El documento trata sobre la transición energética en Europa y el cambio climático. Incluye gráficos y tablas sobre los precios de la electricidad en España y otros países de la UE, así como sobre la producción y demanda eléctrica en España en los últimos años. También analiza cómo la regulación eléctrica es fundamental para lograr una transición energética sostenible desde el punto de vista medioambiental y económico.

1. La transición energética en Europa
y el cambio climático
UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID
Fundación Ramón Areces
La reforma eléctrica y la formación de precios en el mercado:
el caso español
INSTITUTO PASCUAL MADOZ DE URBANISMO Y MEDIOAMBIENTE UCIIIM
ECONOMISTAS FRENTE A LA CRISIS
Jorge Fabra Utray

2. Algunas cuestiones previas

3. No hay sostenibilidad
medioambiental sin
sostenibilidad económica

4. Ningún regulador va a dar un
solo paso hacia la transición
energética si ello implica
costes inasumibles para las
familias y las empresas

5. La regulación modela la cultura
de los consumidores y de las
empresas eléctricas, la
comprensión de los problemas y
la gobernanza corporativa

6. Déficit Tarifario en España (M€)
30.000M€ Déficit
acumulado

7. Precios EUROSTAT
Comparación por países EU

8. 0,215
0,090
0,114
0,126
0,133
0,139
0,140
0,143
0,148
0,152
0,154
0,175
0,183
0,191
0,193
0,193
0,198
0,200
0,200
0,227
0,233
0,233
0,234
0,237
0,259
0,261
0,280
0,289
0,317
0,326
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30 0,32 0,34
EU 27
Bulgaria
Netherlands
Latvia
Romania
Estonia
Lithuania
Hungary
Croatia
Poland
Greece
France
Luxembourg
Slovakia
United Kingdom
Slovenia
Italy
Malta
Finland
Sweden
Portugal
Czech Republic
Austria
Belgium
Spain
Cyprus
Norway
Ireland
Germany
Denmark
2013
Segmento RESIDENCIAL
Eurostat: 1.000 kWh < Consumption < 2.500 kWh 20,47%
•In €/kWh
•All taxes and levies
included
ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL
España + 0,018 €/kWh

9. 0,201
0,090
0,130
0,136
0,136
0,136
0,137
0,138
0,146
0,151
0,153
0,157
0,163
0,163
0,166
0,169
0,170
0,177
0,184
0,192
0,205
0,207
0,211
0,219
0,231
0,233
0,235
0,262
0,292
0,297
0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25 0,27 0,29
EU 27
Bulgaria
Romania
Estonia
Croatia
Hungary
Latvia
Lithuania
Poland
Czech Republic
France
Finland
Greece
Slovenia
Luxembourg
Slovakia
Malta
United Kingdom
Norway
Netherlands
Austria
Sweden
Portugal
Belgium
Italy
Spain
Ireland
Cyprus
Germany
Denmark
2013
•In €/kWh
•All taxes and
levies included
Segmento RESIDENCIAL
Eurostat: 2.500 kWh < Consumption < 5.000 kWh 26,1%
ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL
España + 0,018 €/kWh

10. 0,190
0,091
0,096
0,102
0,113
0,114
0,115
0,116
0,127
0,134
0,145
0,145
0,148
0,151
0,151
0,153
0,154
0,164
0,176
0,180
0,185
0,185
0,193
0,195
0,204
0,243
0,246
0,257
0,269
0,290
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24 0,26 0,28
EU 27
Norway
Finland
Bulgaria
Hungary
Romania
Estonia
Netherlands
Croatia
France
Latvia
Lithuania
Sweden
Poland
Austria
Slovenia
United Kingdom
Luxembourg
Belgium
Denmark
Czech Republic
Portugal
Greece
Ireland
Slovakia
Germany
Cyprus
Spain
Italy
Malta
year 2013
Segmento PYMES
Eurostat: Consumption < 20 MWh 35,26%
•In €/kWh
•Excluding VAT and
other recoverable
taxes and levies
ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL
España + 0,015 €/kWh

11. 0,142
0,088
0,089
0,091
0,093
0,102
0,104
0,107
0,110
0,110
0,112
0,115
0,116
0,120
0,124
0,125
0,129
0,131
0,133
0,143
0,144
0,148
0,153
0,159
0,161
0,167
0,167
0,197
0,200
0,226
0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25
EU 27
Sweden
Finland
Bulgaria
Norway
Romania
Estonia
Hungary
Denmark
France
Croatia
Luxembourg
Poland
Slovenia
Latvia
Netherlands
Lithuania
Austria
United Kingdom
Portugal
Belgium
Czech Republic
Slovakia
Greece
Ireland
Spain
Germany
Italy
Malta
Cyprus
year 2013
Segmento PYMES
Eurostat: 20 MWh < Consumption < 500 MWh (17,61% sobre UE)
•In €/kWh
•Excluding VAT and
other recoverable
taxes and levies
ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL
España + 0,015 €/kWh

