fusión y part icipa

en la constru cción y operación del primer reactor

experiment al de ITER (Int ernational Therm onu-

clear Experimental Reactor).

LÍNEA: Física de fusión

La investigación en esta línea tiene po r eje princi-

pal la explotación y m ejora de la Instalación Cien-

tífica Singular TJ-II, actividad com plem ent ada con

la part icipación en pro yectos int ernacionales (JET,

ITER, W7X, LHD) y con una crecient e activid ad en

teor ía y mo delado de plasm as, lo que ha permit i-

do a su vez realizar desarrollos en el campo de la

comp utación, con acceso a la inf raestruct ura de

PRACE (Part nership for Ad vanced Com put ing in

Europe) y con el l iderazgo en la compu tación en

grid para fusión.

Duran t e 2011 las áreas prio rit arias de investig a-

ción en el disposit ivo TJ-II se han cent rado en el

estud io de la influencia de la topolo gía magnética

en confinamient o, cam pos eléctricos y transporte

asociado a inestabil idades generadas por part ícu-

las térm icas y rápid as. Son de destacar los est u-

dios de la dinám ica de cam pos eléctricos y gra-

dient es, así com o la dinám ica de los f lu jo s depart ículas y calor, tant o desde el punto de vista

neoclásico como t urbulent o. Se están realizando

especiales esfuerzos en el campo de las teo rías

cinética y girocinética para entender el t ransport e

y la int eracción on da part ícula.

La m ejora de sistem as (diagnóstico y equipamien-

to en TJ-II) ha incluido la instalación del sistem a de

limit ador capilar con lit io líquido para mejorar la





286

in teracción plasma-pared con prim eros experi-

m entos planificados en 2012.

El tokam ak JET, en cuyo program a el CIEMAT par-

ticipa tradicionalm ente de m anera activa, ha rea-

l izado una intensa camp aña invest ig ando una

pared interior, a base de berilio y tungsteno, simi-

lar a ITER. Durante este período , la participación

se ha centrado en la explot ación científica del sis-

tem a desarrollado por el CIEMAT de cámaras rápi-

das intensificadas y estudios de t ransport e e int e-

racción plasm a-pared.

En relación con la par t icipación en ITER, se han

cont inuado las tareas de diseño en los sistem as de

contr ol, sistema de adquisición de dato s, m ante-

n imien to rem o to , ca len tamien to de p lasma y

mó dulos de t est de envolturas regeneradoras. Por

ot ro lado, siguen en fase de preparación, a laespera de una inminent e convocatoria de partici-

pación por part e de la agencia gestora «Fusion fo r

Energy», proyectos en los que se espera una par-

t ic ipación signif icat iva, com o en el s istem a de

contr ol de po sición y el sistem a de observación

con cámaras infrarroja-visible.

LÍNEA: Ingeniería de fusión

Esta l ínea abarca las act iv id ades de man ten i-

m iento y m ejora del dispositivo TJ-II, la participa-

ción española en el pro yecto JT60 y la contribu-

ción al desarrol lo de com ponen tes y sistem as

para ITER.

En relación con el p royecto JT60, se ha cont inua-

do la construcción de la base del criostat o y se ha

finalizado el d iseño y especificación de construc-

ción para la parte superior del m ism o.

Por ot ro lado, para el proyecto ITER se ha t rabaja-

do en el desarrol lo de los sistem as auxiliares para

los inyectores de neut ros y de los puerto s de acce-

so, en la integración de diagn ósticos y en los siste-

m as de manipulación remot a.

LÍNEA: Tecnologías para fusión

Esta línea abarca la acti vidad t radicion al de inves-

tig ación en mat eriales aislantes y un conjunt o de

actividades de reciente implantación: materiales

estruct urales y f uncionales, m odelización com pu-

tacional, manipulación rem ota, m etales líquidos y

envolturas regeneradoras. Todas conforman el

pro gram a CONSOLIDER «TECNOFUS: Tecnolo -gía de fusión para envolt uras regeneradores de

doble refr igerante» y el proyecto de la fut ura Ins-

t alación Singular d e Tecnolog ía de Fusión (ICTS -

TechnoFusión), que se está desarrollan do conj un-

tam ente con un iversidades de M adr id (UPM y

Carlos III), el apoyo del M inisterio d e Econom ía y

Compet itivid ad y el Gobierno Regional así como la

creciente part icipación española en el p rogram a

europeo para el diseño del reactor DEMO.

Entre las actividades relacionadas con la fut ura

ICTS TechnoFusion caben d estacar: la elaboración

del inform e detallado de ob jetivos científ icos, el

diseño de la instalación de plasma de alt o flujo , los

estud ios de viabilidad para el triple h az de irradia-

c ión de m ater ia les y los pr im eros estud io s de

implant ación. También se pueden mencionar los

resultados significativo s obt enidos en el modela-





287

do com put acional del efecto de la radiación, área

en la que han podid o, por p rim era vez, realizarse

algunas comparaciones con resultados experi-

m entales obt enidos en el laborato rio.

CIEMAT es el organismo designado p ara llevar a

cabo los compro m isos españoles en los proyectos

del «Broader Approach t o Fusion» y en este senti-

do se ha avanzado signif icativament e en los dos

proyectos que lo integran: IFMIF (International

Fusion M aterials Irradiatio n Facility) y JT60. Con

respecto a la instalación d e pruebas de m ateriales

IFM IF, se está d esarrolland o con no rm alidad el

contrat o de fabricación del prot ot ipo de las fuen-

tes de alta tensión y se ha adjudicado el contr ato

para la fabricación de los mó dulos de radiofre-

cuencia. En paralelo, se ha prog resado en lo s sis-

tem as de diagnosis del haz, el tubo de deriva, la

sección d e acoplo, el bloque de parada y t odos lossistem as de la celda de irradiación.

ÁREA: Com bust ibles fósiles

(valorización energética)

Dent ro d e esta área, se analiza en el CIEMAT el

proceso de la combust ión t an to t eór ica como

emp íricament e con objeto de desarrollar proce-sos m ás lim pios y eficaces, med iant e el desarrol lo

de sistem as avanzados de comb ustión y gasifica-

ción, así com o el análisis, la separación y la lim -

pieza de los gases pro cedent es de la gasificación.

Esto s procesos se aplican a com bustib les fósiles

(carbón ), b iom asa y residuos (procedent es de

pro cesos indu str ia les, aguas residuales, etc).

Igualment e se estud ian los procesos de captur a

de CO2.

LÍNEA: Combustión y gasificación

Durante el año 2011 term inó el proyecto MER-

CURYCAP, fin anciado por la UE (Research Fund

for Coal and Steel), enfocado a la reducción de

em isiones de mercurio procedent es de la com bus-

tión de carbón. Se llevó a cabo un a amplia campa-

ña experiment al de inyección de dif erentes absor-

ben t es de m ercu r io en las insta lac iones de

combust ión en lecho f lu id izado para evaluar e l

c o mp o r t a m ie n t o d e d i c h o s m a t e r i a l es. L o s

HGC15-Lancaster y HGC03-Center, p rocedent es

de la gasif icación de residuos de plást ico y d e

papel, fueron los más prom etedor es ofreciendo

una altern ativa a los absorben tes comerciales de

carbón activo.

En el proy ecto M ETRAOXI se ha acond icionado la

planta pilot o de lecho fluidizado burbujeante paratrabajar en m odo oxicom bustión, tecnología ele-

gida p ara la reducción de las em isiones de CO2. Se

ha est im ado el com portam iento de los metales

traza en mod o oxicomb ustión, a partir de los aná-

lisis de los com bustibles, con el uso de un pro gra-

m a de cálculo de equilibrio term odinámico obt e-

niend o que las especies de cadm io son las más

afectadas, seguidas por el m ercurio y selenio. La

especiación del cloro es otra diferencia det ectadaen e l comport amiento de los meta les t raza en

mod o oxicombustión f rente a la combustión con-

vencional.

En el proy ecto CARDENER-CM se continúa estu-

diando la valorización energét ica del cardo en

lecho fluid izado. La elevada presencia de sodio,

pot asio y calcio en las cenizas del com bustib le

im plica problem as operacionales en el lecho. Dife-





288

rent es m ateriales de lecho están siendo estudia-

dos con el objetivo de m inimizar dichos riesgos.

Hasta el mom ento , los resultados en los ensayos

de corta duración son prom etedores.

En el proyect o INN PACTO ProCSR, se ha com en-

zado la clasificación y caracter ización de la frac-

ción orgánica bioestabilizada procedente de los

residuos sólidos urbanos con el objetivo d e obt e-

ner un comb ustible sólido recuperado de ópt ima

calidad.

En el pro yecto CAC-BON de investig ación y desa-

rrollos de nuevos conceptos para el uso limpio del

carbón y emisiones cero, teniend o en cuenta la

perspecti va técnica, el CIEMAT se posiciona de for -

ma p referente en el d esarrol lo y evaluación de

to das las tecnolog ías emergent es encaminadas a

reducir las emisiones de dióxido d e carbono, yasea a través de la m inim ización d e las em isiones de

CO2 procedentes de la conversión térm ica de car-

bón o m ediante su captura, una vez producidas.

En el proyect o PROLIPAPEL II, financiado p or la

Comunidad de M adrid, los resultado s de caracte-

rización en laborat orio m uestran qu e los residuos

de papelera presentan por separado malas prop ie-

dades para su valorización energét ica vía gasifica-ción. Sin em bargo, la gasificación de sus m ezclas

parece viable desde el punto de vista tecnológico

y m edioambient al; si bien, será necesaria la lim-

pieza del gas brut o prod ucido, para cum plir la

to lerancia de los m ot ores de gas y la legislación

medioambiental.

Adem ás, en el ámb ito d e otr os proyectos se carac-

terizaron distint os combustibles (biomasa de car-

do, m ezclas de carbón y biom asa, etc.) para calde-

ras de lecho fluidizado, se estud ió el p roceso d e

degradación t érm ica, se realizaron las prim eras

pruebas operacionales en planta p iloto y se anali-

zó el com por tam ien to te rmo d inámico de los

m etales en condiciones de operación en pro cesos

de oxicombustión.

Dent ro del proyect o «Reducción, reutil ización y

valorización d e residuos generados en la gasifica-

ción de f angos de EDAR (estación d epuradora de

aguas residuales)» que se ha venid o desarrolland o

con CADAGUA S.A. se ha conseguido gasif icar

fango s de EDAR en lecho fluid izado circulante,

operando con aire com o agent e de gasificación y

con arena com o m aterial inerte del lecho. Cabe

destacar que lo s análisis realizados han indicado el

carácter no t óxico de las cenizas prod ucidas, lo

que facilit ará su reut ilización en ot ros usos, talescomo la fabricación de ladrillos o de hormigó n y la

utilización en obras de t ierra y t erraplenes.

LÍNEA: Capt ura de CO2

Destacan los resultados que se están obt eniendo

en el proyecto del Plan Nacional, PROMOCAP

(Desarrollo y estudio d e sistemas de prom ociónelectroquímica para la captura y valorización de

CO2 en gases de com bustió n). Es una tecnolo gía

m uy novedosa y en la cual están t rabajando m uy

pocos grupos de invest igación a nivel m undial.

Se han sintet izado diferent es electrocatalizado-

res y se ha evaluado la capacidad de capt ura de

CO2 de éstos, así como de hid rogenación del CO2

para obtención de comp uesto s de mayor valor

añadido.





289

En el proyect o CHRISGAS del Sexto Program a

M arco (6PM) de la UE se ha finalizado con éxit o,

dem ostrando la viabi l idad d e la separación de

hidró geno con m emb ranas y las vent ajas asocia-

das al reactor de m embrana para la reacción WGS

(Water Gas Shift) frent e al reacto r convencional en

lecho fijo. También, se ha determ inado la viabili-

dad de pro ducir corrientes puras de hidrógeno por

separación de ot ros com ponen tes (CO2, N 2, etc.)

presentes en los gases de gasificación de biom asa.

En el Proyect o Singular Estr atég ico PSE-CO2, se

ha estudiado la t ecnología de captura d e CO2 en

pre-com bustió n. Se ha determ inado, a escala de

planta piloto, el comport amiento de un cataliza-

dor dulce para la reacción WGS aplicado al caso

concreto d el gas producido en la Central GICC

(Gasificación Integrada en Ciclo Combinado ) de

Puert ollan o (ELCOGAS). Estos resultad os se hancontrastado con los obt enidos anteriorm ente por

el CIEMAT a escala de labo rato rio.

En el proy ecto CENIT CO2, en colaboración con la

emp resa Técnicas Reunidas, se ha estu diado el

comport amiento de diferentes adsorbentes para

la capt ura de dióxido de carbono en gases de

escape de cent rales térm icas. El estudio se ha

desarrollado en base a la com posición t ipo que seprod uce en la Central térm ica de carbón pu lveriza-

do de Composti lla (ENDESA).

En el proyecto FLEXGAS f inanciado p or la UE

(Research Fund f or Coal and Steel), se finalizaro n

con éxito lo s estudios experim ent ales de la reac-

ción WGS para el ajuste de la relación H2-CO-CO2

en los gases de gasificación de carbó n, bio m asa y

residuos.

Por últim o, en el pro yecto FECUNDUS financiado

por la UE (Research Fund f or Coal and Steel), se

han caracterizado com bustibles alternativos para

ser utili zados en la Cent ral GICC de Puert ollan o

(Ciudad Real) en estudio s de co-gasificación con

carbón y coq ue. La co-gasificación d e dichas mez-

clas perm itirá reducir el balance neto d e emisio-

nes de CO2. Además, dentro de dicho proyecto y

del pro yecto d el Plan Nacional CAPHIGAS se est á

estud iando e l compor t amien to de d i fe ren tes

adsorben tes de captura selectiva de CO2 en g ases

de gasificación en el int ervalo 300 a 500 °C. Los

resultados de dicho estudio se im plement arán la

próxim a etapa en la que se aborda un sistem a

híbrido que integra en un solo reactor la captura

de CO2, la m em brana selectiva para la separación

de hidr ógeno y la reacción WGS.

ÁREA: Efect os ambient ales de la energía

En esta área, el CIEMAT d esarrolla distint as activi-

dades relacionadas con los efecto s medioam bien-

tales de la prod ucción de energía o aquellos deri-

vados de la industr ia. Se estu dian lo s procesos

físico-químicos que experimentan los contami-

nant es emit idos procedentes de diversas fuentes

o instalaciones industri ales y/o energét icas en laatm ósfera y en lo s suelos, eco y agrosistem as. Asi-

m ism o se trabaja en el desarrollo de t ecnologías y

estrat egias que reduzcan su em isión y mit iguen o

subsanen l os daños ocasionados.

Ot ra de las áreas de t rabajo son los aspecto s que

ti enen que ver con las bases cient íficas del camb io

climático, el seguimiento y la mo nitorización del

m ism o, los impactos que produce en ecosistem as





290

así com o el desarrollo de nuevas tecnolo gías ut ili-

zadas para frenar el cam bio climát ico, como son

los estud ios relacionados con el almacenamient o

de CO2, en f orm aciones geológicas.

LÍNEA: Cont aminación at mosférica

En Caracterización de la cont aminación at m osfé-

r ica se ha cont inuado t raba jando t an to en los

estudios de contam inación fot oquímica y mat erial

particulado, como en la mejora y opt im ización de

técnicas de m edida de la contaminación atm osfé-

rica m ediante teledet ección.

Se ha fin alizado el análi sis de los resultad os del

proy ecto PROFASE en el que se han estud iado

distint as prop iedades de los aerosoles en amb ien-

tes urbanos (concent ración, tiem pos de residen-cia, morfo logía, estado de m ezcla, composición

química y transformaciones, etc.) con especial

atención al estudio de la f racción d e aerosoles

secundarios inorgánicos y su evolución t emp oral.

Esto s resultado s han dado lu gar a la aprob ación

del proy ecto M ICROSOL, f inanciado p or el Plan

nacional. Igualment e se han obtenido imp ortan-

tes resultados sobre o tr as prop iedades del aerosol

como núm ero y distribución por t amaños, algunosen el marco de la REDMA AS, coordinad a por CIE-

MAT. Se ha f ina l izado as imismo e l p royecto

HEREPLUS que ha permit ido o btener un a estim a-

ción del riesgo sobre la salud d e algunos contam i-

nantes en e l á rea de Madr id , así com o, de la

influencia de la vegetación en la calidad del aire.

En cuanto a las técnicas de teledet ección se han

real izado m ejoras signif icat ivas en el sistem a

LIDAR (Light Detect io n And Ranging) del CIE-

M AT, incorporando una l ínea de detección del

vapor d e agua. Esta estación LIDAR, perten ecien-

te a la red eur opea EARLINET, se ha incorp orado

al proyect o ACTRIS de inf raestruct uras europeas.

