rafael durban director de relaciones institucionales...
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Madrid,11 de mayo de 2011
1
RAFAEL DURBAN
Director de Relaciones Institucionales
Secretario Ejecutivo de ARIAE
Comisión Nacional de Energía
JORNADA SOBRE COSTE, PRECIO Y VALOR DE LA ENERGIA ELECTRICA
Modelo energético español y estructura de costes de la electricidad
SalirInicio Indice
1.- Sector energético. Energía primaria, energía final, dependencia e intensidad
energética
INDICE
2.- Sector eléctrico:
•balances
•infraestructuras
•energías renovables
•demanda de energía
•Prospectiva 2020
4.- La información del mercado minorista: Comercializadores y ofertas
3.- Sector eléctrico:
•Actividades y Agentes
•Modalidades de suministro
•Costes
•Precios
Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
SalirInicio Indice
1.
4
4
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Estructura
energética.
Fuente: MITYC
5
5
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Energía
primaria
Fuente: MITYC
6
6
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Energía
primaria
2009/2010
Fuente: MITYC
7
7
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Evolución
Energía
primaria
Fuente: MITYC
8
8
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Energía final
Fuente: MITYC
9
9
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Evolución
Energía final
Fuente: MITYC
10
10
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Producción
nacional de
energía
Fuente: MITYC
11
11
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Dependencia
energética
Fuente: MITYC
12
12
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Dependencia
energética
Fuente: MITYC
13
13
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Dependencia
energética
Fuente: MITYC
Porcentaje de importaciones netas de petróleo sobre el PIB
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Porcentaje de las importaciones de petróleo respecto
al PIB de España
Distribución de los
aprovisionamientos de gas y
petróleo en España
14
14
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Intensidad
energética
primaria
Fuente: MITYC
15
15
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Intensidad
energética
final
Fuente: MITYC
16
16
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Evolución
Intensidad
energética final
Fuente: Eurostat
Evolución de la intensidad energética (kep / 1000 € PIB) por países
17
17
1.- Sector energético. Energía primaria,
final, dependencia e intensidad energética
Emisiones CO2
generación
eléctrica
Fuente: MITYC
Sector eléctrico:
•balances
•infraestructuras
•energías renovables
•demanda de energía
•Prospectiva 2020
SalirInicio Indice
2.-
Sector eléctrico. Información y balances
de capacidad y energía
SalirInicio Indice
2.1.-
20
20
Sector eléctrico
Producción
Fuente: MITYC
2.1- Sector eléctrico. Información y balances
de capacidad y energía
21
21
Sector eléctrico
Producción
Fuente: MITYC
2.1.- Sector eléctrico. Información y balances
de capacidad y energía
22
22
Sector eléctrico
capacidad
instalada
Fuente: UNESA
2.1.- Sector eléctrico. Información y balances
de capacidad y energía
23
23(*) Producción Bruta
Sector eléctrico
estructura
producción
Fuente: MITYC
2.1.- Sector eléctrico. Información y balances
de capacidad y energía
Sector eléctrico. Infraestructuras e
interconexiones
SalirInicio Indice
2.2.-
25
25
Infraestructura y
red de transporte
eléctrica
Fuente: REE
2.2.- Sector eléctrico. Infraestructuras e
interconexiones
26
Síntesis de la explotación – Año 2010 – Las interconexiones
eléctricas.
27
27
Intercambios
internacionales
Fuente: UNESA
2.2.- Sector eléctrico. Infraestructuras e
interconexiones
28
28
Capacidad de
interconexión
eléctrica en
Europa
Fuente: REE
Comparación del grado de interconexión de España con otros
países europeos (Datos 2007)
2.2.- Sector eléctrico. Infraestructuras e
interconexiones
Sector eléctrico. Las energías renovables
SalirInicio Indice
2.3.-
30
30
Sector eléctrico
Producción
EE RR
Fuente: MITYC
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
31
31
Sector eléctrico
Capacidad
instalada
EE RR
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
32
32
EE RR
EÓLICA
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
33
33
EE RR
FOTOVOLTAICA
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
34
34
EE RR
TERMOSOLAR
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
35
35
Cumplimiento
Objetivo PER 2005 - 2010
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
36
36
Capacidad
instalada
BIOMASA
Fuente: IDAE
2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables
37
37
2.3.- Sector eléctrico. Penetración
de las energías renovables
38
38
2.3.- Sector eléctrico. Penetración
de las energías renovables
TECNOLOGIA R. ESPECIAL
COMUNIDAD AUTONOMAEnergía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Potencia
Instalada
(MW)
ANDALUCIA 3.062 677 1.598 992 5.745 2.872 295 143 1.076 222 335 68 1.495 218 13.606 5.192
ARAGON 2.774 521 216 147 4.392 1.695 942 253 123 34 0 10 221 58 8.668 2.719
ASTURIAS 368 72 1 1 616 314 252 77 497 86 506 73 2.239 622
BALEARES 10 6 89 58 6 4 166 75 269 144
CANARIAS 0 33 189 122 326 140 0 0 8 1 152 38 675 336
CANTABRIA 1.439 301 2 2 35 18 310 73 16 3 73 10 1.874 407
CASTILLA LA MANCHA 1.152 432 1.568 904 7.802 3.761 467 128 222 55 298 38 11.509 5.317
CASTILLA Y LEON 2.390 524 615 387 7.911 3.941 710 220 53 24 926 124 12.605 5.219
CATALUÑA 4.324 1.145 297 185 1.470 797 1.085 278 202 43 292 55 715 104 8.386 2.608
CEUTA Y MELILLA 0 0 8 2 8 2
COMUNIDAD VALENCIANA 1.424 625 379 257 2.036 959 26 31 34 15 404 66 0 1 4.304 1.954
EXTREMADURA 19 11 1.068 664 27 20 4 2 38 8 1.156 705
GALICIA 1.834 593 13 10 8.309 3.238 1.760 492 211 49 311 51 116 15 12.553 4.447
LA RIOJA 153 49 121 80 1.035 448 97 27 8 4 1.415 608
MADRID 1.105 299 40 35 74 44 188 43 172 30 1.579 451
MURCIA 1.240 237 559 336 298 191 46 14 36 9 0 10 360 70 2.539 867
NAVARRA 715 149 244 139 2.597 976 454 144 251 40 116 15 4.377 1.463
PAIS VASCO 1.613 372 21 18 454 194 143 53 192 76 700 115 0 8 3.123 836
TOTAL 2010 23.622 6.046 7.020 4.338 43.031 19.548 6.688 1.997 3.122 706 3.118 604 4.285 658 90.886 33.896
Total
Potencia
Instalada
(MW)
BIOMASA TRAT.RESIDUOSTotal
Energía
Vendida
(GWh)
RESIDUOSEÓLICA HIDRÁULICA
INFORMACION SOBRE POTENCIA Y ENERGIA DE LAS INSTALACIONES DEL REGIMEN ESPECIAL POR COMUNIDADES AUTONOMAS EN EL AÑO 2010
COGENERACIÓN SOLAR
39
39
2.3.- Sector eléctrico. Penetración
de las energías renovables
TECNOLOGIA
Potencia
instalada
(MW)
Energía
Vendida
(GWh)
Nº
Instalaciones
Factor de
potencia %
COGENERACION 6046 23622 970 46,7
SOLAR FV 3.807 6.328 54.403 19,9
SOLAR TE 532 692 13 15,6
EOLICA 19548 430311.128
26,3
HIDRAULICA 1997 66881.033
40,1
BIOMASA 706 3122155
52,9
RESIDUOS 604 311835
61,8
TRAT. RESIDUOS 658 428552
77,9
TODAS LAS
TECNOLOGIAS33896 90886 57789 32,1
INFRAESTRUCTURAS EN EL REGIMEN ESPECIAL AÑO 2010
Sector eléctrico. La demanda de energía
SalirInicio Indice
2.4.-
41
41
Evolución de la
demanda eléctrica
Fuente: UNESA
%
2.4.- Sector eléctrico. Las demanda de energía
42
42
Variación y
estructura del
consumo eléctrico
Fuente: UNESA
2.4.- Sector eléctrico. Las demanda de energía
43
Síntesis de la explotación – Año 2010
44
Síntesis de la explotación – Año 2010
45
Síntesis de la explotación – Año 2010
Sector eléctrico. Prospectiva a 2020
SalirInicio Indice
2.5.-
47
La incorporación de las renovables en el mix
energético: el objetivo
Fuente: CNE
EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DE LAS RENOVABLES EN LA COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
REN. TRANSPORTE + REN. USOS TÉRMICOS + REN. GEN.ELÉCTRICA
CONSUMO DE ENERGÍA FINAL
% RENOVABLES CONS.FINAL EN 2020 UE = 20% ESPAÑA = 20%
OBJETIVO DIRECTIVA 2009/28/CE de fomento de uso de energía procedente de fuentes renovables
35%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
GW
h
Demanda b.c
BIOMASA
HIDRAULICA R.E.