12. 0,107
0,067
0,068
0,071
0,073
0,073
0,075
0,077
0,079
0,081
0,085
0,085
0,090
0,095
0,096
0,097
0,098
0,099
0,103
0,105
0,107
0,108
0,116
0,116
0,117
0,121
0,128
0,156
0,160
0,192
0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 0,21 0,23 0,25
EU 27
Bulgaria
Sweden
Finland
Romania
Luxembourg
Norway
Poland
France
Croatia
Netherlands
Slovenia
Estonia
Hungary
Czech Republic
Belgium
Austria
Denmark
Portugal
Latvia
Greece
United Kingdom
Lithuania
Ireland
Slovakia
Spain
Germany
Italy
Malta
Cyprus
year 2013
Segmento INDUSTRIAL
Eurostat: 2 GWh < Consumption < 20 GWh (13,08% sobre EU)
•In €/kWh
•Excluding VAT and
other recoverable
taxes and levies
ORDENACIÓN POR PRECIO FINAL
España + 0,015 €/kWh

13. OFERTA Y DEMANADA DE
ELECTRICIDAD
La situación en el
año 2013

14. Balance de energía eléctrica
Hechos destacados en 2013La demanda de electricidad (246,3 TWh)
fue un 2,2% inferior a la del año 2012
 La generación hidroeléctrica (33,9 TWh) fue un 74,5% superior a la del año anterior
 El Régimen Especial (111 TWh) aumentó un 8,6% sobre el año anterior y representó
el 42,6% de la producción neta
 La producción nuclear (56,8 TWh) disminuyó un 7,6% respecto a 2012 y supuso un
22% del total generado
 El carbón (39,7 TWh) registró una bajada del 27,3% respecto a 2012 y representó el
15% del balance de la producción neta
 Los CCGT (25 TWh) registraron un descenso del 35% respecto al año anterior. Su
participación en el balance fue de solo un 10%

15. Crecimiento de la demanda de
electricidad en los últimos años
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
180.000
195.000
210.000
225.000
240.000
255.000
270.000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
Demanda eléctrica peninsular
GWh b.c. crec. %
La demanda peninsular
en b.c. se encuentra por
debajo del nivel de
2005. Desde 2008 solo
2010 ha tenido una tasa
de crecimiento positiva
2013: 246.314 GWh b.c.
con un decrecimiento
del 2,2% sobre 2012
La demanda de electricidad sigue los ciclos
económicos pero también se ve influida por otros
factores como la meteorología y la laboralidad

16. Producción de electricidad
en los últimos años
El Régimen
Especial ha
restado cuota de
mercado a las
empresas del
Régimen
Ordinario
El parque generador se ha expandido considerablemente en
los últimos 10 años, tanto en el Régimen Ordinario como en
el Régimen Especial
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
Producciónsistemaeléctrico peninsular GWh
R.E. R.O.

17. Evolución de la producción de electricidad:
Régimen Especial
0%
3%
5%
8%
10%
13%
15%
18%
20%
23%
25%
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
Producciónen Régimen Especial
GWh b.c. crec. %
2013: 111.054 GWh con
un crecimiento del
8,6% sobre 2012
La producción en R.E.
representó el 42,6% de
la producción total neta
en la península
En 2013 el producible
eólico fue un 11%
superior a la media, lo
que supuso una
producción extra de 5
TWh

18. Evolución de la producción de electricidad:
Régimen Ordinario
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
150.000
165.000
180.000
195.000
210.000
225.000
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
Producciónen Régimen Ordinario
GWh b.a. crec. %
La producción en R.O. se
encuentra por debajo de la
del año 1999; desde
entonces el parque se ha
incrementado en más de
20.000 MW (+47%)
2013: 149.282 GWh
(neto) con un
decrecimiento del 10,7%
sobre 2012
En 2013 el producible
hidroeléctrico fue un 17%
superior a la media, lo que
supuso una producción extra
de 5 TWh