Asimismo se ha realizado un estudio d e evalua-

ción de las emisiones aéreas en rut a de NO 2 a par-

tir d e imágenes de satélite.

En Modelización at m osférica se ha podido con s-

tat ar que los sulfatos bajo determ inadas concen-

tr aciones de cierto s com puestos orgánicos volá-

t i les pueden favorecer de f o rm a sustanc ia l la

form ación de aerosoles orgánicos secundarios en

la troposfera, contribuyendo a un aument o de las

concent raciones de part ículas en suspensión.

Este resultado h ace necesaria una revisión de los

m odelos de contam inantes fotoq uímicos actua-les para tener en cuenta d icho efecto en la si-

mulación.

Por otro lado, se ha validado el modelo d e disper-

sión atm osférica CHIMERE para distint os m etales

pesados, det ectand o posibles incoherencias en el

invent ario nacional de emisiones de met ales pesa-

dos a la atmó sfera.

Se ha realizado el prim er estud io de representat i-

vidad espacial de las m ediciones de algunas esta-

ciones urbanas españolas de m edid a de la calidad

del aire con una met odología basada en mo delos

de m ecánica de f lu ido s com put acional (CFD) o

m odelos street-canyon, ú nicos capaces de repro -

ducir las comp lejas circulaciones de aire y la dis-

persión de contam inant es dent ro de calles y pla-

zas. Los resultados ob tenid os son clarif icadores





291

sobre hasta que pun to l as m ediciones de calidad

del aire en un punt o de una calle son representa-

t ivas de la ca l idad de l a i re en e l con junt o de

la misma.

Se están desarrollando nu evas param etr izaciones

de la capa límit e urbana atm osférica basadas en

simulaciones a m icroescala con m odelos CFD apli-

cados a configuraciones simples de calles y edifi-

cios. Así, las fuerzas de arrastre en at m ósferas

urban as, debid as al efecto d e los edif icios sobr e

las circulaciones de aire, pueden ser im plant adas

en mo delos atm osféricos urbanos a m esoscala

para simular m ejor los f lu jos atmosféricos y de

energía en zonas urbanas incluyendo el ef ecto d e

isla térm ica urbana.

Han contin uado los trabajos de evaluación anual

de la calidad d el aire en España con la preevalua-ción del año 20 10 y la reevaluación del 2008 ut ili-

zando una com binación de mod elos atm osféricos

y m ediciones de redes de calidad del aire y se ha

calculado el mapa de depósito de cont amin antes

atm osféricos (comp uesto s de azufre y nitróg eno)

en España para 20 08.

Adem ás, se sigue liderando la Red Tem ática de

Mo delización de la Contam inación Atm osférica(RETEM CA) con la part icipación en el Foro Euro-

peo d e M odelización d e la Calidad del Aire (FAIR-

MO DE); se ha elaborado la prim era guía española

para el uso de m odelos atm osféricos en estud ios

de imp acto amb iental de instalaciones potencial-

ment e cont aminantes; y tam bién se ha terminado

el desarrollo e im plantación del prim er sistema de

pred icción de la calidad del aire en España en alt a

resolución, CALIOPE.

En el ám bit o de la Ecot oxicidad, el resultado m ás

relevant e ha sido la part icipación en la revisión del

Capítulo 3 del «Manual de M odelización y Cart o-

graf ía de los Niveles Crít icos para la Vegetación»,

m anual de referencia del Convenio de Ginebra

(Map ping M anual, UNECE 2010) que presenta la

base cient ífica que apoya la definición d e los nive-

les críticos de los distint os contam inant es para la

prot ección d e la vegetación. Adem ás, se ha pre-

sentado un a revisión d e la aplicación de los niveles

crít icos de ozono en la estim ación del riesgo de

sus efectos en cult ivos a nivel europeo y se han

prop uesto, por pr im era vez, unos niveles críticos

de ozono adecuados para la protección de lo s bos-

ques perennifolios m editerráneos. Se ha desarro-

llado la parametrización del mod elo de conduc-

tancia estom ática y de las funciones exposición y

dosis respuesta al ozono adecuadas para el trigo

creciendo en condiciones mediterráneas. Losestudios realizados sobre los efectos del ozono y

nit rógen o en especies de pastizales anuales com o

la Briza m axima L. han concluido q ue la calidad

nut rit iva y la fenología deberían ser parámetro s de

respuesta a considerar en el establecimient o de

los niveles crít icos de ozono para este t ip o de

vegetación.

Se ha presentado la ú l t im a actu a l ización de lm odelo DO3SE para el cálculo d e los f lu jos de

ozono absorbidos por la vegetación en la que se

incluye la mod elización de la disponibilidad h ídri-

ca del suelo y su influencia en la f isiología de la

vegetación.

Se ha presentad o el prim er análisis de validación

de las est im aciones del depósito d e nit ró geno

atm osférico en España comp arando los resulta-





292

dos obt enidos con mo delos con las medidas reali-

zadas en diversas redes de mon it orización.

Todos estos resultados han contr ibuido a las acti-

vidades cont emp ladas en la encomiend a de ges-

tión con el Ministerio de Agricultura, Alimentación

y M edio Am bient e sobre cargas y niveles críticos

en el convenio de Ginebra.

En relación con los estu dios sobre la incidencia de

la gestió n y las pert urbaciones naturales y ant ro-

pogén icas en los flujo s de gases de efecto in verna-

dero de los suelos se ha det erminado una dismi-

nución d e los flujos de CO2 por efecto d el pastoreo

en un sistem a de dehesa del centro p eninsular.

Respecto a Contam inant es orgán icos persisten tes

(COPs) se ha cont inuado con el trab ajo de vigilan -

cia en algunas mat rices y zonas de int erés. Este haincluido la realización de camp añas de m uestreo

de aire trim estrales, med iante capt adores pasivos,

que ha cubierto t anto zon as rem ot as (estaciones

EMEP) como urbanas. Se ha obt enido la concen-

t rac ión de d ist in t os COPs, concre tament e de

PCDD/F, PCB, PBDE, DDT y m et abo lit os HCB y

HCH, partien do de lo s análisis realizados med ian-

te crom atog rafía de gases acoplada a espectro-

met ría de m asas. Adicionalment e, se ha realizadoel análisis de los dat os obt enido s en el period o

2008-2010. Se han estim ado las velocidades de

m uestreo para calcular la concentración de COPs

asociada a la fase gas, cuando se utilizan m ues-

tr eadores pasivos de aire.

Dentro del Convenio de colaboración con OCU

Ediciones S.A., se ha realizado un estud io sobre la

presencia de COPs en el aire de int eriores dom és-

t icos (PBDE, PCB, DDT, HCB y HCH) en España,

Bélgica, Port ugal e Italia.

Se ha desarrollado y aplicado la m etodo logía para

el análisis de veint e sustancias químicas perfluora-

das (PFC), sulf onat os, ácidos carboxílicos y sulfo-

nam idas, emp leando crom atog rafía de líquidos a

alta presión en tándem con espectrom etría de

m asas con detector triple cuadrupolo, en m atrices

de d istinta naturaleza (líquidas y sólidas). Parale-

lament e se ha opt im izado la m etod ología analíti-

ca para el estudio de retardant es de llama haloge-

n a d o s ( d e ca b r o m o d i f e n i l e t a n o , D B D P E,

declorane p lus, DP, Dec 602, 603, 604, M irex y

clord ano plus, CP). Se ha analizado e ident ificado

por prim era vez el contenido de ret ardantes de

llama clorados (DP, Dec 602, 603, 604, m irex y CP)

en hígado de delfín. Este estud io se ha complet a-

do con el análisis de PCDD/F y PCB con factor deequivalencia tóxica.

Se han l levado a cabo estudios t oxicocinét icos

p re l im in a re s d e l p e r f l u o ro o c t a n o s u l f o n a t o

(PFOS) en di stint as especies (conejo s y po llos)

después de la expo sición oral a d osis reales.

Se ha realizado un estud io sobre lo s niveles de

concentr ación y fuent es de generación de DP enm uestras de lodo s pro cedent es de 31 EDAR urba-

nas españo las. Se ha est udiado la relación ent re

los dos isóm eros mayorit arios y se ha com parado

su concentr ación con la correspondient e a ret ar-

dantes de llama b rom ados. Se ha concluido que

aquellas instalaciones que uti lizan un sistem a de

eliminación biológica de fósforo y nitróg eno en la

línea de tratam iento de aguas presentan niveles

m ás bajos de DP. De manera p aralela se ha eva-





293

luado la presencia, fuent es y compo rtam iento d e

PBDE y PCDD/F.

Se ha realizado la evaluación del sector español d e

producción de acero com o posible fuente genera-

dora de COPs.

Se ha realizado el m uestreo y análisis de PCDD/F

en emisiones atm osféricas procedent es de una

planta d e com bustión del CEDER, en la que se ha

util izado un com bustible formado po r mezcla de

poda de olivo y lodos de EDAR o com post de resi-

duos sólidos urbano s. Los muestreos se realizaron

aguas arriba y abajo de un f iltro híbrido catalítico.

Por últ im o, el Laboratorio de COPs ha superado

con éxito las audit orías realizadas para mant ener

su cert ificación en la ISO-9001.

En Em isiones contam inantes se ha cont inuado

con la caracterización de em isiones, tant o indu s-

triales como de m otores de combustión int erna, el

desarrollo y validación d e sistem as de control y el

trabajo com o responsable de la Oficina de cont rol

de em isiones de las grandes instalaciones de com-

bustió n españolas (OCEM).

En la caracterización de las emisiones industriales,desarrol lo y val idación d e sistemas de contro l

cabe destacar, la instalación en el CEDER de una

línea de proceso para la validación y estud io de

sistem as avanzados de filtr ación para la depura-

ción de em isiones atm osféricas canalizadas de

origen industr ial. Este sistem a, único en España,

perm ite evaluar multid isciplinarment e las presta-

ciones de los sistem as de fi ltración de ef luentes

gaseosos más avanzados que existen actualm ente

como, por e jemplo, e l protot ipo de f i l t ro híbrido

catalítico de últim a generación frente a las em isio-

nes gaseosas de con tam inant es tóxicos (COPs,

PM10 y m etales pesados) producidas durante la

com bustión de m ezclas de biom asa y residuos,

caracterizado este año. Tam bién se ha registrado

un m odelo d e utilidad en España sobre un disposi-

tivo d iseñado para la medid a de la concentr ación

y distribución de t amaño d e partículas submicro-

m étricas para uso en entor nos industriales.

Respecto a los estudios de em isiones de escape de

m oto res de combustión int erna cabe resaltar los

resultados obten idos de la caracterización, tant o

en banco dinam om étrico como en pista de prue-

bas, del com port amiento del sistem a de medida

rem ot a de emisiones de vehículos RSD (Remot e

Sensing Device), tant o diesel como g asolina, a

tr avés de ensayos cont rolado s com parat ivos fren-te a un instrument o OBS (On Board emisión mea-

surement System ) de medida directa de em isio-

nes a bordo d el vehículo. En este ámb ito, se nos

ha concedido la patente de un sistem a de medid a

de part ículas, gases y acti vidad en vehículos.

En cuant o a su trab ajo com o responsable de la

OCEM d estacar la publicación del inform e oficial

anual con los dato s correspond ient es a las em isio-nes a la atm ósfera pro ducidas por las Grandes Ins-

t alaciones de Com busti ón (GIC) españo las duran -

te 2010, e l t r aba jo rea l izado para fac i l i ta r la

gestión de la inform ación generada por la OCEM

y el desarrollo d e una met odo logía específica para

la evaluación t écnica de los inform es de garant ía

de calidad de los sistemas autom áticos de medid a

de em isiones instalado s en los focos de las GIC

españolas.





294

LÍNEA: Suelos y Geolog ía amb ient al

En el ámb ito de la Conservación y recuperación de

suelos se ha cont inuado con la recuperación de

suelos contam inados por met ales pesados, zonas

afectadas por mercurio, emp lazam iento s contam i-

nados por hidrocarburos arom áticos policíclicos y

áreas abandon adas relacionadas con la m inería del

carbón. Se prosigue con la evaluación del im pacto

ambient al y el estud io de la ecología y microbiolo-

gía en sistem as terr estr es. Así m ismo, se ha conti-

nuado con la aplicación de t écnicas de teledet ec-

ción en la con servación y recuperación de suelos.

Como resultado s m ás destacables podrían citarse

los estud ios del compor tam iento del m ercurio en

el medio amb iente, como es el caso de la transfe-

rencia suelo-veg etación en sistem as de ribera;

tr ansferencia a cult ivos; diferencias entre el sueloy la rizosfera y el imp acto sobre tr ansferencia de

m ercurio a la veget ación. Cabe resaltar los ensa-

yos de viabilidad de desorción térm ica de mercu-

rio en suelo s usando energ ía solar. Especial m en-

ción m erece el t rabajo sobre la especiación y

d is t r ibuc ión de m ercu r io en p lan tas , que ha

supuesto un avance en las bases científicas para la

aplicación de fito tecnología, o un novedoso t raba-

jo en e l cam po de l a fi sio lo gía veget al relat ivo a larespuesta d e las plant as ant e met ales pesados y la

ident ificación de fit oquelat inas en plantas. Se ha

publicado un t rabajo relativo a la afección de la

m inería del carbón sobre las propied ades físicas y

quím icas de los suelos de la cuenca hidro gráf ica

del río Rodrigato s (León).

En cuanto a la aplicación de la teledetección en la

conservación y recuperación de suelos, se iniciaron

las investig aciones del pro yecto SOILM EDSEN con

las primeras cam pañas de campo por radioespec-

tro m etría, que han permitid o obt ener una valiosa

info rm ación sobre la erosión d e suelos y el estu dio

de sist em as agrícolas. Respecto al estud io de la

ecología y m icrobiología de suelos cabe resaltar las

investig aciones realizadas sobre el com port amien-

to d e la m esofauna y de los m icroorganismo s del

suelo frent e al m ercurio, así como la opt imización

de t écnicas de biorrecuperación de suelos conta-

m inados por com puestos orgánicos.

Con relación al estu dio d e los pro cesos de trat a-

m iento de residuos biodegradables, se ha cont i-

nuado con el desarrollo d e sistem as sosten ibles de

producción de biogás y enm iendas orgánicas, la

opt im ización de los procesos de codigestión anae-

robia, la caracterización y d esarrollo de m etodolo-

gías de aplicación en sit uación real y la asisten ciapara el estud io y control de verted eros. Citar como

resultado m ás destacado la instalación y uso de la

herramient a inform ática «METANIZA» para estu-

dios de sostenibilid ad de plant as de biom etaniza-

ción en las comarcas españolas.

En Geología amb iental destacan la publicación de

un art ículo en la revista Global and Planetary

Change, que pone de manif iesto los camb ios cli-m áticos ocurridos en la Península Ibérica durante

el Holoceno y el estud io de los procesos geoquím i-

cos que ocurren en la interfase acero/bentonit a en

un almacenamiento geológico p rofundo.

En el ám bit o económico-adm inistrativo destacan

la f i rm a del anexo 2 del acuerdo experiment al

FEBEXe (Full Scale Engineered Bar rier Experim ent

in Crystalline Ho st Rock) para prolongar el experi-





296

árti co y sudeste asiático, relacionánd olas con su

imp acto en el clima.

Ot ros result ados se han obt enido a través de otras

herramientas como la modelización, habiéndose

trabajado en el desarrollo y m ejora de los modelos

fot oquím icos (m odelo CHIMERE) y de aerosoles

(proyecto M AO), así como en la simulación del cli-

m a urbano y m itigación de la isla de calor urbana.

En Im pactos del cambio clim ático, se ha iniciado

el estudio de los efectos del camb io climát ico en

los impactos de la cont aminación atm osférica y

las estr ategias de respuesta en lo s ecosistem as

europ eos, a tr avés del pro yecto ECLAIRE apro ba-

do en el 7PM.

En Seguimiento y mo nitorización del cambio cli-

m ático, se participa en el proy ecto ACTRIS delprog rama europeo de CAPACIDADES, con la esta-

ción LIDA R del CIEMAT d e la red Europ ea EARLI-

NET. Asim ismo, se trabaja en la med ida de flujos

de gases de efect o invern adero (CO2, N 2O y CH4)

en suelos de ecosist em as fo restales, agrícolas y

agrofo restales, habiendo finalizado el proyecto

EMAPGEI; mient ras que otro s aspectos relaciona-

dos con el comp ort amient o de las especies fores-

tales españo las se abordan en el pro yecto Conso-l ider M ONTES (Spanish wood lands and global

change: th reats and opp ort unities).

En Cambio climático y comport amiento ciudada-

no, en el m arco del proyecto europeo PACHEL-

BEL, coordinado por el CISOT, se obt uvo evidencia

empírica sobre las actitud es y com port amient os

cotid ianos de los ciudadanos en el ámb ito d el con-

sum o sostenible a partir d e una innovadora met o-

dolo gía híbrida que combin a elemento s de investi-

gación y participación ciudadana.