EÓLICA
SOLAR
Hidraulica R.Ordinario
TOTAL RENOVABLES/
DEMANDA b.c.
40% de
renovables
en la cobertura de
la demanda
eléctrica en
España
48
48
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
PIB (tasa variac. %) Población (M.hab.)
2010 -0,3% 46,7
2011 1,3% 46,8
2012 2,5% 46,9
2013 2,7% 47,0
2014 2,3% 47,1
2015 2,3% 47,2
2016 2,3% 47,3
2017 2,3% 47,4
2018 2,3% 47,5
2019 2,3% 47,6
2020 2,3% 47,7
Energía Total Final / PIB
(tep/ Millón €2000)
Energía Final /
Población (tep/hab.)
Energía Eléctrica /
Habitante
(kWh/hab.)
2010 125,9 2,1 5.280,1
2011 123,3 2,1 5.327,0
2012 120,9 2,1 5.447,1
2013 118,4 2,1 5.585,0
2014 116,0 2,1 5.705,0
2015 113,6 2,1 5.832,3
2016 111,3 2,1 5.964,8
2017 106,8 2,1 6.101,8
2018 106,8 2,1 6.245,5
2019 104,6 2,1 6.397,5
2020 102,5 2,1 6.563,4
Macro magnitudes económicas y
energéticas adoptadas en la creación de
los escenarios (Banda de Eficiencia)
49
49
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Principales magnitudes de la
prospectiva energética en el
escenario de Banda de
Eficiencia en 2020
2009 2020
Energía final Total energía final (ktep) 97.776 98.991
Intensidad Ef (ktep/millones € 2000) 126,2 102,5
Energía primaria Total energía primaria (ktep) 130.557 137.949
Intensidad Ep (ktep/millones € 2000) 168,6 142,9
Carbón 10.583 10.046
Petróleo 63.674 50.527
Gas Natural 31.078 39.699
Nuclear 13.742 14.490
Energías Renovables 12.178 25.150
-Saldo Eléctr. (Exp.-Imp.) 697 1.963
Balance eléctrico Producción bruta 296.508 393.260
(GWh) Nuclear 52.732 55.600
Carbón 37.403 31.579
P. Petrolíferos 20.380 9.921
Gas Natural 110.387 148.501
Bombeo 2.797 8.023
Renovables 72.809 139.636
Producción neta 286.039 384.382
Demanda (bc) 274.097 350.092
DEMANDA FINAL DE ELECTRICIDAD 244.056 313.052
Potencia instalada Potencia total 100.716 126.072
MW Nuclear 7.716 7.256
Carbón 11.999 8.130
P. Petrolíferos 7.612 2.308
Gas Natural 31.249 37.971
Bombeo 2.546 5.700
Renovables 39.499 64.441
% ER / E FINAL (Según Directiva EERR) 12,2% 20,8%
Autoabastecimiento 23,0% 31,5%
50
50
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Matriz de energía primaria
7,9% 7,9% 7,3%
48,8%41,3% 36,6%
23,8%26,2%
28,8%
10,5%10,9% 10,5%
9,4% 14,5% 18,2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2015 2020
% s
ob
re t
ota
l de
ener
gía
pri
mar
ia
Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear Energías Renovables
Fuente: SEE.
2009
(ktep)
2020
(ktep)
Variación anual (promedio 2010-
20)
Carbón 10.583 10.046 -0,5%
Petróleo 63.674 50.527 -2,1%
Gas Natural 31.078 39.699 2,3%
Nuclear 13.742 14.490 0,5%
Energías Renovables 12.178 25.150 6,8%
Saldo Eléctrico (Imp. - Exp.) -697 -1.963 9,9%
Total Energía Primaria 130.558 137.949 0,5%
Proyección del consumo
de energía primaria
51
51
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Proyección del consumo
de energía final
Matriz de energía final
1,5% 2,2% 2,2%
56,6% 49,5% 44,4%
15,5%17,6%
18,0%
21,5% 24,2% 27,2%
4,9% 6,5% 8,2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2015 2020
% s
ob
re t
ota
l de
ener
gía
fin
al
Carbón PetróleoGas natural ElectricidadEnergías Renovables de uso final
Fuente: SEE.
2009
(ktep)
2020
(ktep)
Variación anual (promedio 2010-
20)
Carbón 1.608 2.134 2,6%
Prod. Petrolíferos 55.302 43.976 -2,1%
Gas Natural 15.462 17.838 1,3%
Electricidad 20.989 26.923 2,3%
Energías Renovables 4.746 8.121 5,0%
Total Usos Finales 98.107 98.992 0,1%
52
52
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Proyección del consumo
de energía final y variación
interanual por sectores
Consumo de energía por sectores
29,0% 28,5% 28,0%
41,1% 41,3% 41,0%
29,8% 30,3% 31,0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2015 2020
% s
ob
re t
ota
l d
e c
on
sum
o e
ne
rgé
tic
o
Industria Transporte Residencial, servicios y otros
Fuente: SEE. Consumo de energía por sectores (tasas)
-4%
-3%
-2%
-1%
0%
1%
2%
3%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
tasa
de
vari
ació
n in
tera
nu
al
Industria Transporte Residencial, servicios y otros
Fuente: SEE.
53
53
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Grado de
autoabastecimiento
vs Dependencia
energética
Fuente: MITYCDependencia energética
66%
68%
70%
72%
74%
76%
78%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
% e
ner
gía
pri
mar
ia d
e fu
ente
s im
po
rtad
as
Fuente: SEE.
54
54
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Intensidad
energética
Fuente: MITYC
55
55
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Intensidad
energética
Fuente: MITYC
Intensidad energética 2009-2020
0,08
0,09
0,09
0,10
0,10
0,11
0,11
0,12
0,12
0,13
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Inte
nsid
ad
Fin
al (K
ep
/€0
0)
España
UE-27
UE-15
*Datos estimados. Supuestos: ganancia eficiencia de España 2% anual. Resto, trayectoria compatible con
objetivo de reducción del 20% en 2020 respecto a 2005.