19. La regulación eléctrica es pieza fundamental
de la transición energética
El Sector Eléctrico funciona como un sistema integrado
en el más estricto de los sentidos, tanto desde una
perspectiva técnica y física como desde una perspectiva
económica y retributiva.
Si la regulación es inadecuada aparecen tensiones
internas entre los diferentes elementos que lo integran:
infraestructuras de transporte y distribución, centrales
de generación con tecnologías y costes muy diversos,
sujetos que prestan servicios en las diversas fases del
suministro…

20. La regulación eléctrica
• Determina la sostenibilidad económica del sistema eléctrico y,
por tanto, condiciona el que la política de inversión en energías
renovables y en la electrificación del resto de sectores emisores
sea posible.
• Determina si la competencia entre tecnologías internaliza o no
las externalidades (negativas y positivas) que unas y otras
generan. La competencia es desleal si se articula a través de una
regulación que no las tenga en cuenta.
• Es, por tanto, fundamental comprender cómo opera la regulación
vigente para poder identificar una regulación que haga posible e
impulse la transición energética.
20

21. CARBÓN
CCGT
IMPORTACIONES
IMPORTACIONES
Cantidad MWh
Precio
Coste Marginal del
Sistema
En el Mercado de Electricidad
Curva de Demanda de electricidad
Demanda
servida
Precio de
mercado
HIDRAÚLICARenovables
Curva de costes
variables
NUCLEAR
Margen de
explotación
CCGT
el precio lo determina la oferta de mayor coste correspondiente
a la última central que es acoplada a la red
Obsérvese que el margen es diferente
para cada tecnología

22. COSTESFIJOS
Coste
Fijo
Coste Fijo
CCGT
IMPORTACIONES
Cantidad MWh
Precio,
Coste
Marginal
Coste Marginal del
Sistema
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
HIDRAÚLICARenovables
Curva de costes
variables
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
CARBON
IMPORTACIONES
¿Pero cuáles son los costes medios de cada
tecnología?
Estos son los costes variables
SON ESTOS

23. CosteFijo
Costefijo
Coste Fijo
CCGT
IMPORTACIONES
Cantidad MWh
Precio,
Coste
Marginal
Coste Marginal del
Sistema
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Renovables
Curva de costes
variables
Costes Fijos
BENEFICIOS
MUY ELEVADOS
CARBON
Costes fijos
CostesfijosCostes
IMPORTACIONESHIDRAÚLICA NUCLEAR
Costes
fijos
¿Cuáles son las consecuencias retributivas
para las diferentes tecnologías?
SON ESTAS
Y ESTAS

24. CosteFijo
COSTESFIJOS
Costes
fijos
Costesfijos
Coste Fijo
Costes
fijos
CCGT
IMPORTACIONES
Cantidad
Precio,
Coste
Marginal
Coste Marginal del
Sistema
¿QUÉ PAGAN LOS CONSUMIDORES?
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de costes
variables
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
COSTE PARA EL
CONSUMIDOR
BENEFICIOS
MUY ALTOS
CARBÓN
IMPORTACIONES
HIDRAÚLICARenovables
Los costes medios altos
y los beneficios que generan los costes medios bajos

25. CosteFijo
COSTESFIJOS
Coste Fijo
CCGT
IMPORTACIONES
Cantidad MWh
Precio,
Coste
Marginal
Coste Marginal del
Sistema
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de oferta
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
COSTE REAL
DEL MIX
ENERGÉTICO
CARBON
IMPORTACIONES
HIDRAÚLICARenovables
El coste del MIX de generación es inferior
al coste que pagan los consumidores
ES ESTE ES EL
COSTE DEL MIX

26. CosteFijo
COSTESFIJOS
CostesFijos
Coste Fijo
Costes
Fijos
CCGT
IMPORTACIONES Cantidad MWh
Precio
Coste Marginal del
Sistema
El coste para los consumidores es
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de
costes variables
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
COSTE PARA EL
CONSUMIDOR
CARBON
IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables
WindFall
Profits
Costes
Fijos
COSTE REAL DEL MIX
ENERGÉTICO
y de beneficios muy altos
la envolvente de los costes medios altos

27. Sobre-retribución de nucleares e
hidroeléctricas
Tecnología
Energía
Producible
media
(GWh)
Retribució
n media
(€/MWh)
Coste
variable
(€/MWh)
Beneficios
Regulatori
os (mill. €)
Total Beneficios
Regulatorios (mill €)
Hidroeléctrica 30.007 66 11
1.670
3.361
Nuclear 59.888 50 22
1.692
Hidroeléctrica 59
1.452
2.830
Nuclear 45
1.377
Hidroeléctrica 53
1.257
2.335
Nuclear 40
1.078
* Para hidroeléctrica corresponde al producible medio 1920-2009 (Datos REE).
* Para nuclear corresponde a la producción media 2000-2009 (Datos CNE).
** Valores medios para el período 2005-2009.
** Retribución hidroeléctrica igual a 1,31 veces la retribución nuclear.