En el caso español, se analizaron do s interven cio-

nes políti cas específicas en Barcelona: el plan par-

t ic ipa t ivo d e la Agenda 21 para com erc ian tes

(Com prom iso hacia la Sostenibilidad ) y las accio-

nes para favorecer el ahorro energético en el con-

text o del N uevo Plan de Energía de Barcelona

(Agencia d e Energía de Barcelona). El proceso

perm itió r ecoger datos sobre las actitud es y com-

port amient os cot idianos de los ciudadanos, iden-

tif icando las dif icultades que afrontan en el día a

día en relación al ahorro energético y al consumo

sosten ible, así com o sobre las cont radicciones

entre actit udes y com port amient os. Los resulta-

dos se presentaro n a la Agenda21 y a la Agencia

de Energía de Barcelona, perm itiend o a los res-

ponsables políticos comp arar sus pre-concepcio-nes sobre el com port amient o con los hábitos de

los individuos y validar la idoneidad de las inter-

venciones planif icadas dirigid as a mo dificar los

hábito s y actitudes de los individuos.

En Tecnologías m edioamb ientales para la m itiga-

ción del cam bio climático, almacenamient o geo-

lógico prof undo (AGP) de CO2, ha proseguido el

desarrollo de la m etod ología probabilista de eva-luación de lo s riesgos asociados a dicho t ipo d e

almacenamientos en formaciones permeables

profu ndas ABACO2G (Aplicación de Bayes al AGP

de CO2). Esta met odo logía, aplicada al área de

Huérm eces (Burgos), permit e ir incorporando, de

m anera progresiva desde m odelos de tipo cualita-

tivo , en las fases iniciales, hasta m odelo s de tipo

cuantitat ivo, pasando por etapas interm edias que

comb inan ambos tipo s de estim aciones de proba-





297

bilid ad, para actu alizar la estim ación de las pro ba-

bi l idades con la inform ación procedente de la

experiment ación in situ y del monit oreo.

Se ha realizado el prim er paso en dicho proceso,

implem entando la evolución tem poral estocástica

de la plum a de CO2 durante el periodo d e inyección.

Esto ha perm itid o def inir los caudales de inyección

industrial en función d e las condiciones del m edio y

del proceso de inyección, que dep enden de las rela-

ciones entre las fuerzas de flot abilidad y viscosas.

Se ha colaborad o con el CIEDA en el análisis del

régim en jurídico del AGP de CO2 en relación con la

seguridad y la gob ernanza en la to m a de decisio-

nes públicas; en el estu dio d e la respuest a jurídica

int ernacional y europea a las actividades de captu-

ra y almacenamiento d e CO2; y ot ros análisis jurí-

dicos relacionado s con esta t em ática y sus im pli-caciones.

En análogos naturales de almacenam ient o y esca-

pe de CO2, la act iv idad se centró fundam ental-

m ente en el estudio de los análogos del sistem a

term al de Alicún de las Torres (Granada) y el de la

cuenca de Gañuelas-M azarrón (Murcia). El estudio

del primer análogo pone de m anif iesto que los

principales procesos geoquímicos expl ican lascaracterísticas hidro geoqu ímicas de las aguas ter-

males (dedolomit ización); que el sistem a hidrot er-

mal actúa como sumid ero de CO2 durante los pro-

cesos de disolución de lo s carbonat os por lo s que

las aguas met eóricas de recarga pasan al acuífero;

que los travertinos termo génicos que se form aron

y se están f ormando no constituyen un sumidero

de CO2, pero sí de carbono en form a mineral; los

periodos paleoclimáticos y paleoambient ales de

los últim os 219.000 años durant e los que se pro-

du jo la prec ip i t ac ión de los t raver t inos y una

m etod ología de estud io aplicable a la m onit oriza-

ción d e un AGP de CO2 después de la inyección.

El estud io del segundo análogo se centra funda-

m entalm ente en los procesos de escape de CO2

debido s a la activid ad hum ana relacionada con la

sobreexplot ación de los acuíferos m ás somero s de

la Cuenca de Gañuelas-M azarrón para f ines agrí-

colas. Esta sobreexplo tación p uso de manif iesto la

existencia de un acuífero m uy salino, profundo (>

500m) y sobresaturado en CO2, que actualment e

escapa libremente por lo s pozos hidrogeoló gicos,

contam inando y sal in izando los acuíferos más

someros. Un aspecto im port ante de este análogo

es la existencia d e la asociación física CO2-222Rn,

puesta de m anifiesta en t odos los pozos cont rola-

dos. El 222Rn, al igual que el CO2, aparece disueltoen el agua y libre. El origen d el CO2 es profun do

(descom posición térm ica de carbonato s con cierta

influencia del m anto y de CO2 edáfico), m ientras

que el del 222Rn está relacionado con la d esint e-

gración radiactiva del 238U existent e en las rocas

volcánicas de la cuenca, en gran part e form ando

dim inutos cristales de uraninita (UO2). Este aspec-

to es de gran interés como indicador de posibles

escapes de CO2 desde un alm acenamiento artif i-cial, ya que éste es un excelent e carrier del 222Rn,

isóto po radiactivo frecuente en form aciones con

238U o 226 Ra.

ÁREA: Efectos de las radiaciones ion izant es

Se destacan las activid ades relacionadas con la

det erm inación y contro l de los niveles de radiac-





298

t i v idad amb ien ta l den t ro de los P rog ramas y

Redes de Vigilan cia Radiol ógica; desarrollo d e

cri ter io s y mét odo s de evaluación y vig i lancia

dentro del área de la prot ección radiológica del

púb l i co y m ed ioamb ien t e y la rea l ización de

m edidas dosimét ricas de radiaciones tant o inter-

nas com o extern as. Tambi én se consideran den-

tr o de esta área, el análisis de los procesos que

afectan a la migración/retención de lo s radionu-

cleidos en el medio natural o en barreras, dentro

de la t ecnología de almacenamiento de residuos

radiactivos.

LÍNEA: Prot ección radiológica del públ icoy del medio ambient e

En esta línea se finalizaron lo s proyecto s PROME-

DIA (fin anciado p or ENRESA) y EMRAS-II (coord i-nado p or el O IEA). Se puso en m archa la Red de

excelencia europea en rad ioecolo gía (STAR),

finan ciada por el 7PM, en la que part icipa CIEMAT

ju nt o con o t ras 8 inst it uc io nes eu ro peas y d esd e

m ayo el CIEM AT ostent a la secretaría del com ité

5 de la Com isión in t ernac iona l de pro tecc ión

radiol ógica (ICRP), que tiene com o m isión desa-

rrollar un sistem a de prot ección radioló gica del

medio ambient e acorde con el sistem a actual depro tección d e las personas.

En el ám bito de la gestión de residuos radiactivos,

en el m arco del p royecto TRANSFER financiado

por ENRESA se han d esarrol lado m odelos que

describen el comp ort amient o de radionucleidos

como el 79Se y los radionucleidos de la serie de

desintegr ación del 238U. Tam bién, se ha part ici-

pado en d i fe rentes grupos de t raba jo de l fo ro

intern acional BIOPROTA y en el grupo d e trabajo

«Wastes Disposal Approach» del p royecto EMRAS

II del OIEA.

Dentr o de los trabajos relacionados con los mate-

riales radiactivos de origen natu ral (tamb ién lla-

m ados NORM por su acrónimo en inglés), se ha

participado en los foros intern acionales m ás rele-

vantes, tales com o la Red Europea EAN-N ORM o

e l g rupo de t raba jo sobre «NORM y em plaza-

m iento s heredados» dent ro del proyecto EMRAS

II, y del cual se prevé una cont inuación en el p ro-

gram a MO DARIA en 2012, para el que el CIEMAT

ha sido invit ado a liderar el grupo sobre NORM.

Adem ás, se ha continuado participando en la revi-

sión de la g uía SRS-19 del O IEA, relacio nada con

las descargas de mat eria l radiact ivo al m edio

amb iente y cuyos mod elos se incorporan en el

código CROM desarrollado po r CIEMAT. En estarevisión se ha incluido u n capítulo p ara la evalua-

ción de los vert idos procedent es de industr ias

NORM , que está siendo elaborado. A nivel nacio-

nal se real izó p ara ENRESA un anál i s is de las

industrias NORM a n ivel europeo y nacional, así

como , un análisis de la gestión de los residuos no

radi activ os en España. Est os análisis han servid o

de base para realizar un tercero en el que se estu-

dian las cant idades máxim as de residuos NORMque pod rían ser gest ionadas en verteder os de

residuos convencion ales. Finalm ent e com enzó un

proyecto , f inanciado por UN ESA, para l levar a

cabo la evaluación de tod as las centrales térm icas

de carbón del país.

En p ro t ección r ad io lóg ica en s i t uac iones de

intervención se ha real izado un estudio teórico

para la asociación Ascó-Vandellós (ANAV) de la





300

judiciales, com o la recient e causa n.º 5452, r elat i-

va a una demanda int erpuesta en la República

Argentina con el t ransfondo de contam inaciones

radiactivas.

Se ha tram itado un a patente nacional sobre el

reciclado de f osfoyesos en cement o en colabora-

ción con el CSIC y la U niversidad de Huelva basada

en los estudio s experim ent ales realizados.

Por últ im o, se está investigando en la ob tención

de niveles de sensibilidad del ord en de las «ultra-

trazas» para la determ inación de radionucleidos

en el medio ambiente, cuyo propósito es poder

realizar análisis retrospectivos de cont amin ación

radiactiva (en colaboración con la Un iversidad d e

Sevilla).

LÍNEA: Dosimet ría de las radiacionesionizantes

El Servicio de D osimet ría de Radiaciones ha supe-

rado con éxit o la audit oría inicial de la ENAC para

la acredit ación, en b ase a la nor m a ISO 17025,

para la realización d e ensayos de med ida de do sis

de radiación.

Est a acredit ación supond rá para el Servicio de

Dosim etr ía Personal Int erna ser el prim er servicio

de dosim etría acreditado p ara la realización de

ensayos in-vivo e in-vit ro de dosimet ría int erna a

nivel nacional y, el pr imer servicio de dosimet ría

acreditado p ara la asignación de d osis int erna

debida a incorpo ración d e radionucleidos a nivel

europeo. Análogam ente, el Servicio de Dosime-

tría Personal Externa será uno de los primero s

servicios de do simet ría acredit ados en España

para la realización d e ensayos de do simetr ía per-

sonal y de dosimetr ía amb iental y de área y, en

part icular, el prim er servicio de dosimet ría per-

sonal español acredit ado para la realización de do-

simet ría de extremidades mediante do símet ros

de anillo.

En Dosimet ría de radiación interna continu aron

las labores de calibración y cont rol de calidad d e la

técnica de m edida in vi t ro en el laborat orio de

bioelim inación e in vivo en el contado r de radiac-

tividad corporal, de evaluación d e dosis por expo-

sición int erna de trabajado res expuesto s y pun-

tualm ente d e los españoles que se encontraban

en Japón cuando sucedió el accidente d e la central

nuclear de Fukushima.

Adem ás, como centro de referencia participó envarios ejercicios: de intercom paración internacio-

nal con PROCORAD (para la cuanti ficación de 14C

en or ina, 3H y 14C en orina, 35S en or ina, t ransurá-

nido s en heces y uranio en orin a) y con el IRSN

(Institut de Radioprotection et Sûreté N ucleaire) y

de int ercomparación nacional de contadores de

radiact ividad corpo ral de las centr ales nucleares

españolas y Tecnatom .

En el Laboratorio d e dosimet ria de actínidos, des-

tacar el desarrollo y validación, po r prim era vez en

España, de un m étod o analítico para la reevalua-

ción de planchet as que cont ienen pequeñas canti -

dades de plut onio (239Pu) aplicando d os técnicas

de espectro m etría de masas: de doble enfoque

con fuente de plasma acoplada inductivam ente y

desolvatador Aridus (Arid us-DF-ICP-MS), y con

acelerador compacto d e 1 MV (AM S), permitiendo





301

cuantificar contenid os de Pu inferiores a la activi-

dad m ínima detectable mensurable por espectro-

met ría alfa y en m enos tiempo.

En Dosimet ría de radiación externa se realizaron

alrededor d e 12.000 det erm inaciones de la dosis

equivalente personal que generaron los inform es

de distrib ución de do sis para el CSN, de dosime-

tr ía personal ext erna a diversos clientes, al PIMIC

y al propio CIEM AT y los inform es precept ivos al

Banco Dosimét rico Nacional.

De igual mo do, en dosimet ría amb iental se lleva-

ron a cabo d iversos servicios técnicos, t anto a

clientes externos, como al PIMIC y al propio cen-

tro , que supusieron m ás de 900 determ inaciones

de la dosis equivalente am bient al y la em isión de

los correspond ient es in form es de dos imet r ía

ambient al y de área.

Cabe destacar la realización de lo s ensayos de

validación de los métod os de determinación de la

dosis equivalente personal en mano s m ediant e

d o s í m e t r o s t e r m o l u m i n i s c e n t e s d e a n i l l o

(Li2B4O7:Cu) y los de validación d e la det ermin a-

ción de la dosis equivalente am biental m ediante

dosím etros te rm olumin iscentes de L iF:Mg, T i

(TLD-100) y LiF:Mg, Cu, P (GR-200) cuyos resulta-dos confirm aron la f iabilidad de ambos méto dos

para el fin propuesto.

En M étodo s y mod elos m atemát icos aplicados a

la dosimetr ía de radiacion es, destacan: la realiza-

ción de un estudio sistem ático del desarrollo y ut i-

lización de m aniquíes voxelizados para la sim ula-

c i ó n me d ia n t e mé t o d o s d e Mo n t e Ca r l o d e l

tr ansporte d e radiación y el cálculo de d osis (lo

que permit ió establecer import antes contactos

con ot ros centros, tales como el IRSN francés, el

Helmholt z Inst i t ute alemán o la Universidad de

Florida), e l desarrol lo de un espectró m etro d e

neut rones sensible a fot ones, cuyos result ados

podr ían dar lugar a una pat ente y la colaboración

con el INFN italiano para la caracter ización del

campo d e radiación d e la instalación Beam Target

Facilit y (BTF), lo que supon e una mayor visibilidad

en el ámb ito int ernacional.

Además, se desarrol laron modelos numéricos

para dosim etr ía de part ículas radiact ivas discre-

tas (hot p articles) y se estudió la do simet ría de

fo t oneut ron es producidos en ace leradores de

uso clínico.

En Dosimet ría ret rospectiva se contin uó con la co-laboración con el Min isterio de Sanidad para la

det ección de especias irradiad as em pleando el

prot ocolo de análisis EN1788. Ad emás, se estud ia-

ron las propiedades lumin iscentes de los fosfat os

y carbonat os naturales para un posible uso en

dosimetría.

Por últim o, m erece especial mención la part icipa-

ción en múlt iples actividades de difusión y form a-ción (cursos y congr esos) en el ámbi to de las

radiaciones ionizantes, en el com ité de d irección

del European Radiation Dosimetry Group (EURA-

DOS) y en los paquetes de t rabajo: WG2 «Harmo-

n isat ion o f Persona l Dosimet ry w i th in the EU

m ember states», WG6 «Com putat ional Dosim e-

t ry» , WG7 « In te rna l Dos ime t ry» y e l WG10

«Retrospective Dosimet ry».





302

LÍNEA: Físico-quím ica de act ínidosy product os de fisión

Dentro de la actividad desarrollada en el ámbit o

de la red de excelencia ACTINET cabe destacar la

det erm inación de la solub ilidad y especiación de

actínidos y hom ólogos trivalentes y tet ravalente

en presencia de acido glucón ico, calcio y sodio en

condi ciones alcalinas, así com o su adsorción a

sólidos.

Especial atención m erecen los resultado s obteni-

dos en los proyect os de I+D+i llevados a cabo en

este ám bito.

En el proyect o CROKIS, se han analizado las pro-

piedades de distint os coloid es de arcilla y óxidos

para evaluar su im port ancia en el transport e de

contaminant es en distint as condiciones amb ien-tales, se han obtenido datos cuantitat ivos sobre la

generación de coloides desde la bentonit a com-

pactada en d istint as condiciones geoquím icas y se

ha cuantificado la m asa de arcilla que puede des-

prenderse desde la barrera de bent onit a de un

AGP en distint as condicio nes experim ent ales. Por

prim era vez, se aportan d atos cuantitat ivos y rea-

listas que se pueden u ti l izar en los m odelo s de

evaluación del com port amient o. Tam bién se haestud iado la adsorción de diferent es radionuclei-

dos en distint os tipo s de coloides y los procesos de

transport e (y f i ltración) de ésto s y sus contam i-

nant es asociados.