Intensidad energética 2009-2020
(España – Unión Europea)
56
56
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Emisiones de CO2
Fuente: MITYC
57
57
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Proyección de las
emisiones de CO2
Fuente: MITYC
Emisiones de CO2
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
ton
ela
da
s d
e C
O2
Usos diversosTransporteIndustriaRefinerías y otros sectores transformadoresGeneración eléctrica
Fuente: SEE.Emisiones equivalentes en la generación eléctrica
406,7
247,9 234,7 223,3
100
150
200
250
300
350
400
450
2005 2010 2015 2020
ton
CO
2/G
Wh
Fuente: SEE.
58
58
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: KPMG
Proyección del consumo
de energía final y variación
interanual por sectoresNuclear
Fusión
Energía Maremotriz/ Undimotriz
Captura y almacenamiento
de CO2
Nuclear Fisión IV
Generación
IGCC
Eólica Off-shore
Solar
Fotovoltaica
Carbón Ultrasupercríticas
Solar Termoeléctrica
Eólica On-shore
Geotérmica
CCGT
Nuclear Fisión III Gen.
Hidráulica
DESARROLLO TECNOLÓGICO Y DEMOSTRACIÓN
NICHOS DE MERCADO
Mini-hidráulica
Co-combustión de biomasa
Carbón Supercrítica
(Alto rendimiento)
Carbón subcrítico
(convencional)
ALCANZANDO COMPETITIVIDAD MERCADO MADURO
-D
ES
AR
RO
LLO
DE
ME
RC
AD
O +
- GRADO DE DESARROLLO TECNOLÓGICO +
Estado actual de desarrollo de las principales
tecnologías de generación eléctrica
59
59
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Proyección del precio de la
generación eléctrica
Repotenciaciones en los mejores parques (3.000 horas)
2020
x% Reducción costes 2010-2020
4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6
15,714,9
0
10
20
30
40
Eólica
onshore5
Bio-
masa
b.8.2
Hidráulica
17,7
FV
Suelo
Coste de generación eléctrica en 2020 (¢€2010 / kWh)
FV
Tejado
7,3
Geot
(conven-
cional)4
8,89,1
Eólica
offshore1
12,912,8
7,8
Geot
(estimu-
lada)
29,1
12,6
28,6
11,0
Bio-
masa
b.6.2;6.3;8.1
Biometa-
nización2
Marina
12,014,0
Termo-
eléctrica
Residuos Bio-
masa
b.6.1
16,6
n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%
Dudas sobre el potencial
de recurso en España
Dudas sobre la viabilidad
comercial de la tecnología
15,7 10,9
29,1
17,7
Min
Max
Repotenciaciones en los mejores parques (3.000 horas)
2020
x% Reducción costes 2010-2020
4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6
15,714,9
0
10
20
30
40
Eólica
onshore5
Bio-
masa
b.8.2
Hidráulica
17,7
FV
Suelo
Coste de generación eléctrica en 2020 (¢€2010 / kWh)
FV
Tejado
7,3
Geot
(conven-
cional)4
8,89,1
Eólica
offshore1
12,912,8
7,8
Geot
(estimu-
lada)
29,1
12,6
28,6
11,0
Bio-
masa
b.6.2;6.3;8.1
Biometa-
nización2
Marina
12,014,0
Termo-
eléctrica
Residuos Bio-
masa
b.6.1
16,6
n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%
Dudas sobre el potencial
de recurso en España
Dudas sobre la viabilidad
comercial de la tecnología
15,7 10,9
29,1
17,7
Min
Max
2020
x% Reducción costes 2010-2020
4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6
15,714,9
0
10
20
30
40
Eólica
onshore5
Bio-
masa
b.8.2
Hidráulica
17,7
FV
Suelo
Coste de generación eléctrica en 2020 (¢€2010 / kWh)
FV
Tejado
7,3
Geot
(conven-
cional)4
8,89,1
Eólica
offshore1
12,912,8
7,8
Geot
(estimu-
lada)
29,1
12,6
28,6
11,0
Bio-
masa
b.6.2;6.3;8.1
Biometa-
nización2
Marina
12,014,0
Termo-
eléctrica
Residuos Bio-
masa
b.6.1
16,6
n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%
Dudas sobre el potencial
de recurso en España
Dudas sobre la viabilidad
comercial de la tecnología
15,7 10,9
29,1
17,7
Min
Max
Min
Max
0
5
10
15
20
25
30
35
2010 2015 2020 2025 2030
Coste de generación eléctrica (c€2010 / kWh)
Año de puesta en marchaFV Tejado
FV Suelo
Eólica offshore
Eólica onshore (rango de vientos bajo, medio e intenso)
Solar termoeléctrica
60
60
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Escenarios y proyección
del precio del CO2
1315
1618
2022
2426 28
2931
3335
3739
4143
4446
4850
14 1516
18 1920
2123 24
25 26 26 27 27 2829 29 30 30
14 15 1515 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
21 21 2023
0
10
20
30
40
50
60
Escenario Exigente Escenario Base
Escenario Bajo Histórico
AñoEscenario Exigente
(EUR2010/tCO2)
Escenario Base
(EUR2010/tCO2)
Escenario Bajo
(EUR2010/tCO2)
2010 14,0 13,5 13,5
2011 14,5 14,1 14,1
2012 16,4 15,2 15,2
2013 18,2 16,4 15,0
2014 20,1 17,7 15,0
2015 22,0 18,9 15,0
2016 23,8 20,1 15,0
2017 25,7 21,3 15,0
2018 27,6 22,6 15,0
2019 29,4 23,8 15,0
2020 31,3 25,0 15,0
61
61
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Proyección del Balance
eléctrico nacional
Balance eléctrico nacional
12,4% 9,8% 8,0%
17,7% 16,4% 14,1%
37,4%35,3% 37,8%
6,7%3,1% 2,5%
24,7%33,4% 35,5%
1,0% 1,9% 2,0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2015 2020
% s
ob
re t
ota
l d
e p
rod
uc
ció
n b
ruta
Carbón NuclearGas natural P. PetrolíferosEnergías Renovables Hidroeléctrica por bombeo
Fuente: SEE.2009
(GWh)
2020
(GWh)
Carbón 37.403 31.579
Nuclear 52.732 55.600
Gas Natural 110.387 148.501
P. Petrolíferos 20.380 9.921
Energías Renovables 72.809 139.636
Hidroeléctrica por bombeo 2.797 8.023
Producción bruta 296.508 393.260
Consumos en generación 10.469 8.878
Producción neta 286.039 384.382
62
62
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva
energética 2020
Fuente: MITYC
Proyección del Balance
eléctrico con EE RR
Balance eléctrico renovable
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GW
h
Geotermia
Energías del mar
RSU renovable
Biogás
Biomasa
Solar termoeléctrica
Solar fotovolta ica
Eól ica marina
Eól ica
Hidroeléctrica resto
Hidroeléctrica s is t REEFuente: SEE.
63
63
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Aportación de las
EE RR
Fuente: MITYC
64
64
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Aportación de las
EE RR
Fuente: MITYC
159
66
110
17 17
15
3
-
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Solar
fotovoltaica
Solar
termoeléctrica
Eólica Hidroeléctrica Biomasa y
Biogás
Energía de las
olas
Geotermia
GW
En
suelo
En
edific.