28. LA REGULACIÓN DEL MERCADO
ES MUY INEFICIENTE

29. En España
pero….

30. TAMBIÉN EN EUROPA

31. Hagamos la prueba

32. CCGTCarbónNuclear
Demanda
Precio de mercado
Cantidad
Precio
Coste
Marginal
Demanda
servida
Coste Marginal del
Sistema
Margen
operativo
CCGT
.
2
Precio de mercado con
bombeo, export. y CO2
Incremento del Margen operativo
H FImpRE
Precios de oferta
Precios de oferta con CO2
Demanda con bombeo
+ exportaciones
Demanda
con bombeo
Demanda
servida
con bombeo
Demanda
servida
con bombeo +
exportac.
Incremento del Margen operativo
Incremento del Margen operativoPrecio de mercado con
bombeo
Precio de mercado con
bombeo y exportac.
Impacto en el precio de la demanda con bombeo
Impacto en el precio de la demanda con bombeo y exportaciones
Impacto en el precio de la demanda
por bombeo, exportaciones y derechos de emisión

33. Año 2008
Incremento de los beneficios
de las centrales inframarginales
Debido al Bombeo Puro: 138 M €
Debido a las Exportaciones 1.079 M €
Debido a los Derechos de Emisión 1.192 M €
TOTAL año 2008
2.409 M €

34. ESTAS SON LAS RAZONES POR LAS CUALES
LAS GRANDES EMPRESAS ELECTRICAS
INCUMBENTES EUROPEAS
ESTAN TAN INTERESADAS EN MERCADOS
NACIONALES Y EN UN MERCADO INTERIOR
EUROPEO TAL Y COMO HOY ESTÁN
REGULADOS

35. CONCLUSIÓN
LOS WINDFALL PROFITS O BENEFICIOS INESPERADOS
PERCIBIDOS POR LAS TECNOLOGÍAS
NUCLEAR E HIDROELÉCTRICA
SON PARTE DE LA EXPLICACIÓN FUNDAMENTAL DEL
DÉFICIT TARIFARIO
Y DE LOS
ALTOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD
Se trata del caso más claro y extremo de una
PRIVATIZACIÓN DE BENEFICIOS
que el mercado no puede legitimar
36

36. ANTE ESTA SITUACIÓN LA
REFORMA ELÉCTRICA DEL
GOBIERNO ES LA
SIGUIENTE:
37

37. Costes
Costes
Pérdida del
valor de las
inversiones
CosteFijoCostesFijos
Coste Fijo
Costes
Fijos
CCGT
IMPORTACIONES Cantidad MWh
Precio
Coste
Marginal del
Sistema
RECORTA LA RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de
costes variables
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
COSTE PARA EL
CONSUMIDOR
CARBON
IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables
WindFall
Profits
COSTE REAL DEL MIX
ENERGÉTICO
y mantiene los altos beneficios
de hidroeléctricas y nucleares
Costes
fijos
LA REFORMA
RECORTA
POR AQUÍ
fijos

38. LA REFORMA CONSOLIDA
UNA
PRIVATIZACIÓN ILEGÍTIMA
DE LOS BENEFICIOS NUCLEARES E HIDROELÉCTRICOS
ROMPE
LA CONFIANZA LEGÍTIMA DE INVERSORES Y CONSUMIDORES
EN LAS NORMAS DEL ESTADO
DESTRUYE LA SEGURIDAD JURÍDICA
AUMENTA EL RIESGO PAÍS
Y PARALIZA O ENCARECE LAS INVERSIONES QUE NECESITA
UN MODELO ENERGÉTICO ECONÓMICA Y
MEDIOANBIENTALMENTE SOSTENIBLE 39