A raíz del análisis detallado d el tr ansport e de dis-

t int os t ipos de coloides en un medio granít ico

fracturado en fun ción de distintos parámet ros, se

ha demostrado clarament e cómo la f racción de

coloid es que se desplaza sin ret ardo es men os

relevante que la filtrada.

En el proyect o CROCK del 7PM, se ha obt enido

gran núm ero de dat os experiment ales de adsorción

analizando grani to s de diferentes lugares y caracte-

rísticas, que se han comparado con ot ros obtenido s

por o tr os grupo s. El análisis de las conclusion es

obt enidas servirá com o punt o de part ida para una

nueva selección de dat os para los mo delos de eva-

luación de comp ortam iento de los almacenamien-

tos de residuo s radiact ivos en rocas cristalinas.

En colaboración con ENRESA, se analizó el ef ecto

de la pr esencia del ácido isosacárido en la adsor-

ción de radio nucleidos tetravalentes (Pu (IV) y Th

(IV)) en cem ent os de El Cabril, se analizó la capa-

cidad de retención d e los m inerales principales

presentes en el cement o y fases m inerales CSHpara el Thorio y se realizaron ensayos de difusión

en m orteros y horm igones para a lmacenes de

residuos de media y baja actividad, t amb ién utili-

zando lo s cement os en uso en El Cabril. El tipo de

ensayo elegido para los estud ios de difusión es el

denom inado «Through-Diff usion» (TD) con gra-

diente de concentración constant e. Los radionu-

cleidos a ensayar han sido tr iti o y 137Cs.

ÁREA: Estudios de sistem as energét icosy medioambient ales

Dent ro de esta área se incluyen aquellas acti vida-

des de I+D+i relacionadas con el estudio o la eva-

luación de dif erent es aspectos relacionad os con

las tecnolo gías energét icas y m edioam bient ales,

c o mo s o n l o s a sp e c t o s s o c i o e co n ó m ic o s y





303

ambient ales del ciclo com pleto de las tecnologías

energét icas, especialment e de las emergentes

como la solar, eólica, biomasa o la fusión nu clear;

los aspecto s psicosociales, que deter m inan la

influencia de la actuación hum ana y social en la

tecno logía , segur idad op eraciona l y e l med io

ambient e de los sistem as complejos además de la

percepción social a los nuevos desarrollo s tecno-

lógico s existent es en la actualid ad.

Por otro lado, el CIEMAT t amb ién desarrolla estu-

dios de pro spectiva y vigilancia tecnológica con

una larga experiencia en la elaboración de estos

inform es, tanto po r petición de CIEMA T com o por

dem anda externa, que sirven de base para la pla-

nifi cación y la to m a de decisiones estr atég icas.

LÍNEA: Investigación sociot écnica

En el ám bit o de la Percepción del riesgo, comun i-

cación y aceptación social de tecnolog ías emer-

gent es se han realizado d iversas investig aciones

orientadas a profun dizar en las actit udes ciudada-

nas y de los acto res sociales clave (stak eho lder s)

hacia la eficiencia energética y tecnolog ías emer-

gentes (hidróg eno, captur a y alm acenamient o de

CO2, m icroalgas). Esta investig ación ha pret endi-do no sólo aport ar inform ación analítica al debate

académ ico actual sobre el im pacto social de la

tecnología, sino t ambién imb ricarse en los proce-

sos de diseño e im plement ación de estrategias de

imp licación pública, aport ando dat os relevantes

para su implem entación.

En el cont exto del PSE-ARFRISOL se han analiza-

do cuestion es com o el grado de concienciación, el

conocimient o sobre las opciones de reducción del

consumo energét ico o la eficacia personal percibi-

da en relación al ahorro d e energía en el hogar.

Asimism o se ha estudiado la percepción de los

stakeholders sobre el desarrollo de la ef iciencia

energét ica en nuestro p aís.

En el pro yecto PSE-HIDRÓGENO se llevó a cabo

un ejercicio de imp licación pública con el objet ivo

de analizar las reacciones públicas a las tecnolo -

gías del hid rógeno. A pesar de la existencia de un

amp lio desconocimient o de esta t ecnología, los

individuos, tras recibir inform ación, t ienden a per-

cibirla com o una opción energética no contam i-

nante pero lejana en el t iempo, debid o a la falta

de rentabilidad d el hidrógeno, de desarrollos tec-

nológicos y a su lenta evolución.

En el cont exto del PSE-M icroalgas, se han analiza-do las reacciones de los individu os ante los bio -

comb ustibles. A partir de la conform ación de gru-

pos de discusión con mat eriales info rm ativo s, se

recogieron las creencias y preo cupaciones de los

ciudadanos en t orno al uso práct ico de los bio-

comb ustibles y sus impactos sociales y m edioam-

bientales.

Por último , en el ámbito de la captura y alm acena-miento de CO2, se ha finalizado el proyecto de de-

sarrollo de estrat egias de part icipación y com uni-

cación , además de con t inuado e l es tud io de

aceptación social del a lmacenam iento de CO2

experimental de Hont om ín.

En el marco de la investi gación en cultura de orga-

nizaciones de alta fiabili dad, este año se ha finali-

zado el estudio del factor organizativo y hum ano





304

del sector de la logística y el t ransport e por carre-

tera (PSE-Glob alog) cuyas conclusiones ponen d e

m anifiesto los efectos negativo s del estrés sobre

la salud de los conductores, así como la imp ortan-

cia del liderazgo y del clima d e apoyo para favore-

cer la salud de estos. Se ha contin uado t rabajando

en evaluaciones de cult ura de seguridad en cen-

tr ales y ot ras inst alaciones nucleares. Así, el estu -

dio d e cultura o rganizativa de ENRESA ha puesto

de m anifiesto la eficacia de la met odología utiliza-

da en em presas de residuos, pudiend o am pliarse

a otro tipo de instalaciones.

Por últim o, en el ámb ito de los Factores hum anos,

se están analizando las perspectivas internaciona-

les para la validación in tegr ada de sistem as, con-

siderando las aproxim aciones para evaluar, desde

los factores hum anos, las m odif icaciones de dise-

ño en las salas de cont rol d e las cent rales nuclea-res en operación así como diseños de salas de con-

tr ol avanzadas, y su inf luencia en la seguridad . En

este campo , el CIEM AT representa al convenio

nacional Halden en el g rupo técnico HPG (Halden

Programm e Group) de factores humanos del pro-

yecto del reactor Halden.

LÍNEA: Análisis de sistem as energét icos

En el ám bito de los Aspectos socioeconóm icos en

sistem as energéti cos, en el pro yecto RESFOR-

LESS, iniciado este año, se ha realizado u n ejerci-

cio de mo delización para la identif icación de las

opor tun idades de cooperación existen tes en Euro-

pa para f lexibilizar la consecución de los objetivos

nacionales en mat eria de energías renovab les fija-

dos en la Directiva 2009/2 8/CE. Los result ados

m uestran a España como un pot encial exportador

de energ ías renovab les. En el pr oyect o INER,

dedicado al estud io del im pacto net o social, eco-

nóm ico y ambiental de la prom oción de las ener-

gías reno vables en el sistem a energét ico españo l,

se ha avanzado en la recopilación y actualización

de los dato s de costes de las distin t as tecno logías

energét icas y se ha est im ado el im pacto en el

bienestar social asociado a las políticas de apoyo

de ciertas tecnolo gías renovab les com o la energía

solar t ermo eléctrica bajo distinto s escenarios.

En relación al Análisis de ciclo de vida d e pro cesos

energét icos, se ha f inal izado la evaluación d el

análisis de ciclo de vida (ACV) de comp onent es de

vehícu los con h idró geno dent ro de l p royecto

HYCHAIN M INITRANS, demo strando que la pro-

ducción y el procesamient o de los m etales utiliza-

dos son los principales responsables de la cont ri-bución al impacto del calentamient o global y del

agotam iento de recursos energéticos. En el pro-

yecto GEI-IDAE, se ha desarrollad o una herr a-

m ienta (CALCUGEI) para la evaluación del balance

de gases de efecto invernadero de lo s biocarbu-

rant es prod ucidos en España. Dicha herram ienta

ha sido integrada dentro del proyecto BioGrace de

arm onización de los cálculos de las emisiones de

gases de efecto invern adero de los biocarburant esen Europa, pub licándose, además, las reglas de

cálculo que se aplican tant o en la herramienta Bio-

Grace com o en la española. Con respecto a la eva-

luación económ ica y medioam biental de las cade-

nas ene rgé t i cas de los cu l t i vo s ene rgé t i cos

(PSE-cultivo s), se ha realizado el ACV y el análisis

económico com parativo de los cult ivos energéti-

cos del sorg o, adem ás de la actualización d el ACV

del cult ivo Brassica Carinat a, L. para producción





305

de calor y electricidad. Por últim o, se ha m anteni-

do el apoyo t écnico solicitado p or el Ministerio de

Agricultura, Alim entación y Medio Am biente para

la realización de evaluaciones medio amb ientales

y socioeconóm icas de la pro ducción y uso de b io-

carburantes.

En el ám bito de la M odelización de sistem as ener-

gét icos, dent ro del p royect o SERF:EFDA-TIM ES,

se ha analizado el pap el de las tecnolog ías de pro -

ducción eléctricas renovables, com petido ras de la

fus ión nuc lear a largo p lazo, mejoránd ose e l

mo delo energético ETM incluyendo nuevas tecno-

logías de pro ducción de electricidad solar de con-

centración con almacenamient o. Adem ás se ha

analizado, por un lado, su cont ribución o im pacto

en e l s istem a energét ico g loba l y , por e l o t ro ,

cómo afecta en la introd ucción de la fusión a largo

plazo. Dentro d el proyecto COM ET (relacionadocon el transporte y el almacenamiento de CO2) se

ha t raba jado en la actua l ización y m ejora de l

modelo TIMES-Spain, desarrollado en el CIEMAT,

incluyend o dat os m ás recient es, relacionado s con

el sistem a energético español.

LÍNEA: Int eligencia y prospect iva

En junio d e 2011 el CIEMAT ren ovó la cert ificación

de la norm a UNE 166006: 2011 de Vigilancia tec-

nológica e inteligencia comp etit iva. Durante este

año se han rea l izado un t o t a l de 18 in form es

siguiendo la met odología y los procedimient os

im plant ados en su Sistem a para el desarrollo del

pro ceso de búsqueda, análisis y evaluación d e

inform ación. Se ha continuado la elaboración, ini-

ciada en 2010 para la Fund ación de Ciencia y Tec-

nolo gía (FECYT), del bolet ín de biom asa con info r-

m a c i ó n s o b r e d o c u m e n t o s d e p a t e n t e s

relacionados con las t ecnologías y procesos para

la producción de calor, electricidad y biocom bus-

tib les. Actualm ente estos bolet ines los publica la

Of icina Españo la de Patent es y M arcas (OEPM).

Ot ras activid ades destacadas han sido el desarro -

llo y la evaluación de herramien tas de soft ware

para el análisis de cont enid os y la asesoría en la

im plantación de sistem as de vigilancia tecnológi-

ca y prospectiva en d iversos organismo s. Se ha

participado en pro yectos nacionales en colabora-

ción con empresas com o e-Intelligent , Iberdr ola,

URBASER y ot ras instit uciones como la OEPM o la

Fundación OPTI. Se ha dirigido un pro yecto int er-

nacional de la A ECID (Diseño d e un sistem a de

vigilancia para la inteligencia económ ica territo-

rial) con la Universidad A ustral de Chile. Este p ro-yecto nació como resultado del estud io de pro s-

p e c t i v a r e g i o n a l p a ra l a e l ab o ra c i ó n d e l a

Estrat egia regional de desarrollo 2008-2018 en el

que CIEMAT participó com o experto in ternacio-

nal. Los resultados se presentaron en un ta l ler

celebrado en Valdivia dentro d el sem inario «Visio-

nes regionales para el desarrollo de la innovación ,

propiedad ind ustrial y transferencia de tecnolo-

gía» organizado po r la red de Propiedad Industrialde Lat inoamérica (Red PILA).

Respect o a las actividades de p rospectiva, se ha

realizado un estudi o sobre energías renovables

con el ob jetivo de ident ificar cuales son las actua-

ciones prioritarias para el desarrollo ind ustrial y

económico del sector en el horizonte tem poral de

los próxim os 10-15 años, identif icando 33 tecno lo-

gías innovadoras relacionadas con las energías





306

renovables en función d e sus impacto s sobre el

fut uro d el secto r y las capacidades científ icas y

tecno lógicas existen tes en nuestro país para abor-

dar su desarrollo .

Dentr o del estud io sobre tendencias de fut uro en

el sistem a energético español, encargado p or el

Instit uto para la Diversif icación y el Ahorro de la

Energía (IDAE) a la Fundación OPTI a finales de

2010, se han abo rdad o las áreas de energ ía

nuclear y tecno logías de a lmacenamient o de

energía, identificando su situación act ual y las ten-

dencias de desarrollo a cort o y m edio plazo.

10.3.2. Cent ro Nacional de EnergíasRenovables (CENER)

El Cent ro Naciona l de Energ ías Renovab les(CENER-CIEM AT) es un cent ro t ecnoló gico espe-

cializado en la investigación aplicada, el desarrollo

y fom ent o de las energías renovab les. Cuenta con

una alta cualif icación y un reconocido prestigio

nacional e internacional.

CENER presta servicios y realiza tr abajo s de inves-

tigación, desarrollo y demo stración de producción

de energía, com bustibl es, almacenam ient o, distr i-bución e in tegración d e energías renovables en el

sistema energét ico en 6 áreas fund ament ales:

Energía Eólica, Energía Solar Térm ica, Energía

Solar Fot ovolt aica, Energía de la Biom asa, Ener-

gética Edificator ia, Integración en Red de Energías

Renovables.

CENER está d ot ado de una infraestructura t ecno-

lógica de últ im a generación. En el caso del Labo -

ratorio de Ensayos de A erogeneradores, localiza-

do en Sangüesa (Nava r ra ) , se t ra t a de una

infraestructura única en el mundo y presta sus

servicios profesionales a un nut rido g rupo d e ins-

tit uciones, empr esas vinculadas de una u ot ra for-

m a con el negocio energético y gobiernos autonó-

micos españoles, europeos y latinoamericanos.

Las prin cipales Instalacion es de CENER son:

– Lab o rat or io de Ensay o de Aer ogen er ad o res

(LEA) - Instit uto del Viento . es una infraestruc-

tu ra dedicada a prueb as y ensayos de aeroge-

nerador es abarcando desde el análisis de los

comp onent es hasta e l de aerogeneradores

com plet os, según norm as int ernacionales. El

LEA integra cinco cent ros de ensayo de últim a

generación entre los que se encuentran:

• Laborato rio de Ensayos de Palas,• Laborato rio de Ensayos de Tren de Pot encia

(comp rende Banco de Ensayo de Tren de

Pot encia, Banco de Ensayo de Generador es,

Banco de Ensayos de Nacelle, y Banco de

M ont aje de Nacelles),

• Laboratorio de Materiales Com puestos y Pro-

cesos,

• Ensayos en Campo d e Aerogeneradores y

• Parque Eólico Experimen tal (Sierra de Alaiz).

Instalación Cient ífico-Técnica SingularBIOCOMBUSTIBLES

El Cent ro de Biocom bustibles de Segund a Gene-

ración es instalación d e ensayos a escala pilot o

semi-ind ustrial capaz de desarroll ar procesos de

prod ucción de b iocarburantes de 2ª generación a





307

partir de m aterias prim as no comp etit ivas con la

industria aliment aria (especialm ente m ateriales

lignoceluló sicos tales com o residuos forestales y

herbáceos) y la prod ucción de biocom bustib les

m ediante diferent es vías de producción (term o-

química, bioquímica y/o enzim ática) y la aplica-

ción de concepto s de biorrefinería.

Incluye:

• Laboratorio para el trat amient o y caracteriza-

ción de m uestras de proceso, Unidad de Pretra-

tam iento Físico de Biom asa.

• Un id ad de Gasi f icac ión : Reactor de Lecho

Fluido Burbujeante con una Potencia nom inal:

de2 MWt .

• Mó dulo Bioquímico: Instalación capaz de traba-

jar en d if er en t es co nf ig urac io nes (SH F, SSF,

CBP) y de llevar a cabo diversos procesos de f er-ment ación t anto en aerobiosis como en anaero-

biosis.

• Unidad de pretratamiento.

• Hidrólisis enzimática con elevado contenido en

sólidos .

• Batería de fermentadores tot almente monitori-

zados y preparados para operación en aerobio-

sis y anaerob iosis.

• Reactor de propagación de m icroorganism os.