Terrestre
Marina
Total Potencial Técnico Renovable
Eléctrico
387 GW
0
1
2
3
4
5
6
7
30 35 40 45 50 55
Potencia eólica y solar fotovoltaica instalada (GW)
GW
necesarios E
quip
os d
e p
unta
Requerimiento de E.punta con eólica y fotovoltaica no gestionable y sin gestión de la demanda
Requerimiento de E.punta con eólica y fotovoltaica gestionable a partir de 2016
Requerimiento de E.punta con medidas de gestión de la demanda
E2 E4
Requerimiento de
equipos de punta
según potencia
renovable
Instalación máxima de
potencia renovable
65
65
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Aportación de las
EE RR
Fuente: MITYC
Dimensionamiento de equipos de bombeo según potencia
eólica instalada
0
2
4
6
8
10
12
14
30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Potencia eólica instalada (GW)
GW
necesarios B
om
beo
Requerimiento de Bombeo con eólica no gestionable y sin gestión de la demanda
Requerimiento de Bombeo con eólica gestionable
Requerimiento de bombeo con medidas de gestión de la demanda
Potencial Bombeo 7,7 GW
E2 E4
66
66
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
Prospectiva 2020
Aportación de las
EE RR
Fuente: MITYC
Participación de las energías renovables en el consumo
final
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
22%
24%
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Estimación
Trayectoria indicativa*
Fuente: SEE
*La trayectoria indicativa exige un valor medio durante cada uno de los bienios
67
67
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
PROSPECTIVA 2020
Nuevo PER 2011-2020
Fuente: IDAE
68
68
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
PROSPECTIVA 2020
Costes de generación
Fuente: IDAE
69
69
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
PROSPECTIVA 2020
Impacto socioeconómico
Sector EE RR
Fuente: IDAE
70
70
2.5.- Una prospectiva para el sistema energético
español
PERSPECTIVA 2020
Impacto socioeconómico
Sector EE RR
Fuente: IDAE
Sector eléctrico::
•Actividades y Agentes
•Modalidades de suministro
•Costes
•Precios
SalirInicio Indice
3.-
Sector eléctrico. Actividades y Agentes
SalirInicio Indice
3.1-
SalirIndiceInicio
3.1.- Actividades y Agentes
Estructura del sector eléctrico
SOCIEDADES
GENERADORAS
OPERADOR
DEL
MERCADO
..........SOCIEDADES
DISTRIBUIDORAS
.....
OTRAS EMPRESAS
DE
TRANSPORTE
CLIENTES A
TARIFA REGULADA
SOCIEDADES
COMERCIALIZADORAS
OPERADOR DEL
SISTEMA
RED ELECTRICA
REGIMEN ESPECIALINTERCAMBIOS
INTERNACIONALES
ACTIVIDAD DE
TRANSPORTE
CLIENTES
CUALIFICADOS
Ofertas
aceptadas
Ofertas de generación
Ofertas de
demanda
Flujos de energía
Flujo de información
Sector eléctrico. Modalidades de suministro
SalirInicio Indice
3.2-
75
Flujos físicos y económicos
75
Las tarifas integrales cubren todos los costes asociados al
suministro eléctrico y son fijados anualmente por el Gobierno.
3.2.- El suministro de energía eléctrica
En Julio de 2009. Modalidad de
suministro del distribuidor eliminada
Suministro regulado
En Julio de 2009, entró en vigor el suministro de ultimo recurso, actividad encomendada a los comercializadores de
último recurso, que en términos generales asumen la función comercial del distribuidor
Desde 2007, los distribuidores disponen de otras alternativas para la adquisición de la energía a plazo en el
Polo Portugués del MIBEL y las subastas para el suministro de último recurso
76
Suministro de último recurso a los consumidores, P< 10 Kw
(1 de Julio de 2009)
76
3.2.- El suministro de energía eléctrica
Desde 2007, los comercializadores disponen de otras alternativas para la adquisición
de la energía a plazo como las subastas de emisión de energía primaria
COMERCIALIZADOR
ULTIMO RECURSO
CONTRATO
REGULADO DE
SUMINISTRO
DE
ELECTRICIDAD
Precio único
aprobado por
O.M. – MICYT
77
Suministro liberalizado
(1 de Enero de 2003)
77
3.2.- El suministro de energía eléctrica
Desde 2007, los comercializadores disponen de otras alternativas para la adquisición
de la energía a plazo como las subastas de emisión de energía primaria
CONTRATO DE
SUMINISTRO DE
ELECTRICIDAD
Precio LIBRE pactado por las
partes
78
Opciones de suministro para el consumidor
78
3.2.- El suministro de energía eléctrica
Suministro a Tarifa de Ultimo
RecursoSuministro a mercado liberalizado
El servicio comercial lo presta el
COMERCIALIZADOR. El servicio técnico
el DISTRIBUIDOR
El servicio técnico recae en elDistribuidor y el comercial en elComercializador de Ultimo Recurso
Estructura de precios regulados de la electricidad según tarifas de ultimo recurso aprobadas por el Gobierno
Mayor flexibilidad en la oferta deestructuras de precios.
El comercializador asume el riesgo delmercado y puede ofrecer otrosservicios
No existe capacidad de negociación
Sí existe capacidad de negociación
La zona y la red de distribución
condicionan una determinada calidad
del suministro.
El responsable es el distribuidor
Se mantiene la misma calidad del suministro.
El responsable es el distribuidor
SalirIndiceInicio
El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado
PUNTOS DE SUMINISTRO
ENERGIA
3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores
No. Sum. % No. Sum. % No. Sum. %
23.062.630 87,86 4.887.585 55,35 27.950.215 79,68 17,49
3.187.802 12,14 3.942.162 44,65 7.129.964 20,32 55,29
26.250.432 100,00 8.829.747 100,00 35.080.179 100,00 25,17
Desglose del numero de suministros según su aprovisionamiento en los mercados regulado y liberalizado de energía (30.06.10)
Numero de puntos de suministro
Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado
ATR s/
mercado
total (%)
Suministro de electricidad
Suministro de gas natural
Todos los suministros de Elec & Gas natural
Energía (Gwh) % Energía (Gwh) % Energía (Gwh) %
43.021,5 74,51 84.640,1 30,88 127.661,5 38,47 66,30
14.714 25,49 189.458 69,12 204.172 61,53 92,79
57.736 100,00 274.098 100,00 331.834 100,00 82,60
Desglose de la energía suministrada en los mercados regulado y liberalizado de electricidad y de gas natural (30.06.10)
Suministro de energía
Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado
ATR s/
mercado
total (%)
Suministro de electricidad
Suministro de gas natural
Todos los suministros de Elec & Gas natural
SalirIndiceInicio
El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado
PUNTOS DE SUMINISTRO
3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores
Electricidad 0,79 1,53 2,82 4,21 5,73 7,42 9,42 10,37 10,66 10,2 9,28 8,86 8,21 7,56 7,10 6,97 6,91 6,97 7,26 7,77 7,83 8,37 9,78 11,55 14,94 16,90 17,49
Gas natural 3,43 6,39 13,37 17,86 22,52 26,29 28,57 32,29 34,72 36,00 36,31 37,06 37,10 37,69 37,97 39,56 40,72 41,53 43,66 50,48 49,96 50,34 49,95 47,89 56,19 54,38 55,29
Todos los
suministros1,28 2,48 4,77 6,83 8,97 11,09 13,35 14,79 15,50 15,42 14,79 14,75 14,28 13,78 13,66 13,94 14,08 14,41 15,05 16,60 16,34 16,87 18,24 19,43 23,47 24,66 25,17
dic._2008 mar._2009 jun._2009 sept._2009 Dic._2009 Mar._2010 Jun._2010jun._2004 sept._2004 dic._2004 mar._2005 jun._2005 sept._2005Suministros dic._2003 mar._2004
Evolución del ratio (En %) : Nº Suministros en los mercados liberalizados / Nº Total de suministros. Actualizacion: 30 de junio de 2010