39. PERO EXISTEN ALTERNATIVAS
1-RESTAURAR EL REGIMEN RETRIBUTIVO PARA TODAS LAS INVERSIONES REALIZADAS
DE ACUERDO CON EL MARCO REGULATORIO BAJO EL QUE FUERON DECIDIDAS Y REALIZADAS.
Ésta medida acabará con los altos beneficios de nucleares e hidroeléctricas y derogará las normas
retroactivas que afectan a las tecnologías renovables
2- MANTENER EL MERCADO SPOT DE LA ELECTRICIDAD. El mercado spot optimiza la utilización de los recursos
energéticos primarios y genera competitividad en los mercados de abastecimiento de combustibles fósiles.
3-LAS INVERSIONES EXISTENTES SERÍAN RETRIBUIDAS POR DIFERENCIAS ENTRE LA RETRIBUCIÓN DE SU
ESPECÍFICO MARCO RETRIBUTIVO Y LOS PRECIOS DEL MERCADO. Esta medida permitirá que los costes de la
1ª generación renovable y los pagos por capacidad que cobran las centrales térmicas sean compensados con
el ajuste de los beneficios injustificables de nucleares e hidroeléctricas
4- CREAR UN MERCADO DE SUBASTAS POR TECNOLOGÍA PARA LAS NUEVAS INVERSIONES QUE DETERMINE DE
MANERA COMPETITIVA SU RÉGIMEN RETRIBUTIVO. Esta medida permitirá que el mercado revele los costes
medios de las inversiones futuras y su evolución en el tiempo.
40

40. CosteFijo
COSTESFIJOS
Coste Fijo
CCGT
IMPORTACIONES
Cantidad MWh
Precio
Coste Marginal del
Sistema
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de costes
variables
Costes fijos
Costes Fijos
NUCLEAR
COSTE REAL
DEL MIX
ENERGÉTICO
CARBON
IMPORTACIONESHIDRAÚLICARenovables
COBROS
del sistema
PAGOS
al Sistema
Los consumidores pagarían
el coste real del Mix Energético existente

41. COSTESFIJOS
Cantidad MWh
Coste Medio
Un mercado para las nuevas inversiones
Las subastas por tecnología podrían capturar la fuerte curva de aprendizaje
que presentan las tecnologías renovables
Renovables
COSTES
FIJOS
Renovables
COSTES
FIJOS
Renovables
COSTES
FIJOS
Renovables
COSTE
S
FIJOS
Renovables Renovables
Precio de
mercado del
mercado spot
Pagos
del Sistema
Pagos
al Sistema
Preciosestablecidosenlassubastas

42. COSTESFIJOS
Coste Fijo
CCGT
Cantidad MWh
Precio
Coste Marginal del
Sistema
El coste de la electricidad en 2030
Curva de Demanda
Demanda
servida
Precio de
mercado
Curva de
costes variables
COSTE REAL DEL
MIX ENERGÉTICO
PAGADO POR LOS
CONSUMIDORES
CARBON
Pagos
del Sistema
Pagos
al Sistema
COSTESFIJOS
COSTESFIJOS
COSTES
FIJOS
COSTES
FIJOS
Costes fijos
IMPORTACIONES
Renovables Renovables Renovables Renovables Renovables HIDRAÚLICA
En los próximos años el coste real del Mix Energético iría descendiendo
con la curva de aprendizaje de las tecnologías renovables que además sustituirán
a las viejas centrales nucleares

43. EL CAMBIO CLIMÁTICO Y LA COMPETITIVIDAD
La electricidad es el principal vector energético
que puede permitir el aprovechamiento masivo
de recursos autóctonos renovables, cuestión no sólo
clave para la gestión del CAMBIO CLIMÁTICO
sino también para alcanzar, en el medio plazo, la mayor
contribución a la COMPETITIVIDAD de nuestra
economía que pueda imaginarse
44

44. Externalidades de las energías renovables
1- Independencia energética: seguridad de abastecimiento
2- Tecnología e Innovación
3- Creación de tejido industrial, empresas y empleo
4- Mejora de nuestra Balanza de Pagos
5- Preservación de recursos naturales de alto valor económico
6- Contención de la contaminación medioambiental
7- AUMENTO DE LA COMPETITIVIDAD DE LA ECONOMÍA
45

45. No habrá sostenibilidad
económica sin
sostenibilidad
medioambiental

46. LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO
ES INEXCUSABLE
Tan profunda tendrá que ser
que la regulación del Sector Eléctrico
deberá partir desde cero
Si queremos seguir el camino de
LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA
47

47. La transición energética en Europa y el
cambio climático
UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID
Fundación Ramón Areces
La reforma eléctrica y la formación de precios en el mercado:
el caso español
INSTITUTO PASCUAL MADOZ DE URBANISMO Y MEDIOAMBIENTE UCIIIM
ECONOMISTAS FRENTE A LA CRISIS
Jorge Fabra Utray