Las actividades y los proyecto s más significativos

de los diferent es departament os de CENER en

2011 han sido :

Departament o de Eólica

El Departam ent o de Energía Eólica de CENER t ie-

ne como f ina l idad desarro l la r act iv id ades de

investigación aplicada y asesoram ient o técnico en

el ámb ito de la energía eólica, prestand o servicio

a tod os los agentes del sector, como son: promo -

to res, fabricant es, entidad es financieras, operado -

res, asociaciones y adm inistraciones públi cas, t an-

to nacionales com o int ernacionales.

Se trat a de mejorar la eficiencia y por lo tant o la

comp etit ividad de un sector en plena evolución.

En este sent ido, el Depart ament o de Energía Eóli-

ca de CENER está t rabajand o en d iversos proyec-

tos de invest igación, tant o por in iciat iva propia

como en cooperación con centros tecnológicos,

instituciones y emp resas.

Adem ás del equipo m ult id iscip l inar, merece la

pena destacar las imp ort antes infraestruct uras tec-

noló gicas de las que dispon e el Dpt o. de Eólica: el

Laborat orio d e Ensayo de Aerogeneradores (únicoen el mundo), un Centro de Proceso de Dat os, y un

Parque eólico experiment al en terreno com plejo.

• Proyecto N TP Nuevas Tecnologías de Palas

para el desarrollo d e uniones mo dulares y Palas

inteligentes. Innocash

• Proyecto N ewind Diseño de palas y sistem as de

control

• CENIT AZIMUT. desarrollo de aerogeneradoresflotant es de demostración para emplazamien-

tos m arinos en aguas profun das.

• Proyectos INNPACTO NAN OM ICRO (Sensori-

zación, diseño y simulación d e cable dinám ico,

diseño y opt im ización de estru cturas off shore,

análisis de fat iga, mat eriales y m onit orización)

y EMERGE (Investigación y desarrollo de un sis-

tem a para generación eólica offshore en aguas

profundas).





308

• Proyecto s PM Safeind, Anemo s Pius y Waudit

del VII Program a Marco.

Departament o de Fot ovoltaica

El departam ento de Energía Fotovolta ica t iene

como o bjetivo p rincipal la reducción del coste del

kWh p roducido por medios fot ovolta icos. Es el

punt o int ermedio entre la investigación básica y

los entorn os industriales de fabricación.

La actividad de I+D+i se comp lem ent a con servi-

cios de validación y cert ificación de comp onent es,

incluida la de plantas fot ovoltaicas de generación

de energía eléctrica.

Gracias a la variada cualificació n t écnica de sus

m iemb ros, las actividades del dpto . abarcan acti-

vidades que van desde el estu dio de lo s m aterialesy tecnolo gías de célula, hasta la instalación fot o-

voltaica una vez finalizada y p roduciendo energía.

El Depart amen to d e ESFV está constit uido po r 2

entorno s de conocimient o: Sistem as Fotovoltai-

cos y Células Foto volt aicas.

El Depart ament o de Energía Solar Fotovolt aica

de CENER también co labora en proy ectos decooperación int ernacional patrocinados por AECI

y en iniciativas de la agencia Int ernacional de la

Energía (IEA).

Realiza actividades de certif icación de m ódulos

fot ovolt aicos, diagnóstico de defectos y ensayos

de rendim iento, m edida y caracterización de célu-

las y m ódulos fot ovolt aicos, los principales pro-

yecto s en 2011 han sido:

• Actividades de certif icación de m ódulos fot o-

vo l ta icos de acuerdo a la normat iva IEC y

mo dúlos de concentración.

• Proyecto Deph ot ex y Polyg lass del VII Progra-

ma M arco.

• Proyecto INNPACTO Sigmatrackers, Sigm a-

plant asy ECLIPSE (desarrol lo de un sistem a

fo t ovo l ta ico para in tegrac ión en invernade-

ros) Y S-Light (desarrollo de soluciones fot o-

volta icas mult i funcionales para apl icaciones

en ed i f icación a par t i r de una t ecno logía de

encapsulado).

Departamento de Solar Térmica

El Departament o de Energía Solar Térm ica de

CENER ofrece servicios tecnológ icos y realiza acti-

vidades de investigación aplicada, relacionados

con los sistem as de conversión t érm ica de la ener-gía solar para prod ucción de electricidad, agua

calient e sanit aria, frío y calor de pro ceso.

Su principal ob jet ivo consiste en contr ibuir a la

m ejora del estado del arte de las tecnologías ter-

m osolares, facilitando de esta form a su im planta-

ción en el mercado.

• Proyecto TONA TIUH Programas de sim ulacióny diseño de plant as t erm osolares para EDF.

• Detarrollo de tecnologías avanzadas de cent ra-

les de t orre.

• Presidencia del Com ité Ejecutivo del Program a

SOLAR-PACES de la Agencia Int ernacional d e

la Energía y participación en el Comit é Cient ífi-

co de ESTELA.





309

Departament o de Biomasa

El Departam ento de BIOMA SA de CENER realiza

actividad es de investigación ap licada en energía

de la b iom asa, prestand o servicios a todo s los

agent es del sect or: asociaciones, adm inistracio-

nes públicas, usuarios, productores, entidades

fin ancieras, et c. Su prin cipal finalid ad consiste en

contr ibuir a m ejorar las condiciones técnico-eco-

nóm icas de aprovecham iento de este t ipo d e

energía.

• Proyectos CENIT biosos (Biorefineria sostenbi-

le) y Sost CO2 Microalgas.

• Proyecto s Plan-E de evaluación de cult ivos

energét icos para elect r ic idad y b iod iese l y

Microalgas.

• Proyecto SECTOR Torrefacción y BIOCLUS

CLUSTER de Biomasa del VII Program a Marco.

Departament o de Energéticaen la Invest igación

El Departam ento de Energét ica Edif icatoria de

CENER (EDIF) se dedica princip alment e al estudio

y a las aplicaciones de la energ ía en la edificación.

Trabaja para impul sar una nueva arquitectu ra y unurbanism o m ás eficiente energéticament e, donde

las energías renovables desemp eñen un papel

fundam ental, de forma coherente con el cont exto

energético y medio ambient al, y alineados con los

objetivos europeos para la mitigación del efecto

del cambio climát ico y la reducción de la depen-

dencia energética.

Departamento de Integración en Red

El Depart ament o de Integración en Red de Ener-

gías Renovables t iene como f inalidad la investiga-

ción y el desarrollo de los sistem as que perm itan

una m ayor y m ejor int egración de las energías

reno vables en la red eléctrica

En el Departament o se anal izan los problem as

que se pueden p rod ucir en el sistem a eléctr ico por

un aum ento de la penetración de las energías

renovables en el mix energét ico, propon iendo

m edidas encam inadas a una adecuada gesti ón del

sistem a, incluyendo sistem as de acumulación d e

energía.

• Proyecto O PTIMAGRID (m icrorredes en polígo-

nos industriales)

• Proyect o IEE STORE (Análisis de Sist em as dealmacenamiento)

10.3.3 Cent ro Nacional

de Experim entaciónen Tecnolog ías del Hid rógenoy Pilas de Combustible (CNH2)

El Centro Nacional de Experimentación de Tecno-log ías de H id ró geno y P i las de Combus t ib le

(CNH2) es una instalación de n ueva creación d edi-

cada a la investigación y desarrollo d e las tecno lo-

gías de hid rógen o, desde la generación, almace-

namiento y purif icación, hasta la transformación

del hidrógeno m ediante las pilas de comb ustible,

además de la int egración de d ispositivos y aplica-

ciones con estas tecnologías y todo lo relativo a

desarrollo de no rm ativa y seguridad.





310

Dentr o de los objet ivos principales del CNH2 se

encuentran:

• Disponer y gest ionar una instalación experi-

m ental flexible y evolut iva, con capacidad para

int roducir experim ento s de avances científicos

y tecno lógicos, estand o al servicio de to da la

comun idad científ ica y tecnológica nacional y

abierto a la colaboración int ernacional.

• Prom over el desarrollo de tecno logía. Escalado,

experimentación, dem ostración, certif icación,

verificación y hom ologación.

• Concebir un nuevo sector económ ico industrial,

y tod o el tejido industrial generado en torno a

las pilas de com bustible y el hidró geno.

• Desarrollar la investigación científica y ayudar a

las emp resas a obt ener prod uctos de n ive l

industrial, cubriendo el hueco existent e entre

investigación e industria.

El CN H2 se divide en Departam entos:

• Departamento Técnico: Tiene como m isión reali-

zar la invest igación, desarro llo y análisis de equi-

pos relacionados con las tecno logías del hid róge-

no y las pilas de com bustible y su integ ración.

• Depa r tam en to de Invest igac ión : Desde e l

Departament o d e Invest igación se acom etenlas activid ades de investig ación pro pia del Cen-

tr o, así com o las act iv id ades de apoyo a las

organizaciones e investigadores externos.

• Departam ento d e Relaciones Externas: El obje-

tivo fund amental del Departament o de Relacio-

nes Extern as es el de d iseñar, gest ionar y ejecu-

tar t odas aquellas acciones que afect en a las

relaciones del Cent ro las entid ades nacionales e

internacionales de su ent orno.

Las principales línea de investigación que se desa-

rrollan en el CNH2 son:

• Normativa.

• Producción de hidrógeno: electro lisis, procesos

fot olít icos, procesos quím icos de trat amient o

de b iom asa , tecno log ías de com bus t ib les

fósiles.

• A lmacenamien t o de h id rógeno : h id rógeno

líquido y gaseoso, hidruro s metálicos, hidruros

químicos, materiales porosos.

• Transform ación de hidrógeno: tecnología PEMFC,

tecno log ía SOFC, sistem as de com bustió n.

• Integración de sistem as: estacionarios, port áti-

les y transporte.

• Implantación tecnológica.

El equipam ient o científico que se utiliza en el Cen-

tro N acional del Hidrógeno está comp uesto f un-damentalmente por:

• Bancos de ensayo para de Pilas de Com bustible.

• Bancos de ensayo para electro lizadores.

• Potenciostato-Galvanostato.

• Impedancímetros.

• Cargas electrónicas.

• Celdas electro químicas de medid as.

• Softw are para el estud io y análisis.• Robot de sprayado para fabricación de com po-

nentes.

• Prensa para fabricación de com ponent es y sis-

temas.

• Equipos de caracterización estructural.

• Equipos de caracterización térm ica.

• Equ ipos de ca rac te r i zac ión te rmo f lu idod i-

námica.

• Herramient as de modelado y simulación CFD.





311

Act ividades y Proyect os de I+D del CNH2 EN 2011

Proyect o PSEH2RENOV: Proyecto S ingu lar

Estrat égico (Subpro gram a de Proyectos Singula-

res y Est ratég icos del Prog ram a Nacional de Coo-

peración Público-Privada, dent ro de la Línea Ins-

trum ental de Articulación e Internacionalización

del Sistem a, en el marco del Plan Nacional de

I+D+I (2008-2011). Cont empla el desarrollo de t ec-

nologías de prod ucción de hidrógeno eficientes y

compet itivas, las cuales perm itan la im plantación

de la econom ía del hidrógeno en España utilizan-

do f uentes energét icas renovables. Los subpro -

yectos en los que participa el CNH2 son Electroli-

sis a baja po ten cia, Tecnologías de separación y

puri f icación de H2, Integración en sistem as de

generación d e energía eléctr ica basados en pilas

de combustible con H2 renovab le y Difusión, Dise-m inación y Percepción.

Proyect o SOFCMETAL: Proyecto Singular Estra-

tégico (Subprogram a de Proyectos Singulares y

Estratégicos),. El ob jetivo del pro yecto es investi-

gar en la optim ización de la t ecnología que permi-

ta el desarrollo de cog eneradores de electricidad

y calor basados en pilas de com bustible d e óxi-

do sól ido (SOFC) con tecnolog ía prop iament eespañola.

Entidades participant es: Copreci, Fagor, M etallied

Power So lu t ion s, Iker lan , ICMA - CSIC, ULL,

Am es, Iberdrola, Ceit, Cidetec, UPV - EHU, CN H2.

Proyect o DESPHEGA (Desarrollo de Sistem as de

Producción de Hid rógeno Energético po r Genera-

ción Alcalina), Subprog rama INNPACTO. El obj e-

tivo principal del proyecto es el desarrollo de elec-

t r o l i z a d o re s d e t e c n o lo g í a al c a l in a d e a l t a

potencia y alt a eficiencia, para la producción de

hidróg eno energético a partir de fuent es de ener-

gía renovables, y en particular de la energ ía eólica

Proyecto GEBE (Gest or d e Balances de Redes

Energéticas con Generación Distrib uida Inteligen -

te): Subprogram a INNPACTO. El objet ivo principal

del proyecto es diseñar, construir y comp robar un

sistem a inteligent e de gestió n de redes energéti-

cas con generación distribu ida, interconectadas a

través de la red eléctrica, optim izando los f lujos

energéticos atendiendo a parámet ros energét icos.

Este proyecto se desarrolla en colaboración con

Inyco m, Circe, ADES y CIEMA T-CEDER.

Proyecto EXPOHRENOV: Como ob jetivos espe-cíf icos del proyecto se contem pla el ensayo d e

sistem as com erciales de electro lisis y pila de com -

bustible de t ecnología PEM ,

Proyecto PRIOXIS (PRoyecto Interno Celdas OXI-

do Solido): Este p royecto t iene como finalidad la

colaboración y coord inación entre los grupos de

invest igación y las empresas del sector con el

objet ivo de situar al país com o uno d e los pocosproductores mundia les de tecno logía SOC a

m edio/largo plazo.

Proyecto IRHIS Proyecto presentado en la anua-

l idad 2 011 a las convo catorias INNPACTO del

M inisterio de Ciencia e Innovación. El objet ivo

principal del presente proyecto consiste en el de-

sarrollo d e tecnología nacional eficiente y compe-

tit iva para la integración de sistem as de hidró geno





312

en microrredes de generación mediant e fuentes

renovables, form ando un sistem a híbrido comple-

jo y gest io nado de m anera óp t im a.

El consorcio form ado para llevar a cabo este pro-

yecto está form ado por las siguientes entidades:

Ingeteam Energy S.A., Cent ro Nacion al de Experi-

mentación d e Tecnologías de Hidró geno y Pilas de

Combustib le, Cegasa Int ernacional S.A., Acciona

Energía S.A., Cidetek -Ik4.

Durante el año 2011 el CNH2 ha firmado conve-

nios y acuerdos como soport e a sus activid ades de

I+D+i entre lo s que destacan

• Un acuerdo marco con el Instituto N acional de

Técn ica Aeroespacia l «Esteb an Terrad as»

(INTA), con el objeto de coordinar actividades

de amb os centro s,• Un acuerdo marco con la empresa Elcogás, S.A.

que gestion a una central de ciclo comb inado de

gasificación de carbón y qu e posee una plant a

pi loto de separación de d ióxido de carbono y

producción de hidrógeno .

• Se ha firm ado un anexo a un acuerdo específico

para form ación de personal en práct icas del

Centro en CIEMAT.

• Asim ismo se han firmado anexos a los acuerdosespecíficos para prácticas fin de carrera d e cua-

tro m eses con la Un iversidad Complut ense de

Madrid y p ara prácticas de verano de seis m eses

para estudiant es de la Universidad de Castilla-

La Mancha.

• A nivel internacional se ha firmado un acuerdo

con el Laborató rio Nacional de Energia e Geolo-

gia (LNEG), organ ismo púb lico de investig ación

de referencia en tecnologías de hidró geno en

Portugal p ara realizar una estancia de una per-

sona del CN H2 en sus instalacion es de Lisboa.

• Se han f i rmado dos documen tos (Le t te r o f

Intent –LoI- y Declarat ion of Support –DoS-)

para la incorporación del centro en el pro grama

conjunto (JP) de almacenamiento de energía de

la European Energy Research A lliance (EERA).

PARTICIPACIÓN EN FOROSSECTORIALES

El Centr o Nacional del Hidrógeno com o instala-

ción dedi cada a la invest igación cient ífica y tecno -

lógica en t odos los aspectos relativos a las tecno-

logías del hid rógeno y las pilas de com bustible,

participa activam ente en los diferentes foros del

sector, tant o a nivel nacional como internacional.

Las Ent idades, Platafo rm as o Asociaciones de lasque es m iemb ro son:

• Asociación Española del Hidrógeno (AeH2).

• Asociación Española de Pilas de Combustib le

(APPICE).

• Plataf orm a Tecnológica Española del Hidróg e-

no y las Pilas de Comb ustibl e (PTE-HPC).

• Plataform a Tecnológica Española de Seguridad

Industrial (PESI).• Com ité Técnico de Norm alización en Tecnolo-

gías de Hid róg eno A ENOR/CTN-181.

• Com ité Técnico de Norm alización en Tecnolo-

gías de las Pilas de Combust ible AEN/ CTN206/

SC105.

• European Research Grouping on Fuel Cells and

Hydrogen (N-ERGHY).