jun._2007 sept._2007 dic._2007 mar._2008 jun._2008 sept._2008dic._2005 mar._2006 jun._2006 sept._2006 dic._2006 mar._2007
0
10
20
30
40
50
60
Ra
tio
en
%
Periodo analizado
Evolución del ratio Nº suministros en los mercados liberalizados / Nº Total de suministros. 30 de junio de 2010
Electricidad
Gas natural
Todos los suministros
SalirIndiceInicio
El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado
ENERGIA
3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores
Electricidad 33,25 29,30 33,60 36,19 33,57 33,15 35,34 41,39 37,41 29,38 27,10 25,74 24,60 20,89 19,83 28,99 31,49 30,68 33,28 37,86 42,20 46,44 50,47 53,62 60,36 63,82 66,30
Gas natural 71,60 70,91 83,50 81,14 80,00 75,10 81,05 83,67 84,01 76,29 83,60 85,23 84,92 80,98 80,99 93,54 94,33 91,76 90,30 94,29 93,52 94,83 92,15 91,91 93,24 92,69 92,79
Toda la
energía55,16 54,68 62,36 63,26 61,46 58,93 63,47 68,15 65,43 58,17 62,57 61,49 60,37 54,92 54,96 63,96 65,71 65,15 65,15 69,79 74,86 73,57 76,32 76,26 81,19 81,39 82,60
Mar._2010
Evolución del ratio (En %) : Energía suministrada en los mercados liberalizados / Total de energía suministrada. Actualizacion: 30 de junio de 2010
sept._2008 dic._2008 mar._2009 jun._2009 sept._2009 Dic._2009 Jun._2010mar._2007 jun._2007 sept._2007 dic._2007 mar._2008 jun._2008sept._2005 dic._2005 mar._2006 jun._2006 sept._2006 dic._2006Energía dic._2003 mar._2004 jun._2004 sept._2004 dic._2004 mar._2005 jun._2005
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ra
tio
en
%
Periodo analizado
Evolución del ratio (%) Energía suministrada en los mercados liberalizados / Total de energía suministrada. 30 de junio de 2010
Electricidad
Gas natural
Toda la energía
SalirIndiceInicio
El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado
Suministros de electricidad
regulado y liberalizado por
Grupos Empresariales de
Distribución
3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores
No. Sum. % No. Sum. % No. Sum. %
Endesa 8.796.337 38,14 1.633.202 33,42 10.429.539 37,31 15,66
Iberdrola 8.392.927 36,39 2.036.612 41,67 10.429.539 37,31 19,53
Unión Fenosa 5.376.227 23,31 403.841 8,26 5.780.068 20,68 6,99
Hidroeléctrica del Cantábrico 58.969 0,26 638.430 13,06 697.399 2,50 91,54
EON -Viesgo 438.171 1,90 175.500 3,59 613.671 2,20 28,60
Todos los grupos EE 23.062.630 100,00 4.887.585 100,00 27.950.215 100,00 17,49
Participación suministros contrato ATR sobre total de suministros por redes de distribución de electricidad. (30.06.10)
Grupo empresarial de
distribución
Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado ATR s/
mercado total (%)
SalirIndiceInicio
El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado
3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores
33,42
41,67
8,26
13,06
3,59
Endesa
Iberdrola
Unión Fenosa
Hidroeléctrica del Cantábrico
EON -Viesgo
Participación en el conjunto de suministros en el mercado liberalizado (%)(30.06.10)
15,66
19,53
6,99
91,54
28,60
17,49
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
Endesa Iberdrola Unión Fenosa Hidroeléctrica del Cantábrico
EON -Viesgo Todos los grupos EE
Po
rce
nta
je (%
)
Red de Distribución
Relación entre el No. de suministros liberalizados y el No. total de suministros conectados a la red (%) (30.06.10)
Sector eléctrico. Costes de la electricidad
SalirInicio Indice
3.3-
85
Evolución de los costes reconocidos en las tarifas de
acceso
86
Evolución de los costes reconocidos en las tarifas de
acceso
87
Evolución de los costes reconocidos en las tarifas de
acceso
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
Pre
vist
o
Re
al
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Mile
s d
e M
illo
ne
s d
e €
Transporte Distribución y Gestión Comercial
Costes Permanentes (OS, OMEL, CNE, CTC'S, ELCOGAS) Compensación extrapeninsular e insular
Déficit de años anteriores Costes diversificación y seguridad abastecimiento
Interrumpibilidad en mercado + Incentivo carbón + otros Prima del Régimen Especial
La incorporación de las renovables en el mix
energético: los costes
88Fuente CNE, Liquidaciones finales para los años 1998-2005 y liquidación nº14 para los años 2006-2009.
Evolución de los costes reconocidos en las
tarifas de acceso
La sostenibilidad económica del sistema
eléctrico
Fuente: CNE
-
2,00
4,00
6,00
8,00
€/MW
h
Coste medio acceso Ingreso medio acceso
- 7.000
- 6.000
- 5.000
- 4.000
- 3.000
- 2.000
- 1.000
-
1.000
Millo
nes d
e €
Déficit acceso Déficit actividades reguladas -
2,00
4,00
6,00
8,00
€/MW
h
Coste medio acceso Ingreso medio acceso
2006 2007 2008 2009 2010
Senda de convergencia del ingreso medio
y del coste medio de acceso (€/MWh)
Evolución del déficit de
actividades reguladas y del
déficit por tarifa de acceso
(Millones de €)
El “DAFO” del mercado
eléctrico: debilidades y
fortalezas
90
Implicaciones de la no-solución del
problema del déficit para el sistema• La falta de medidas suficientes para ajustar los ingresos y costes reconocidos y el
establecimiento de límites máximos permitidos de déficit ha llevado al reconocimiento
de déficit titulizable
• El desequilibrio sin corregir entre costes reconocidos e ingresos regulados conlleva a
un aumento de la deuda acumulada del sistema
– RDL 14/2010 introduce una nueva categoría de déficit a titulizar (desajuste de 2010) y
amplía los umbrales de los déficit ex ante permitidos para 2011 y 2012 con RDL 6/2009
• Titulización de la deuda (casi 7.000 M€ en 4 emisiones de FADE) está suponiendo
mayores costes financieros que deberán pagar los consumidores a través de tarifas de
acceso futuras
• La existencia de este déficit (legalmente permitido por unas cuantías establecidas hasta
2013)condiciona la toma de medidas regulatorias que impliquen mayores costes para el
sistema
Déficit Millones de euros
Deuda viva 31/12/2010 17.719
Desajuste temporal 2010 2.500
Déficit ex ante permitido 2011 3.000
Déficit ex ante permitido 2012 1.500
91
91
3.3.- Información sobre suministros y precios en el mercado
liberalizado. Indices de fidelización y captura de los
comercializadores en el año 2010 (Enero-junio)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Coste del peaje neto 1,10 1,29 1,27 1,69 1,89 2,09 1,36 1,41 2,72 4,27
Cuotas con cualquier destino(*) 0,33 0,15 0,17 0,20 0,23 0,26 0,57 0,65 0,92 0,51
Coste en el mercado 3,42 4,21 3,31 3,13 5,82 5,20 4,36 6,36 4,23 3,51
Costes regulados (**) 0,29 0,31 0,28 0,266 0,33 0,551 0,312 0,306 0,259 0,268
5,14 5,96 5,03 5,28 8,26 8,10 6,60 6,87 8,13 8,56
(*) Costes permanentes, diversificación, moratoria nuclear, CTC´s
(**) Moratoria nuclear, garantía de potencia
Total coste del suministro
Coste del peaje
Coste de la
energia electrica
COSTE DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO ( c€/kWh )
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
c€/ kW
h
Evolución precio total del suministro de electricidad MERCADO LIBERALIZADO
Coste del peaje Coste de la energía Coste total del suministro
92
92
DISTRIBUCION2.906 M €
TRANSPORTE696 M €
SUMINISTRO261 M €
TOTAL
INSTITUCIONES
36 M €
CONSUM.
FINAL
Precio del mercado
Costes Regulados
DISTRIBUCIÓN
5.072M€TRANSPORTE1.344 M€
GESTIÓNCOMERCIALSUMINIS. REGULADO
313 M€
TOTAL
32.944 M€
285.192 GWh
INSTITUCIONES
69 M€
CONSUM.
FINAL
Precios del mercado
Costes Regulados
CAPACIDAD0,290 c€/kWh
443 M€
Déficit Extrapeninsular:
189 M€
Extrapeninsular:1.295 M€
Interrumpibilidad750 M€
Prima RE: 4.008 M€
ENERGÍAMERCADO6,26c€/kWh
17.853 M€
Nuclear y otros:75 M€
AÑO 2009Déficit peninsular:
1.279 M€
Elcogas: 65 M€
E4: 309 M€
Export: -51 M€
AÑO 2009
LOS COSTES DEL SUMINISTRO ELECTRICO
ActividadImporte
M Euros% C Euro/KWh
Generación 26215 79,57 9,19
Costes según precios de mercado 17853 54,19 6,26
Costes regulados 8362 25,38 2,93
Transporte 1344 4,08 0,47
Distribución 5072 15,40 1,78
Otros costes, Instituciones, comerciales SR 313 0,95 0,11
Total coste del suministro al Consumidor 32944 100,00 11,55
Sector eléctrico. Precios de la electricidad
SalirInicio Indice
3.4-
Estructura del consumo nacional por tarifa de acceso
94
Número de consumidores y energía
consumida. Año 2010
94%
de los consumidores totales
Tienen derecho a acogerse a TUR,
Consumidores de baja tensión con
potencia contratada inferior o igual
a 10 kW
31%
de la energía consumida total
Los consumidores con derecho a TUR representaron:
87% consumidores domésticos
6% Administración y servicios
Públicos
7% Otros
82% consumidores domésticos
9% Administración y servicios
Públicos
9% Otros
Los consumidores con derecho a TUR se distribuyen en los
siguientes sectores de actividad (Datos 2009)
En función del nº de consumidores En función de la energía consumida
Energía Consumida
(GWh)
BT (< 1 kV) 27.364.641 122.682
Pc ≤ 10 kW 25.742.429 74.786
2.0 A 24.751.744 67.270
2.0 DHA 990.685 7.517
Pc > 10 kW 1.622.212 47.896
2.1 A 690.292 7.164
2.1 DHA 193.869 3.476
3.0 738.051 37.255
AT 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 100.878 72.761
3.1.A 82.618 16.531
6.1.A 18.259 56.230
AT 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1.491 16.903
AT 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 359 8.365
AT 4 (≥ 145 kV) 391 22.877
Total 27.467.759 243.588
Peaje
Número de
consumidores
(Promedio)
95
Consumidores con derecho a acogerse a la TUR
• En diciembre de 2010Consumidores abastecidos por CUR Consumidores totales
Nº de consumidores Energía Consumida Tamaño medio Potencia contratada
(Número) (GWh) (kWh/cliente y año) (kW/cliente)
2.0A 21.031.536 5.066 2.562 3,90
2.0A DHA 925.951 805 7.575 5,43
TOTAL 21.957.487 5.871 2.774 3,74
Consumidores abastecidos por comercializadoras libres
Nº de consumidores Energía Consumida Tamaño medio Potencia contratada
(Número) (GWh) (kWh/cliente y año) (kW/cliente)
2.0A 3.972.273 1.359 3.743 4,48
2.0A DHA 70.000 64 7.877 6,13
TOTAL 4.042.273 1.423 3.791 5,65
Peaje
Peaje
85 % Consumidores 80 % de la energía consumida
Porcentaje de consumidores abastecidos por CUR:
Consumidores acogidos al Bono
Social en diciembre de 2010
2.877.276 consumidores
Aproximadamente el 13%
de los consumidores
acogidos a TUR
Aproximadamente el 11%
de los consumidores con
derecho a TUR
En Diciembre de 2010
precio un 14% inferior
respecto de las TUR
96
Segmentación de la demanda eléctrica por tarifas de acceso
97
Evolución de los costes reconocidos en las tarifas de
acceso
Comercialización libreDistribuidor / Comercializador de
Último Recurso
Costes de Comercialización
Coste de Producción de Energía Eléctrica
Margen del Comercializador
Pre
cio
Regu
lad
o
Pre
cio
Regu
lad
o
Coste de redes
Costes Permanentes
Costes de diversificación y
seguridad del abastecimiento
Pre
cio
Lib
re
Pre
cio
Lib
re
Estructura de costes en Tarifa de Ultimo Recurso vs
Precio en el libre mercado
Pagos por capacidad
Precio de los SS.CC.
Precio de la Energía adquirida
en el mercado
Coste de redes
Costes Permanentes
Costes de diversificación y
seguridad del abastecimiento
99
Tarifas de Último Recurso
• Dos modalidades:
– Sin discriminación horaria
– Con discriminación horaria en dos periodos
• Componentes de las Tarifas de Último Recurso
– Tarifa de acceso: destinados a la recuperación de los costes
regulados
• Coste de redes
• Coste de gestión de acceso a terceros a las redes
• Costes permanentes
• Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento
– Margen de Comercialización
– Coste de Energía
2,651,24
5,55
2,93
0,60
0,26
6,97
5,64
15,77
10,08
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
Modalidad sin discriminación horaria
Modalidad con discriminación horaria
c€/k
Wh
co
nsu
mid
o
Término fijo de la tarifa de accesoTérmino variable de la tarifa de accesoMargen de comercializaciónCoste estimado de la energía
Precio medio final (c€/kWh) de los
consumidores acogidos a TUR.
Cuarto Trimestre 2010
100
Tarifas de Último Recurso
73,3%
5,1%
1,1%8,2%
12,3%
80,1%
4,9%
1,2% 3,4%10,4%
5,10,3570,0782920,57120,855748886,97010
Cuarto …
Coste estimado de la energía en el Mercado Diario Servicios de AjustePrima de Riesgo Coste Servicio CapacidadPérdidas
Detalle del coste de energía
101
La tarifa de último recurso. Tarifa regulada.
Potencia contratada Termino fijo (Euros / KW. y año)
Potencia contratada igual o inferior a
10 KW. Sin discriminación horaria (1)20,633129
0,060896 Valle
0,168743 Punta
SUMINISTRO ELECTRICO DE ULTIMO RECURSO A CONSUMIDORES CON POTENCIA ≤ 10 KW.
Término variable (Euros / kWh)
1) En la facturación del suministro de último recurso a la tarifa vigente desde el 1 de julio de 2009, no se considera la bonificación de 12,5
kWh / mes, ni el recargo por exceso sobre los 500 kWh / mes.