• S af e t y o f Hy d ro g e n a s a n En e rg y C ar r i e r

(HYSAFE).



11. REDES DE TRANSPORTEY DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA




REDES DE TRAN SPORTE Y D ISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

En est e Capítu lo se indican las inversiones y las

puestas en servicio realizadas en 2011 en infraes-

tru cturas de transport e de electricidad y de gas

recogidas en la Planif icación de los Secto res de

Electr ic idad y Gas 2008-2016, aprobada por e l

Consejo de M inistros de 30 de m ayo de 2008, que

es el docum ento de planificación vigent e. Asimis-

m o, se incluye inform ación sobre la evolución de

dichas infraestruct uras desde 2007 y sobr e la

situación y aspectos más destacados referent es a

los almacenamient os de reservas estrat égicas de

product os petrolíferos.

11.1. REDES ELÉCTRICAS.REALIZACIONES EN 2011

Las inversiones en am pliación y m ejora de la red

de t ransport e eléctrica realizadas por Red Eléctri-

ca en España du rant e el ejercicio 2011 han ascen-

did o, en cifras provisionales, a 819 millo nes de

euros, lo que h a supuest o un d escenso de un 5,3%

respecto al año ant erior.

CUADRO 11.1. INV ERSIONES EN REDES ELÉCTRICAS DE TRAN SPORTE ȍMillones de euros)

2007 2008 2009 2010 2011 % 11/10

Inversiones en la red de t ransporte (1) 608 614 735 865 819 –5,32

(1) No incluye adquisiciones de redes existentes prop iedad de ot ras empresas.FUENTE: Red Eléctrica de Es aña (REE).

Las principales inversiones se refieren al refuerzo

del m allado de la red para la evacuación de la nue-

va generación renovable instalada, la aliment a-

ción eléctrica de los tr enes de alta velocidad, el

apoyo a las redes de distrib ución, las int erconexio-

nes int ernacionales y la intercon exión de la penín-

sula con Baleares. Las actu aciones realizadas en

2011 han creado 1.738 Km d e circuit o de n uevas

líneas, 247 nuevas po siciones de subestacio nes y2.700 MVA d e transform ación.

Actuaciones más sign ifi cativas en 2011

– Zon a no rt e: Con el obje to de aum en tar la capa-

cidad de evacuación de energía y refor zar la red

de t ransport e en Ast urias, Cantab ria y País Vas-

co, se ha inten sificado el avance de los tr abajos

de construcción del eje Nort e. Se ha puesto en

servicio los tram os de 400 k V, Pesoz-Grado y

Pesoz-Salas. Por o tr o lado , en el m es de mayo

de 2011 se puso en servicio d e la línea Sot o-

Penagos (400 kV).

– Galicia: Con t inúan lo s trabajos de mallad o de la

región. La conexión con Castilla y León está en

fase avanzada de construcción. En diciembre de2011 se puso en servicio el t ram o Ap arecida-

Tord esillas (400 kV).

– Cat aluñ a: Se h a av an zado en el ref ue rzo d e la

red de transporte del ento rno del área metro -

poli tan a de Barcelona, con la puesta en servicio

de la subestación de N udo Viario, que m ejorará

la garantía de suministro y la calidad del servi-

cio en la zona. Además, en el mes de junio d e





317

balear, que anterio rm ent e consistía en dos subsis-

tem as eléctr icam ent e aislados, además de su

integración en el m ercado eléctrico ibérico.

Es una inversión de 420 m illones de euros y sus

prin cipales característi cas técnicas son:

– Conexión subm arina de alt a tensió n de ±250 kV,

comp uesta por tres cables (uno de ret orno ) de

237 km de longit ud. Se ha realizado con t ecno-

logía de corrient e cont inua dadas las distancias

y las pot encias necesarias de este enlace.

– Pro fund idad m áx im a es de 1.4 85 m et ros. En

profundidades inferiores a los 60 met ros, los

cables subm arinos están prot egidos por debajo

del lecho m arino en una zanja de un metro .

– Const rucci ón de d os est acio nes conve rsoras:Mo rvedre 400 kV, en Sagunto (Valencia), y de

Sant a Ponsa 220 kV, en Calv iá (Mal lo rca) .

Am bas necesarias para transform ar la corrient e

alterna que circula por la red de t ransport e en

corriente cont inua, para que fluya en las condi-

ciones m ás óptim as por el cable submarino y se

reduzcan las pérdidas de energía, dada la g ran

longit ud del cable.

– Const rucción de t ram os sub t er rá ne os de algo

más de 3 km en cada extrem o para conectar

con l as estacion es conversoras.

Nueva int erconexión eléct rica con Francia

En 2009 se creó la sociedad IN ELFE, part icipada al

50% por Red Eléctr ica y Réseau de Transpor t

d’Electr icité (RTE), para la construcción d e una

nueva línea por el este d e los Pirineos, cuya puesta

en servicio está p revista para 2014. Este eje aumen-

tará la capacidad de int ercamb io de electricidad

ent re España-Francia (del 3 al 6% del consum o

máximo de la Península), reforzará la seguridad de

los dos sistem as eléctricos y favorecerá la integra-

ción de un mayor volu m en de energía renovable.

Esta in terconexión está declarada com o pro yecto

de int erés europeo y cuent a con financiación en el

m arco del pro gram a europeo EEPR (European

Energy Program fo r Recovery). Esta línea supond rá

la primera interconexión con la red europ ea que se

pone en servicio d esde hace casi 30 años.

Principales características t écnicas del proyect o:

– Línea de 400 KV que increm ent ará la capacidad

de int ercambio d e 1.400 a 2.800 megavatios.

– La lín ea d e 65 k il óm et ro s irá so t er rada y en su

trazado ut i l izará infraestructuras existent es

siempre que sea posible.

– La lín ea co nect ará co n d os subest aciones con-

versoras: Santa Llo gaia (España) y Baixas (Fran-

cia), a t ravés de La Junq uera en lo s Pirineo s

orien tales. Est as est aciones son necesarias porser una línea en corriente cont inua.

– Un t únel (d e 8 ,5 kil óm et ros d e l ong it ud y 3,5

m etro s de diám etro ) albergará los cables en el

tr amo que atraviesa los Pirineos, mient ras que

el resto del tendido estará soterrado m ediante

un sistem a de zanja. Circulará paralelo al túnel

de l t ren d e a l ta ve locidad para min im izar e l

impacto en el entorno.





318

CUADRO 11.2. N UEVAS LÍN EAS DE TRANSPORTE A 400 KV EN 2011. Sistema peninsular

Línea N.º circuit os km

E/S Belinchón L/ Morata-Olm edilla 2 6,9

E/S Belinchón L/ Morata-Olm edilla 2 6,9

E/S Carril L/ Asom ada-Litoral 2 2,8

E/S Carril L/ El Palmar-Lit oral 2 2,9

E/S Palo L/ Pesoz-Grado 2 0,3

E/S Silleda L/ Cartelle-Puentes G.ª. Rodriguez 2 0,9

E/S Tabernas L/ Huéneja-Litoral 1 1,3

E/S Udalla L/ Abanto-Aguayo 1 1,9L/ Aparecida-Tordesillas 2 353,3

L/ Fuendetodos-Mezquita 2 159,7

L/ Pesoz-Salas 2 102,1

L/ Pesoz-Sanzo 2 2,3

L/ Soto-Penagos 1 182,8

L/ Vic-Bescanó (3 fase) 1 39,9

Tot al 857,2

FUENTE: REE.

CUADRO 11.3. N UEVAS LÍ NEA S DE TRAN SPORTE A 220 KV EN 2011. Sistem a peninsularLínea N.º circuit os km

E/S Amoeiro L/ Chantada-Cast relo 2 0,2

E/S Arenas San Juan L/ La Paloma-Madridejos 2 1,4

E/S Beniferri L/ Feria de Muest ras-Torrente (subterráneo) 2 3,1

E/S Bescanó L/ Vic-Juiá 2 2,2

E/S Buenavista L/ Moraleja-Retamar (subterráneo) 2 0,1

E/S Cartam a L/ Alhaurín-Tajo 1 1,6

E/S Cartama L/ Ramos-Casares 2 2,6

E/S Cartam a L/ Alhaurín-Montes 2 19,4

E/S Haro L/ M iranda-La Guardia 2 18,1

E/S Illora L/ Atarfe-Tajo 2 2,8

E/S Illora L/Caparacena-Tajo 2 2,3

E/S La Solana L/ Picón-Puertollano 1 1 0,1

E/S La Solana L/ Picón-Puertollano 1 (subterráneo) 1 0,1

E/S La Solana L/ Picón-Puertollano 2 2 0,1

E/S La Solana L/ Picón-Puertollano 2 (subterráneo) 1 0,1

E/S Montebello L/ El Cantalar-Jijona 2 65,7

E/S Montebello L/ El Cantalar-Jijona (subterráneo) 2 4,2

E/S Nueva Casares L/ Algeciras-Los Ramos 2 12,4

E/S Palencia L/ Corcos-Villalbilla 2 7,8





CUADRO 11.3. NU EVAS LÍN EAS DE TRAN SPORTE A 220 KV EN 2011. Sistem a peninsular. (Cont inuación)

Línea N.º circuit os km

E/S Palencia L/ Mudarra-Vallejera 2 12,9

E/S Sant iz L/ Villalcam po-Villamayor 2 1,3

L/ Alvarado-Vaguadas 1 18,1

L/ Alvarado-Vaguadas (subterráneo) 1 0,1

L/ Arkale-Irún 1 1,0

L/ Baró de Viver-Trinit at (subterráneo) 1 0,9

L/ Benicull-Bernat (Alcira) 2 14,3

L/ Benicull-Bernat (Alcira) (subterráneo) 2 0,4

L/ Beniferri-Fuente de San Luis (subterráneo) 1 13,0

L/ Fuencarral-El Pilar (subterráneo) 2 17,7

L/ Jalón-Los Vientos 2 60,8

L/ La Solana-Costanilla (subterráneo) 1 0,1

L/ Mérida-Vaguadas 1 57,3

L/ Mérida-Vaguadas (subterráneo) 1 0,1

L/ Morvedre-Santa Ponsa (Morvedre a km 122) (submarino) ± 250 kV(* ) 2 236,0

L/ Morvedre-Santa Ponsa (Morvedre a km 122) (subterráneo) ± 250 kV(* ) 2 8,0

L/ San Cayetano-Portodemouros 1 26,8

L/ San Cayetano-Portodemouros (subterráneo) 1 7,5

Fausita: conexión ent re parques (subterráneo) 1 0,3

Fuencarral: conexión AT3 a GIS 220 1 0,3Torrente: conexión ent re parques (subterráneo) 1 0,3

Tot al 621,2

(* ) De los 488 km de circuit o que tiene este enlace, la mit ad se contabi lizan en la península y la otra m itad en Baleares.FUENTE: REE.

CUADRO 11.4. NUEVOS PARQUES EN 2011. Sistema peninsular

Subest ación Tensión (kv) Subest ación Tensión (kv)

Carril 400 Calamocha 220

Mezquita 400 Ébora 220

Palo 400 Illora 220

Silleda 400 La Solana 220

Tabernas 400 Los Leones 220

Am oeiro 220 Mezquita 220

Arenas de San Pedro 220 Novelda 220

Baró de Viver 220 Nudo Viario 220

Bescanó 220 Parque Cent ral 220

Buenavista 220 Sant iz 220

Calamocha 220 Tabernas 220

Ébora 220 FUENTE: REE.




REDES DE TRAN SPORTE Y D ISTRIBUCIÓN DE EN ERGÍA

320

CUADRO 11.5. AUM ENTO DE CAPACIDA D ENL ÍN EAS DE TRANSPORTE. Sistema peninsular

Línea Tensión (kV) km Aument o capacidad ȍMVA Ȏ

L/ Pierola-Vic 400 35,6 438

L/ Bellicens-Begues (Subirat ) 220 82,3 95

L/ Centenario-Sant iponce 220 5,0 105

L/ Cordovilla-Sanguesa 220 38,6 105

L/ Costasol-Alhaurín 220 36,5 105

L/ Jordana-Alhaurín 220 65,5 105

L/ Laguardia-Miranda 220 36,4 70

L/ Viladecans-St . Just 220 13,4 105Tot al 220 kV 313,3 1.128

FUENTE: REE.

CUADRO 11.6. EVOLU CIÓN DE LA RED DE TRAN SPORTE ȍkm Ȏ . Sistem a peninsular

Año 400 kV θ 220 kV Año 400 kV θ 220 kV

1972 3.817 11.839 1992 13.222 15.356

1973 4.175 11.923 1993 13.611 15.442

1974 4.437 12.830 1994 13.737 15.586

1975 4.715 12.925 1995 13.970 15.6291976 4.715 13.501 1996 14.084 15.734

1977 5.595 13.138 1997 14.244 15.776

1978 5.732 13.258 1998 14.538 15.876

1979 8.207 13.767 1999 14.538 15.975

1980 8.518 14.139 2000 14.918 16.078

1981 8.906 13.973 2001 15.364 16.121

1982 8.975 14.466 2002 16.067 16.296

1983 9.563 14.491 2003 16.592 16.344

1984 9.998 14.598 2004 16.841 16.464

1985 10.781 14.652 2005 16.846 16.530

1986 10.978 14.746 2006 17.042 16.765

1987 11.147 14.849 2007 17.172 16.807

1988 12.194 14.938 2008 17.724 16.940

1989 12.533 14.964 2009 18.015 17.095

1990 12.686 15.035 2010 18.765 17.185

1991 12.883 15.109 2011 19.622 17.806

FUENTE: REE.





321

CUADRO 11.7. NU EVAS LÍN EAS DE TRANSPORTE EN 2011. Sistem as ext rapeninsulares

Línea Tensión kV N.º circuit os km

Islas Baleares

(Sant a Ponsa a km 122) ± 250 kV (SM) (* )L/Morvedre-Santa Ponsa

220 2 238,0

(Sant a Ponsa a km 122) ± 250 kV (S) (* )L/Morvedre-Santa Ponsa

220 2 6,0

L/Valdurg ent-Sant a Ponsa 1 (S) 220 1 0,4

L/Valdurg ent-Sant a Ponsa 2 (S) 220 1 0,4

L/St a Ponsa-Santa Pon sa EC 1 (S) 220 1 0,3

L/St a Ponsa-Santa Ponsa EC 2 (S) 220 1 0,4Capdepera-Arta 110 2 14,2

Capdepera-Arta (S) 110 2 0,2

L/Santa Ponsa-Calviá 1 66 k V (S) 66 1 0,1

L/Palmano va-Sant a Ponsa 66 kV (S) 66 1 0,1

Tot al 260,1

(* ) De los 488 km de circuito que tiene este enlace, la mit ad se cont abilizan en la Península y la ot ra mit ad en Baleares.(S) Subt erráneo (SM) Submarino

FUENTE: REE

CUADRO 11.8. NU EVAS SUBESTACIONES EN 2011. Sistemas ext rapeninsulares

Subestación Tensión kV

Transformación

kV MVAIslas Baleares

Santa Ponsa 220 66 250

Santa Ponsa 66 – –

Capdepera 66 – –

FUENTE: REE

CUADRO 11.9. EVOLUCIÓN D EL SISTEMA D E TRAN SPORTE Y TRANSFORMA CIÓN. Sistem as extrapeninsulares

2007 2007 2008 2009 2010 2011

km de circuit o a 220 kV

Baleares 177 177 185 185 430

Canarias 163 163 163 163 163Tot al 340 340 348 348 594

km de circuit o θ 132 kV

Baleares 1.054 1.075 1.083 1.095 1.110

Canarias 1.091 1.091 1.108 1.136 1.136

Tot al 2.145 2.166 2.191 2.231 2.246

Capacidad de transformación (MVA)

Baleares 1.998 1.998 1.998 1.998 2.248

Canarias 1.250 1.250 1.375 1.625 1.625

Tot al 3.248 3.248 3.373 3.623 3.873

Incluye enlaces submarinos.

FUENTE: REE





322

NO H E PODID O USAR EL PDF QU E NOS HABÉIS ENV IADOESTOS SON LOS DEL AÑ O PASADO





323





324





325





326

11.2. REDES GASISTAS. REALIZACIONESEN 2011

Las inversiones mat eriales en el secto r del gas natu-

ral alcanzaron en el ejercicio 2011 los 1.206 m illones

de euros lo que supone una dismin ución del 11%

sobre las inversiones del año ant erior y la vuelt a a

valores de inversión similares a los de 2007 tras la

significat iva caída de las inversiones en 2010.

La red de tr ansport e y distribución de gas natural

alcanzó a fin ales de 2011 los 76.403 km de lo s que

aproximadam ente el 85% corresponden a la red

de distrib ución.