Potencia contratada igual o inferior a
10 KW. Con discriminación horaria20,633129
0,140069
Precios establecidos en la Resolución de 28 de diciembre de 2010, de la Dirección
General de Política Energética y Minas, por la que se establece el coste de producción
de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el primer trimestre de
2011 Boletín Oficial del Estado: Nº 316, 29 de diciembre de 2010.
102
Suministro TUR – BONO SOCIAL
103
Suministro TUR – BONO SOCIAL
104
Suministro TUR – BONO SOCIAL
105
Tarifas de referencia
Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 k W,
que no tengan, a partir de 1 de julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía
consumida a los siguientes precios:
La supresión de la tarifa regulada. Aplicación de la
TUR como precio disuasorio
TARIFAS DE REFERENCIA
Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 kW, que no tengan, a partir de 1 de
julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía consumida a los siguientes precios:
SUMINISTRO ELECTRICO A CONSUMIDORES CON POTENCIA CONTRATADA. 10 < P =< 15 k W
Precios aplicables
Orden ITC/1659/2009, de 22 de Junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del marcado a tarifa al
suministro de último recurso de energía eléctrica y e procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de
energía eléctrica. BOE Nº 151, de 23 de Junio de 2009.
Capítulo VII: Precios y condiciones de aplicación del suministro de los consumidores que, sin tener derecho a acogerse a la tarifa
de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo
electricidad.
Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2011 y las
tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. BOE Nº 316, de 29 de Diciembre de 2010.
106
Tarifas de referencia
Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 k W, que no tengan, a partir
de 1 de julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía consumida a los siguientes precios:
Disposición transitoria segunda. Consumidores que sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente
carecen de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.
1. Los consumidores conectados en alta tensión que a 31 de diciembre de 2010 estén siendo suministrados por un comercializador de
último recurso y el 1 de enero de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado libre, siempre que no estén incluidos en la
excepción establecida en el artículo 3.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, podrán seguir siendo suministrados por dicho
comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del 2011.
El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso durante este periodo será el
correspondiente a la aplicación de la facturación de la tarifa de último recurso, TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación
horaria, incrementado sus términos un 20 por ciento.
2. Los consumidores conectados en baja tensión sin derecho a tarifa de último recurso que a 30 de septiembre de 2011 estén siendo
suministrados por un comercializador de último recurso y el 1 de octubre de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado
libre, siempre que no estén incluidos en la excepción establecida en el artículo 3.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, podrán seguir
siendo suministrados por dicho comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del 2011.
El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso durante este periodo será el
correspondiente a la aplicación de la facturación de la tarifa de último recurso, TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación
horaria, incrementado sus términos un 20 por ciento.
3. Si el 1 de enero de 2012 los consumidores a que se refieren los párrafos anteriores no han procedido a contratar su suministro en el
mercado libre, se considerará rescindido el contrato entre el consumidor y el comercializador de último recurso siendo de aplicación a
estos efectos lo establecido en el artículo 86.2 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de
transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Asimismo será de aplicación lo dispuesto en el artículo 21.3 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el
mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y
estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.
La supresión de la tarifa regulada. Aplicación de la
TUR como precio disuasorio
SalirIndiceInicio
Evolución de los suministros eléctricos con precios penalizadores y disuasorios
A fecha de 31 de diciembre de 2010, continúan siendo suministrados por el CUR a precio disuasorio
136.257 consumidores de electricidad sin derecho a TUR en España en alta y baja tensión. Considerando
dentro de este colectivo a aquellos consumidores conectados en baja tensión que son los más numerosos,
un 13% de los consumidores que estaban siendo suministrados en junio de 2009 por la distribuidora en
baja tensión y con una potencia superior a 10 kW (1.250.000 consumidores) continúa actualmente siendo
suministrado por un CUR.
Evolución del número de
consumidores sin derecho a
TUR suministrados por un
CUR a precio disuasorio
De acuerdo con la última información
disponible en esta Comisión a octubre de
2010, el colectivo sin derecho a TUR que
actualmente se encuentran suministrado por
un CUR al precio disuasorio, correspondeprincipalmente a consumidores domésticos
(40%), Administraciones Públicas (31%) y
pymes (26%), en su mayor parte en bajatensión.
CUR\
Tipo de consumidor ENDESA IBERDROLA GN-UF
HC-
NATURG
AS EON Total
%Porcentaje
sobre el total
Grandes Clientes (AT) 129 87 53 4 4 277
2%Grandes Clientes
(BT)* 1.410 594 308 0 0 2.312
AAPP (Alta tensión) 476 893 239 2 16 1.62631%
AAPP (Baja Tensión) 23.627 9.979 5.314 1534 735 41.189
Pymes (AT) 735 731 954 6 23 2.44926%
Pymes (BT) 1.503 2.618 22.924 883 5.530 33.458
Domésticos (AT) 0 0 81 0 0 8140%
Domésticos (BT) 32.199 3.112 18.759 419 0 54.489
Otros (AT) 0 12 0 0 120%
Otros (BT) 0 364 0 0 364
Total 60.079 18.014 49.008 2.848 6.308
136.25
7100%
Porcentaje
suministros esenciales 30% ~25% 13% 28% ~15% 22%
La supresión de la tarifa regulada. Aplicación de la
TUR como precio disuasorio / penalizador
108
108
El precio medio resultante para el peaje a todos los consumidores en el periodo considerado fue de
4,78 c€/kWh. Para el consumidor doméstico: 7,63 c€/kWh (Aumentos del 100 % y del 50,4 %,
respectivamente)
Precios de la electricidad para el suministro liberalizado. Tarifa de acceso. Año 2010 (Enero – Junio)
3.4.- Información sobre suministros y precios
en el mercado liberalizado
PRECIO PORCENTAJE PRECIO
Número ( % ) Gwh ( % ) MM € ( % ) cent €/KWh S/PREC MEDIO Número ( % ) Gwh ( % ) MM € ( % ) cent €/KWh
Alta Tensión 93.123 0,33 63.384 49,99 1.592,78 26,29 2,51 52,59 78.380 0,28 49.238 38,83 888,85 14,67 1,81
PYME´s en baja tensión 1.648.499 5,87 24.212 19,10 1.473,70 24,32 6,09 127,38 199.567 0,71 6.681 5,27 301,64 4,98 4,52
Domésticos 26.335.028 93,80 39.200 30,92 2.991,98 49,39 7,63 159,74 2.089.622 7,44 4.952 3,91 258,63 4,27 5,22
Baja Tensión 27.983.527 99,67 63.412 50,01 4.465,68 73,71 7,04 147,39 2.289.189 8,15 11.633 9,17 560,28 9,25 4,82
Total Mercado 28.076.650 100 126.796 100 6.058,46 100 4,78 100 2.367.569 100 60.871 100 1.449,13 100 2,38
(*) Potencia menor de 450 KW
(**) 50 GWh. de consumo mínimo en periodo 6
Fuente: CNE
119,4
58,7
30,9
24,4
16,6
Tipo de suministroPrimer semestre 2010
Pequeños consumidores en
alta tensión (*)20.614 0,07 7.396 5,83 421,79 6,96 5,70
Gran consumidor
1< T <36KV70.289 0,25 32.613 25,72 914,85 15,10 2,81
Gran consumidor
36< T <72,5KV1.479 0,01 8.177 6,45 120,75 1,99 1,48
3,16 46,73 0,77 1,17Gran consumidor
72,5< T <145KV353 0,00 4.003
Gran consumidor
T >145KV388 0,00 11.196 8,83 88,66 1,46 0,79
3,7960.556
16.109
258
1.168
289
0,22 6.954 5,48 229,72
0,00 7.281 5,74 70,57
0,00 6.211 4,90 45,32
0,00 3.816 3,01 29,84
0,75 0,73
1,16 0,97
0,49 0,78
DISTRIBUCION DEL CONSUMO Y FACTURACION ( EN TARIFAS DE ACCESO ) PARA LOS SUMINISTROS DE CLIENTES EN EL MERCADO LIBERALIZADO
CUADRO 3 Mercado liberalizado
3,30
0,06 24.977 19,70 513,40 8,47 2,06
Primer semestre 2009
109
109
3.4.- Información sobre suministros y precios en el mercado
liberalizado. Indices de fidelización y captura de los
comercializadores en el año 2010 (Enero-junio)
Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh %
Iberdrola, S.A. 1.263.773 78,5 13.926 44,1 33.644 2,2 982 3,5 13.575 3,8 438 3,9 1.997 0,8 605 15,3 2.098 5,9 139 6,9 1.315.087 34,9 16.088 21,0
Endesa Energía, S.A. 116.650 7,2 3.439 10,9 1.349.107 88,3 19.641 69,8 48.849 13,7 2.824 25,4 5.093 2,1 105 2,7 6.313 17,8 310 15,4 1.526.012 40,5 26.320 34,3
Gas natural 127.827 7,9 4.377 13,9 125.632 8,2 2.154 7,7 282.689 79,2 5.300 47,7 3.847 1,6 91 2,3 3.477 9,8 134 6,7 543.472 14,4 12.056 15,7
Hidrocantábrico Energía 7.102 0,4 3.090 9,8 5.754 0,4 1.146 4,1 1.772 0,5 652 5,9 225.581 95,0 2.234 56,6 3.857 10,9 182 9,1 244.066 6,5 7.305 9,5
EON 3.110 0,2 387 1,2 2.205 0,1 287 1,0 2.090 0,6 197 1,8 314 0,1 11 0,3 17.558 49,5 401 19,9 25.277 0,7 1.283 1,7
Hispaelec Energía 4 0,0 19 0,1 5 0,0 17 0,1 1 0,0 4 0,0 1 0,0 6 0,1 0 0,0 0 0,0 11 0,0 45 0,1
Naturgas Comercial. S,A. 76.261 4,7 850 2,7 4 0,0 3 0,0 2 0,0 0,3 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 76.267 2,0 853,9 1,1
Fortia 0 0,0 0 0,0 26 0,0 1.949 6,9 14 0,0 855 7,7 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 40 0,0 2804,4 3,7
Atel Energía 0 0,0 0 0,0 245 0,0 483 1,7 54 0,0 109 1,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 299 0,0 591,3 0,8
Céntrica Energía 0 0,0 0 0,0 3.660 0,2 278 1,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 3.660 0,1 277,9 0,4
Otras comercializadoras 15.289 0,9 5.478 17,4 8.204 0,5 1.167 4,1 7.892 2,2 723 6,5 647 0,3 898 22,7 2.137 6,0 844 42,0 34.169 0,9 9110,0 11,9
Total contratación con
comercializadoras 1.610.016 100 31.566 100 1.528.486 100 28.106 100 356.938 100 11.101 100 237.480 100 3.950 100 35.440 100 2.010 100 3.768.360 100,0 76734,1 100,0
Contratación en el POOL 1 0,00 4 0,01 3 0,0 19 0,1 0 0,00 0 0,00 5 0,0 0,01 0,0 0 0 0 0 9 0,0 23 0,0
Total mercado
liberalizado1.610.017 100 31.570 100 1.528.489 100 28.126 100 356.938 100 11.101 100 237.485 100 3.950 100 35.440 100 2.010 100 3.768.369 100 76.757 100
CUADRO 2B . Segmentación de la contratación en el mercado de electricidad liberalizado por Grupos de empresas o empresas de Distribución (1º semestre 2008)
Contratación en el
mercado liberalizado
Grupo empresarial o empresa de distribución
Iberdrola Endesa Unión Fenosa Cantábrico D. E. ON TOTAL
110
110
3.4. - Información sobre suministros y precios en el mercado
liberalizado. Indices de fidelización y captura de los
comercializadores en el año 2010 (Enero-junio)
Endesa Energía, S.A.34,30%
Iberdrola, S.A.20,97%
Gas natural15,71%
Otras comercializadoras11,87%
Cantábrico Energía9,52%
Fortia3,65% Viesgo
1,67%
Naturgas Comercial. S,A.1,11%
Atel Energía0,77%
Céntrica Energía0,36%
Hispaelec Energía0,06%
Cuotas de participación (por energía) de las comercializadoras en el mercado
111
111
3.4. - Información sobre suministros y precios en el mercado
liberalizado. Indices de fidelización y captura de los
comercializadores en el año 2010 (Enero-junio)
Comercializador Otros
del mismo grupo Comercia-
Tipo de consumidor Total % En mercado % que el distribuidor % lizadores %
Domésticos 36.556 32 5.619 15,37 4.813 86 806 14
PYME´s baja 20.376 18 15.416 75,66 10.916 71 4.500 29
Med ten<36KV 33.128 29 32.613 98,45 17.027 52 15.587 48
Alta ten>36KV 23.236 21 23.216 99,91 8.747 38 14.469 62
Total 113.296 100 76.864 67,84 41.502 54 35.362 46
CUADRO 5 Cambio de comercializador. Energía GWh. 1º semestre 2010
Comercializador Otros
del mismo grupo Comercia-
Tipo de consumidor Total % En mercado % que el distribuidor % lizadores %
Domésticos 24.618.700 94,5 2.730.481 11,09 2.285.906 84 444.575 16
PYME´s baja 1.336.977 5,1 947.977 70,90 785.598 83 162.379 17
Med ten<36KV 98.896 0,4 90.902 91,92 66.126 73 24.776 27
Alta ten>36KV 2.210 0,01 2.115 95,70 1.078 51 1.037 49
Total 26.056.783 100 3.771.475 14,47 3.138.708 83 632.767 17
CUADRO 4 Cambio de comercializador. Número de consumidores. 1º semestre 2010
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4.- La información del mercado minorista
Comercializadores y ofertas
SalirInicio Indice
La información en el mercado minorista; Comercializadores
114
La contratación del suministro de último recurso. Comercializadores autorizados
Listado de comercializadores de último recurso, publicado por la CNE
en virtud de la D.T. Primera del RD 485/2009
115
Listado de comercializadores en el libre mercado publicado por la CNE
en virtud de la D.T. Primera del RD 485/2009 – Comercializadores en el mercado liberalizado
La contratación del suministro en el mercado liberalizado. Comercializadores
autorizados
SalirInicio Indice
La información en el mercado minorista
El comparador de ofertas en la CNE
117
Comparador web de ofertas. Front office.
Pantalla 1.
ACCESO AL COMPARADOR
www.comparador.cne.es
ACCESO AL VIDEO DEMOSTRACION
http://www.youtube.com/user/videoscne?feature=mhum
118
Comparador web de ofertas
Pantalla 2.
Introducción de datos del consumidor
(Código postal, potencia eléctrica, consumo anual de gas y/o electricidad)
119
Comparador web de ofertas.
Pantalla 4.
Resultado. Listado de ofertas y tabla comparativa de importe anual estimado.
120
Comparador web de ofertas
Pantalla 5.
Detalle de una oferta (1)
Estimación de factura anual
121
Comparador web de ofertas
Pantalla 6.
Detalle de una oferta (2)
Condiciones generales de la oferta
122
Modelo energético español y estructura de
costes de la electricidad
122
FIN DE LA PRESENTACION, GRACIAS POR SU ATENCION
RAFAEL DURBAN