CUADRO 11.10. INV ERSION ES MATERIALES Y EVOLU CIÓN DE LA RED DE GASODU CTOS

2006 2007 2008 2009 2010 2011 % 11/10

Inversiones (m illones de €) 1.104 1.208 1.422 1.453 1.084 1.206 11,2%

Km de red 58.870 63.139 68.173 71.077 74.200 76.403 3%

FUENTE: SEDIGAS

Durant e el año 2011 se ha continuado amp liando

y mejo rando las instalaciones de transpor te, rega-

sificación, y almacenam iento . En este sent ido, hay

que destacar los siguientes hechos relevant es en

lo que respect a a infraestruct uras gasistas:

• La puesta en servicio de los siguientes gaso-

ductos:

Gasoducto Algete-Yela, que hará posible el

llenado del alm acenam iento subterráneo de

Yela a lo largo d e 2012.

Tramo s nor te y sur de la dup l icac ión de l

gasoduct o Tivissa-Paterna, los cuales amplían

significativam ente la capacidad de transpor-

te en el eje de Levante.• La puesta en servicio de las siguientes estacio-

nes de compresión:

Villar de Arnedo , que am plía la capacidad de

tr ansport e en el valle del Ebro y conecta el

gasoduc to Ha ro -Za ragoza con e l e je de

transporte h acia la conexión internacional de

Larrau y el futuro alm acenamient o subt errá-

neo de Ye la mediante e l gasoducto Ye la-

Villar de Arnedo.

Chinchilla, que contrib uirá a tr ansportar el

gas procedente de M edgaz.

Denia, diseñada para reforzar el transport e

en el gasodu cto subm arino a Baleares.

• Incorporación al Sistem a de dos nuevos tanq ues

de 150.000 m3 de GNL d e capacidad de almace-namient o en las plantas de regasif icación de

Barcelona y Sagunto , respectivam ente.

• En m arzo se iniciaron las im port aciones desde

el gasoducto de M edgaz a través de la conexión

internacional de Alm ería. Esta n ueva entrada al

Sistem a gasista español desde Argelia t iene una

capacidad nom inal de 266 GWh /día (8 bcm ).

Durante su primer año de operación la util iza-

ción de la conexión ha estado próxim a al 30%.

Adem ás se pusieron en servicio los siguientes gaso-

ductos region ales primarios: Corvera-Tamón, Se-

govia-Otero de los Herreros, Linares-Úbeda-Villaca-

rrillo, gasoducto al Besós y Otero de los Herreros-Ávila.

En resumen, a fi nales del año 2011 las prin cipales

infr aestructuras gasistas int egradas en la red bási-

ca de gas nat ural eran las siguien t es:





327

• Las plant as de regasif icación de Barcelona,

Huelva, Cartagena, Bilbao, Sagunto y M ugar-

do s. Dispon ían, a finales de 2011, de una capa-

cidad to tal de almacenamiento de 3.237.000 m3

de GNL f rent e a los 2.937.000 m3 del año 2010 y

de una capacidad de em is ión de 6 .862.800

m 3(n)/h, la misma que en 2010.

CUADRO 11.11. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD D E LAS PLA NTA S DE REGASIFICACIÓN

2007 2008 2009 2010 2011 %11/10

Capacidad de r egasificación (m 3(n)/h) Barcelona 1.650.000 1.650.000 1.950.000 1.950.000 1.950.000

Car tagena 1.200.000 1.350.000 1.350.000 1.350.000 1.350.000

Huelva 1.350.000 1.350.000 1.350.000 1.350.000 1.350.000Bilbao 800.000 800.000 800.000 800.000 800.000

Sagunt o 800.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000

M ugardos 412.800 412.800 412.800 412.800 412.800

Tot al 6.212.800 6.562.800 6.862.800 6.862.800 6.862.800

Capacidad de almacenamiento de GNL (m 3) Barcelona 540.000 540.000 540.000 690.000 840.000 +22%

Cartagena 287.000 437.000 437.000 587.000 587.000

Huelva 460.000 460.000 460.000 610.000 610.000

Bilbao 300.000 300.000 300.000 300.000 300.000

Sagunto 300.000 300.000 450.000 450.000 600.000 +33%

Mugardos 300.000 300.000 300.000 300.000 300.000

Tot al 2.187.000 2.337.000 2.487.000 2.937.000 3.237.000 +10%FUENTE: ENAGA S GTS.

• Red de gasoductos de tr ansporte en los siguien-

tes ejes princip ales:

Eje Central: Huelva-Córdo ba-M adrid-Burg os-

Cantab ria-País Vasco (con el Huelva-Sevilla-

Córdoba-Madrid duplicado).

Eje Oriental: Barcelona-Valencia-Alicante-

Murcia-Cartagena. Eje Occident al: Alm endralejo-Cáceres-Sala-

manca-Zamora-León-Oviedo.

Eje Occident al hispano-port ugués: Córdob a-

Badajoz-Portugal (Campo Maior-Leiria-Bra-

ga) -Tuy-Pontevedra-A Coruña-Oviedo.

Eje del Ebro: Tivissa-Zaragoza-Logroñ o-Cala-

ho rra-Haro.

Eje Transversal: Alcázar de San Juan-Villarro -

bledo-Albacete-Montesa.

Conexión a Medg az: Almería-Lorca-Chin-

chilla.

Gasodu cto a Baleares: Mon tesa-Denia-Ibi za-

Mallorca.

• Las siguientes entr adas de gas al sistema por

gasoductos:

Nort e: conexiones in tern acionales España-Fran-cia por Irún (País Vasco) y po r Larrau (Navarra),

que conect an la Península Ibérica con la red

europea de g asoducto s.

Sur: conexión int ernacional de Tarifa (Marrue-

cos-España), conexión int ernacional de Alm ería

(Argelia-España) (gasoducto d e Medg az) cone-

xión con los yacim iento s de Marismas-Palan-

cares en el valle del Guadalquivir.





328

RED BÁSICADE GAS NATURAL

MUGARDOSBIL

TARIFA

Tuy

Badajoz

HUELVA

Marismas/Palancares

Regasificación:412.000 Nm3 /h

Almacenamiento:300.000 m3 GNL

Regasificación: 800.000 Nm3 /hAlmacenamiento: 300.000 m3 GNL

Entrada 42.000 Nm3 /hSalida 126.000 Nm3 /h

Entrada 369.000 Nm3 /hSalida 471.000 Nm3 /h

Regasificación: 1.350.000 Nm3 /hAlmacenamiento: 619.500 m3 GNL

Diciembre 2011 Entrada 1.246.000 Nm3 /h





329

O

SAGUNTO

CARTAGENA

ALMERÍA

Gaviota

Serrablo

Larrau

BARCELONA

Gas útil: 1.546 MNm3

Irún Entrada 35.000 Nm3 /h (estival)Salida 18.000 Nm3 /h

Entrada 351.000 Nm3 /h

Gas útil: 820 MNm3

rada 913.000 Nm3 /h




Estación de compresión

Tanque de GNL

Almacenamiento Subterráneo

Almacenamiento Subterráneo no básico

Conexión Internacional de Entrada

Conexión Internacional Bidireccional





330

11.3. ALM ACENAMIENTO DE RESERVASESTRATÉGICAS DE PRODUCTOSPETROLÍFEROS

La Corporación de Reservas Estratég icas de Produc-

to s Petrolífero s (CORES) mant iene sus niveles de

existencias de prod uctos pet rolíferos y sus correspon-

dient es almacenamientos, de acuerdo a las reservas

requeridas por la normat iva. En el mes de diciembre

de 2011, se dispon ía de unas reservas equivalent es a

50,6 días de consumos. Según la norm ativa vigent e,

la Corporación debe mantener, al m enos, 42 días del

to tal de la obligación; a petición de los operadores,

CORES puede aum ent ar los días de cobert ura de la

industria sobre el m ínimo de 42 d ías. A 31 de diciem-

bre de 2011 la obligación se encont raba reducida en

2,3 días por Acuerdo d e Consejo de Min istros en el

marco de la acción coord inada de la AIE por el conf lic-

to de Libia. A partir del 1 de junio de 2012 la obligación

to tal se restab lecerá a los 92 días originales. En el cua-

dro 11.12 se indica la evolución de las reservas estrat é-

gicas propiedad de CORES en el periodo 2002-2011.

CUADRO 11.12. EVOLUCIÓN DE LA CAN TIDA D DE RESERVAS ESTRATÉGICAS ȍM3Ȏ ȍPeríodo 2002ǧ2011Ȏ

Fecha 31/12/2002 31/12/2003 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010 31/12/2011

Gaso li nas 738.632 737.155 683.8 82 6 83.882 6 68.882 66 8.882 6 68.882 6 99 .536 69 9.536 6 99 .536

Q uero sen os 246.784 24 6.784 246 .784 296 .78 4 326.784 326 .784 34 8.784 427.884 427.884 427.8 84

Gasóleos 1.853.816 1.853.809 1.906.047 2.489.863 3.020.115 3.126.115 3.474.809 4.190.425 4.244.088 4.079.088

Fuel ól eo s 258.328 258.070 257.8 12 257.812 257.812 257.8 12 257.812 257.812 257.8 12 257.554

Crudo 1.958.063 1.955.007 1.952.580 1.954.424 1.954.151 2.586.494 2.513.887 2.515.776 2.265.666 2.437.436

Not a: Existencias a las 24:00 horas del últ imo día del año.FUENTE: CORES.

RED BÁSICA DE OLEODUCTOS E INSTALACIONES DE ALMACENAMIENTODE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS





331

11.4. PLANIFICACIÓNDE LAS INFRAESTRUCTURASDE TRANSPORTE DE ENERGÍA

Durante el año 2011 se ha mant enido en vigo r el

docum ento de Planif icación de los sectores de

electr ic idad y gas 2008-2016, aprob ado por e l

Conse jo de M in is t ros e l 30 de m ayo de 2008,

c o n l a s m o d i f i c a ci o n e s i n t r o d u c id a s p o r l a

Orden ITC/2906 /2010, de 8 de noviembre, por la

que se aprueba el program a anual d e inst alacio-

nes y actuaciones de carácter excepcional d e las

redes de tr ansporte de energía eléct r ica y gas

natural .

Por ot ra parte, en 2011 cont inuó el proceso de elabo-

ración de la Planificación de los secto res de electrici-

dad y gas 2012-2020, el cual fue iniciado en m arzo de

2010 mediante la publicación de laOrden ITC/734/2010,

de 24 de marzo, por la que se inicia el procedimiento

para efectuar propuestas de desarrollo de la red de

transporte de energía eléctr ica, de la red de t ransporte

de gas nat ural y de las instalaciones de almacenamien-

to de reservas estrat égicas de productos petrolíferos .



ANEXO ESTADÍSTICOY METODOLOGÍA




AN EXO ESTADÍSTICO Y M ETODO LOGÍA

CUADRO A 1. EVOLUCIÓN D EL CONSUM O DE ENERGÍA FINA L EN ESPAÑ A. ȍ1990ǧ2010Ȏ. ȍKtepȎ

CarbónGases Derivados

del Carbón P. Pet rolíferos Gas Elect ricidad Energias renovables TOTAL

AÑO Kt ep. (%) Kt ep. (%) Kt ep. (%) Kt ep. (%) Kt ep. (%) Ktep. (%) Kt ep.

1.990 3.548 5,6% 673 1,1% 39.283 62,5% 4.603 7,3% 10.819 17,2% 3.925 6,2% 62.850

1.991 3.869 5,9% 654 1,0% 41.243 62,9% 5.063 7,7% 11.063 16,9% 3.683 5,6% 65.575

1.992 3.588 5,4% 653 1,0% 42.177 63,5% 5.425 8,2% 11.246 16,9% 3.357 5,1% 66.447

1.993 2.767 4,2% 714 1,1% 41.478 63,7% 5.561 8,5% 11.239 17,3% 3.373 5,2% 65.132

1.994 2.730 4,0% 490 0,7% 44.592 65,0% 5.606 8,2% 11.779 17,2% 3.411 5,0% 68.608

1.995 2.368 3,3% 347 0,5% 46.708 65,1% 6.874 9,6% 12.118 16,9% 3.334 4,6% 71.749

1.996 2.083 2,9% 355 0,5% 46.316 64,1% 7.440 10,3% 12.658 17,5% 3.354 4,6% 72.2051.997 2.096 2,7% 383 0,5% 48.569 63,6% 8.298 10,9% 13.676 17,9% 3.370 4,4% 76.393

1.998 1.863 2,3% 379 0,5% 51.984 64,0% 9.236 11,4% 14.205 17,5% 3.509 4,3% 81.176

1.999 1.791 2,1% 225 0,3% 52.510 63,0% 10.091 12,1% 15.244 18,3% 3.529 4,2% 83.390

2.000 1.878 2,1% 236 0,3% 54.872 61,6% 12.377 13,9% 16.207 18,2% 3.468 3,9% 89.038

2.001 2.074 2,2% 361 0,4% 56.572 60,6% 13.511 14,5% 17.282 18,5% 3.485 3,7% 93.286

2.002 2.085 2,2% 350 0,4% 56.593 59,9% 14.172 15,0% 17.674 18,7% 3.591 3,8% 94.465

2.003 2.059 2,1% 327 0,3% 58.995 59,2% 15.824 15,9% 18.739 18,8% 3.653 3,7% 99.597

2.004 2.084 2,0% 346 0,3% 60.504 58,6% 16.847 16,3% 19.838 19,2% 3.684 3,6% 103.302

2.005 1.974 1,9% 284 0,3% 60.941 57,5% 18.171 17,1% 20.831 19,7% 3.787 3,6% 105.988

2.006 1.823 1,8% 271 0,3% 60.355 58,0% 15.635 15,0% 22.056 21,2% 4.004 3,8% 104.143

2.007 1.944 1,8% 291 0,3% 61.556 57,6% 16.222 15,2% 22.552 21,1% 4.274 4,0% 106.839

2.008 1.782 1,7% 283 0,3% 58.582 56,7% 15.112 14,6% 23.111 22,4% 4.403 4,3% 103.274

2.009 1.230 1,3% 214 0,2% 54.190 56,6% 13.418 14,0% 21.757 22,7% 5.007 5,2% 95.815

2.010 1.426 1,5% 265 0,3% 53.036 54,4% 14.774 15,1% 22.410 23,0% 5.666 5,8% 97.576

FUENTE: SEE.

Gases derivados del CarbónGases derivados del Carbón

Prod. Petrolíferos

Gas

Electricidad E n e

r g í a s r e n o v a b l e

s

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

GRÁFICO A 1. EVOLUCIÓN D EL CONSU MO D E ENERGÍA FINA L. Unidad: Ktep





CUADRO A 2. EVOLU CIÓN DEL CON SUMO D E ENERGIA PRIMA RIA EN ESPAÑ A ȍKtepȎ

Carbón Pet róleo Gas nat ural Nuclear HidráulicaEólica, Solar

y Geot.Biomasa,

biocarb. y resid. Saldo(1) TOTAL

Kt ep. (%) Ktep. (%) Kt ep. (%) Ktep. (%) Ktep. (%) Ktep. (%) Kt ep. (%) Kt ep. (%) Ktep.

1990 19.218 21,8% 43.416 49,4% 4.969 5,6% 14.143 16,1% 2.190 2,5% 5 0,0% 4.067 4,6% –36 0,0% 87.973

1991 20.002 21,9% 45.338 49,5% 5.598 6,1% 14.484 15,8% 2.343 2,6% 6 0,0% 3.825 4,2% –58 –0,1% 91.537

1992 20.404 21,8% 47.455 50,8% 5.854 6,3% 14.537 15,6% 1.627 1,7% 14 0,0% 3.511 3,8% 55 0,1% 93.455

1993 18.356 20,4% 45.455 50,6% 5.742 6,4% 14.610 16,2% 2.100 2,3% 15 0,0% 3.529 3,9% 109 0,1% 89.915

1994 18.935 19,9% 49.366 51,8% 6.296 6,6% 14.415 15,1% 2.428 2,6% 44 0,0% 3.580 3,8% 160 0,2% 95.223

1995 18.997 18,5% 55.340 53,9% 7.721 7,5% 14.452 14,1% 1.985 1,9% 53 0,1% 3.683 3,6% 386 0,4% 102.616

1996 16.040 15,8% 54.756 54,0% 8.641 8,5% 14.680 14,5% 3.422 3,4% 62 0,1% 3.737 3,7% 91 0,1% 101.428

199 7 18.355 17,0% 57.108 53,0 % 11.306 10 ,5% 14.4 11 13,4 % 2.9 89 2 ,8 % 9 2 0,1% 3.815 3,5% –26 4 –0 ,2% 10 7.812

199 8 17.4 75 15,4 % 6 1.436 54,3% 11.6 07 10,3% 15.374 13,6 % 2.9 23 2,6 % 14 7 0,1% 3.9 62 3,5% 2 93 0 ,3% 113.216

19 99 19.59 3 16 ,5% 6 3.68 1 53,7% 13.287 11,2% 15.337 12,9 % 1.9 63 1,7% 271 0,2 % 4 .050 3,4 % 4 92 0,4 % 118.6 73

2 000 20.9 05 16 ,8 % 6 4.737 52 ,0% 15.216 12,2% 16 .211 13,0% 2 .430 2,0% 4 45 0,4 % 4.128 3,3% 382 0 ,3% 124 .454

200 1 19 .14 4 15,0 % 6 6 .9 45 52 ,4% 16 .39 7 1 2,8% 16 .6 03 13,0% 3.516 2 ,8% 6 24 0 ,5% 4 .154 3,3% 2 97 0,2% 127.6 80

2 002 21.579 16 ,4 % 6 7.111 51,1% 18.748 14,3% 16 .422 12,5% 1.825 1,4 % 851 0 ,6% 4 .313 3,3% 4 58 0,3% 131.308

200 3 20.107 14,8% 68 .9 05 50 ,7% 21.34 9 15,7% 16 .12 5 11,9 % 3.48 2 2 ,6% 1.09 2 0,8% 4 .734 3,5% 10 9 0,1% 135.9 02

2 00 4 2 1.0 17 14 ,8 % 70 .6 51 4 9,7% 2 5.16 7 17,7% 16 .576 11,7% 2 .6 73 1,9 % 1.4 14 1,0 % 4 .8 49 3,4 % – 26 0 –0 ,2 % 14 2.0 86

2 00 5 2 0.4 93 14 ,1% 71.0 95 4 9,1% 2 9.8 38 2 0,6 % 14 .9 95 10 ,3% 1.58 2 1,1% 1.8 93 1,3% 5.10 9 3,5% –115 –0 ,1% 14 4.8 90

2 00 6 17.8 68 12 ,3% 70 .78 9 4 8,9 % 31.2 27 2 1,6 % 15.6 69 10 ,8 % 2 .2 32 1,5% 2 .0 95 1,4 % 5.0 87 3,5% –2 82 –0 ,2 % 14 4.6 87

2 00 7 19 .9 98 13,6 % 71.2 38 4 8,4 % 31.778 2 1,6 % 14 .36 0 9 ,8 % 2 .34 9 1,6 % 2 .517 1,7% 5.4 45 3,7% –4 95 –0 ,3% 14 7.19 1

2 008 13.48 6 9 ,5% 6 8.34 2 4 8,1% 34 .9 03 24,6 % 15.36 9 10,8% 2.00 9 1,4 % 3.197 2,3% 5.6 69 4 ,0% –9 49 –0,7% 142.0 26

20 09 9 .556 7,4% 63.28 3 4 8,8 % 31.219 24 ,1% 13.750 10 ,6% 2 .2 71 1,8% 4.0 02 3,1% 6.379 4,9 % –6 97 –0,5% 129 .764

2010 7.156 5,5% 6 0.9 93 4 6,9 % 31.182 24,0 % 16.155 12 ,4% 3.6 36 2,8 % 4.8 34 3,7% 6 .89 4 5,3% –717 –0,6 % 130 .134

FUENTE: SEE.

Carbón

Petróleo

Gas natural

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Eólica,solar ygeotérmica

Biomasa, biocarb.y resid.

Nuclear

Hidráulica

GRÁFICO A 2. EVOLUCIÓN D EL CON SUMO D E ENERGÍA PRIMA RIA. Unidad: Ktep





337

CUADRO A 3. PRODUCCION IN TERIOR DE ENERGIA PRIMARIA . ȍKtepȎ

Carbón Pet roleoGas

Nat ural Nuclear HidraúlicaEólica, solary geoterm.

Biomasa,biocarbur.y residuos TOTAL

Tasa devariación

2006 6.048 142 63 15.669 2.232 2.095 5.087 31.336

2007 5.455 145 16 14.360 2.349 2.517 5.443 30.285 –3,4%

2008 4.193 129 14 15.369 2.009 3.197 5.438 30.349 0,2%

2009 3.627 107 12 13.750 2.271 4.002 6.199 29.968 –1,3%

2010 3.033 125 51 16.155 3.636 4.834 6.490 34.325 14,5%

2011 2.287 101 45 15.024 2.631 5.226 5.615 30.929 –9,9%

FUENTE: SEE.

CUADRO A 4. PRODUCCION IN TERIOR DE CARBÓN. ȍMiles de ton eladasȎ

Ant racit a Hulla Lignit o Negro Lignit o Pardo TOTAL Tasa de variación

2006 3.781 4.572 3.222 6.872 18.447

2007 3.485 4.388 3.129 6.180 17.182 –6,9%

2008 3.152 4.162 2.873 0 10.187 –40,7%

2009 4.061 2.891 2.493 0 9.445 –7,3%

2010 3.209 2.777 2.444 0 8.430 –10,7%

2011 2.489 1.781 2.317 0 6.586 –21,9%

FUENTE: SEE.

CUADRO A 5. PRODUCCION IN TERIOR DE CARBÓN. ȍKtepȎ

Ant racit a Hulla Lignit o Negro Lignit o Pardo TOTAL Tasa de variación

2006 1.668 2.026 1.007 1.346 6.048

2007 1.594 1.983 878 1.001 5.455 –9,8%

2008 1.388 1.910 896 0 4.193 –23,1%

2009 1.767 1.263 597 0 3.627 –13,5%

2010 1.396 1.134 503 0 3.033 –16,4%

2011 1.083 727 477 0 2.287 –24,6%

FUENTE: SEE.

CUADRO A 6. PROCEDENCIA DEL GAS N ATURAL IM PORTADO EN ESPAÑA (GWh)África Europa Orient e Medio América Rest o Total

Argelia Libia Nigeria Egipt o Noruega Qat ar OmanTrinidadTobago

Tasa devariac.

2006 13.1102 7.802 83.994 53.252 23.765 59.163 9.144 39.762 1.000 409.984

2007 15.1771 8.760 96.339 46.960 24.689 49.531 3.618 24.440 1.029 407.137 –0,7%

2008 15.5270 6.090 92.599 51.830 30.657 57.322 1.915 55.803 4.418 455.903 12,0%

2009 14.2686 8.495 49.215 50.585 39.248 50.766 15.946 49.944 3.731 410.618 –9,9%

2010 13.5030 6.523 83.919 31.783 37.535 65.668 3.829 35.918 12.753 412.960 0,6%

2011 150.965 967 78.590 25.937 32.708 51.822 1.918 27.671 28.483 399.056 –3,4%

FUENTE: SEE.





338

CUADRO A 8. CONSUMO FIN AL DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS. ȍKtepȎ

GASOLINAS QUEROSENOS GASOLEOS GLP NAFTAS

COQ.

DE PETROLEO OTROS TOTAL

ktep.

Tasa de

variació n kt ep.

Tasa de

variación kt ep.

Tasa de

variación kt ep.

Tasa de

vari ació n kt ep.

Tasa de

variació n kt ep.

Tasa de

variació n kt ep.

Tasa de

variación kt ep.

Tasa de

variación

2006 7.292 5.568 33.037 2.265 2.181 3.226 6.786 60.355

2007 7021 –3,7% 5.858 5,2% 34.497 4,4% 2.239 –1,2% 2.377 9,0% 3.150 –2,3% 6.415 –5,5% 61.556 2,0%

20 08 6.4 68 –7,9% 5.783 –1,3% 32.652 –5,3% 2.158 –3,6 % 1.84 1 –22,5% 2.9 76 –5,5% 6 .704 4,5% 58 .582 –4 ,8%

20 09 6 .070 –6 ,2% 5.272 –8,8 % 30.29 6 –7,2 % 2.003 –7,2% 2.10 1 14 ,1% 2.74 2 –7,9 % 5.706 –14,9 % 54 .19 0 –7,5%

2010 5.590 –7,9% 5.389 2,2% 29.700 –2,0% 2.007 0,2% 2.247 7,0% 3.015 9,9% 5.088 –10,8% 53.036 –2,1%

20 11 5.214 –6 ,7% 5.744 6 ,6 % 27.712 –6,7% 1.803 –10,1% 2 .207 –1,8 % 2.732 –9,4 % 4.9 67 –2,4 % 50.379 –5,0%

FUENTE: SEE.

METODOLOGIA

La AIE expresa sus balances de energía en una uni-

dad común que es la tonelada equivalente de p etró-

leo (tep). Una t ep se define com o 107

Kcal. La con-versión de unid ades habit uales a tep se hace en

base a los poderes caloríficos inferiores de cada uno

de lo s combustib les considerados.

Carbón: Com prende los distint os tipos de carbón

(hulla, antracita, lignit o negro y lignit o pardo), así

como p roduct os derivados (aglom erados, coque,

etc). En el consumo final d e carbón se incluye el

consumo fin al de gas de horn o alto y d e gas de

coquería. El consumo prim ario de carbón recoge,

además del consumo final, los consumos en el sec-

to r t ransform ador (generación eléctrica, coquerías,

resto d e sect ores energét icos) y las pérd idas. El

paso a tep se hace utili zando los poderes caloríficosinferiores reales, según la t abla adjunt a.

Petróleo: Comprende:

– Pet ró leo crudo, product os int erm edios y conden -

sados de gas natural.

– Pro duct os pet ro líf eros in clu id os lo s gases licua-

dos del pet róleo (GLP) y gas de refinería.

CUADRO A 7ȃPROCEDENCIA DEL PETROLEO CRUDO IM PORTADO EN ESPAÑA. ȍMiles de t oneladas)

Oriente Medio Africa

Arabia

Saudí Irán Irak Ot ros Tot al

Tasa

de variac. Argelia Libia Nigeria Ot ros Total

Tasa

de variac.

2006 6.489 5.189 3.292 408 15.378 1.512 5.534 6.016 5.692 18.754

2007 5.468 4.512 3.254 214 13.448 –12,6% 395 4.898 4.860 6.422 16.575 –11,6%

2008 6.397 6.803 1.834 415 15.449 14,9% 1.627 5.957 5.045 6.867 19.496 17,6%

2009 5.807 6.270 2.250 731 15.058 –2,5% 1.081 5.041 5.398 4.731 16.251 –16,6%

2010 6.571 7.671 1.905 412 16.559 10,0% 1.010 6.826 5.579 5.319 18.734 15,3%

2011 7.661 7.493 3.863 397 19.414 17,2% 537 1.159 6.914 5.567 14.177 –24,3%





339

CUADRO A 7ȃPROCEDENCIA D EL PETROLEO CRUDO IMPO RTADO EN ESPAÑ A. ȍMiles de t oneladas)

Europa América Rest o Tot al

eino

nido Rusia Ot ros Tot al

Tasa

de variac. Méjico Venezuela Ot ros Tot al

Tasa

de variac.

Miles de

toneladas

Tasa

de variac.

232 11772 2738 14742 7561 3267 329 11157 437 60468

694 12736 2677 16107 9,3% 7180 2124 192 9496 –14,9% 1882 57508 –4,9%

430 8811 1997 12238 –24,0% 7710 1872 306 9888 4,1% 1437 58508 1,7%

193 8201 1809 11203 –8,5% 5657 2680 312 8649 –12,5% 1136 52297 –10,6%

405 6585 1704 8694 –22,4% 5928 789 982 7699 –11,0% 775 52461 0,3%

159 7977 845 8981 3,3% 6135 419 2161 8715 13,2% 860 52147 –0,6%

FUENTE: SEE.

El consumo final, en el secto r transport e, comprende

todo el suministro a aviación, incluyendo a compañías

extranjeras. En cambio lo s com bustibles de barcos

(bunkers) tanto n acionales como extranjeros, para

transporte int ernacional, se asimilan a una export a-

ción, no incluyéndose en el consumo nacional.

Gas: En consum o final incluye el gas natural y gasmanuf acturado procedente de cualquier fuente. En

consum o prim ario incluye únicament e gas natural,

consumido directam ente o manufacturado.

Energía hid ráulica: Recoge la producción bruta d e

energía hidroélectrica prim aria, es decir, sin contabi-

lizar la energía eléctrica procedent e de las centrales

de bom beo. En la met odolog ía empleada, su conver-

sión a tep se hace en base a la energía contenida en laelectricidad generada, es decir, 1 Mw h = 0,086 t ep.

Energía nuclear: Recoge la producción brut a de

energía eléctrica de origen n uclear. Su conversión a

tep se hace considerando un rendim iento m edio de

una central nuclear (33%), por lo que 1 Mw h =

0,2606 t ep.

Electricidad: Su transform ación a tep, t anto en el

caso de consumo fin al directo com o en el saldo de

com ercio exterior se hace con la equivalencia 1

Mw h = 0,086 tep.

El consum o de ener gía prim aria se calcula supo-

niend o que las centrales eléctricas m ant ienen el

rendim iento m edio del año anterior. Salvo en el

caso d e electricidad o de grandes consum idores

(generación eléctrica, siderurgia, cemento , etc.) en

que se contab ilizan los consumo s reales, en el resto

se consideran com o t ales las vent as o ent regas de

las distin tas energías, que pued en no coincidir conlos consumos debido a las posibles variaciones de

existencias, que en períodos cortos de t iemp o pue-

den t ener relevancia.





340

COEFICIENTES DE PASO A TONELAD AS EQUI VALEN TES DE PETRÓLEO ȍTEPȎ

Valores est im ados (Tep/Tm ) CoeƤcient es recom en dado s p or la AIE (Tep /Tm )

CARBÓN: PRODUCTOS PETROLÍFEROS:

Generación eléct rica: – Pet róleo crudo 1,019

– Hu lla + An t raci ta 0,4 096 – Cond ensad os de Gas nat ura l 1,080

– Lig ni to negro 0,2562 – Gas de reƤnería 1,182

– Hu lla im po rt ada 0,5552 – Fuel de reƤnería 0,955

Coquerías: – G.L.P. 1,099

– Hu lla 0,6915 – Gasol inas 1,051

Resto usos: – Keroseno aviación 1,027

– Hu lla 0,6095 – Keroseno agríco la y cor rient e 1,027 – Coqu e met alú rg ico 0,7050 – Gasóleos 1,017

– Fuel -o il 0,9 55

– Naft as 1,051

– Coqu e de p et ró leo 0,764

– Ot ro s pro duct os 0,9 55

GAS NATURAL (Tep/GCal P.C.S.) 0,090

ELECTRICIDAD (Tep/Mwh) 0,086

HIDRÁULICA (Tep/Mwh) 0,086

NUCLEAR (Tep/Mwh) 0,2606

PREFIJOS: Mega (M ): 106

Giga (G): 109

Tera (T): 1012

UN IDA DES Y FACTORES DE CONVERSIÓN PARA ENERGÍA:

A: Tj Gcal Mt ermias Mt ep GWh

De: Mult iplicar por:

Tj 1 238,8 0,2388 2,388 x 10 –5 0,2778

Gcal 4,1868 x 10 –3 1 10 –3 10 –7 1,163 x 10 –3

Mtermias 4,1868 103 1 10 –4 1,163

Mtep 4,1868 x 104 107 104 1 11630

GWh 3,6 860 0,86 8,6 x 10 –5 1

UN IDA DES Y FACTORES DE CONV ERSIÓN PARA VOLUM EN:

A: Galones(US) Barriles Pie cúbico Lit ro Met ro cúbico

De: Mult iplicar por:

Galones(US) 001 0,02381 00,1337 000 3,785 0,0038

Barriles 042 1 05,615 0 159 0,159

Pie cúbico 007,48 0,1781 01 00 28,3 0,0283

Litro 000,2642 0,0063 00,0353 000 1 0,001

Metro cúbico 264,2 6,289 35,3147 1.000 1

Utili zado en gas: bcm = 109 m 3

1 bcm aprox. equivalent e a 104 Mtermias.





341

ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

AIE Agencia Internacional de la Energía.

EUROSTAT Ofi cina Estad íst ica de las Comu nidad es Europeas.

FOB $/Bbl Precio «Free on Board» en Dólares/barril .

CIF Precio «Cost-Insurance-Freight ».

IDAE Instit uto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

INE Instit ut o Nacion al de Estad ísti ca.

CLH Comp añía Log ísti ca de Hidrocarburos.

R.E.E. Red Eléctr ica de España, S.A.

SEE Secret aría de Est ado de Energía.

DGPEM Dirección General de Política Energét ica y M inas.

UE Unión Europea.

UNESA Asociación Españo la de la Industr ia Eléctr ica.

b.c. Barras de centr al.

b.g. Bornes de generador.

Gcal. PCS Gigacalorías de Poder Calorífico Superior.

GWh. Gigawatio hora.

MW h. Megawatio hora.

Ktep. Miles de to neladas equivalent es de petró leo.

Kt. Miles de to neladas.

tep. Toneladas equivalentes de petró leo.

energia espana 2011

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