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Informe eléctrico
Memoria de actividades
Memoria estadística
Eléctricity report
Activities review
Statistical report
©
c/
teléfono:
fax:
e-mail:
http:
Depósito Legal:
Diseño:
Imprime:
2010 UNESA
Asociación Española de la Industria Eléctrica UNESA
Francisco Gervás 3, 28020 Madrid
915674800
915674987
[email protected]
//www.unesa.es
M-27019-2010
Jorge Castiñeira
Gráficas MARCAR, SA
Ulises 95 28043 Madrid
ÍNDICE / INDEX
UNESA 2009
CARTA DEL PRESIDENTE
007
LETTER FROM THE PRESIDENT
INTRODUCCIÓN
0012
INTRODUCTION
JUNTA DIRECTIVA Y ORGANIZACIÓN
013
THE GENERAL ASSEMBLY AND ORGANISATION
COMITÉS
014
COMMITEES
INFORME ELÉCTRICO / ELECTRICITY REPORT
016
EL MARCO DE REFERENCIA: ECONOMÍA, RECURSOS, POLÍTICAS ENERGÉTICAS
019
THE REFERENCE FRAMEWORK ECONOMY, RESOURCES, ENERGY POLICIES
GENERACIÓN ELÉCTRICA
047
ELECTRICTY GENERATION
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD
081
TRANSMISSION AND DISTRIBUTION POWER LINES
REGULACIÓN SECTORIAL Y LA TARIFA ELÉCTRICA
097
SECTOR REGULATION AND ELECTRICTY TARIFF
ECONOMÍA Y FINANZAS
127
ECONOMY AND FINANCES
MEMORIA DE ACTIVIDADES / ACTIVITIES REVIEW
190
INTRODUCCIÓN
193
INTRODUCTION
REGULACIÓN
199
REGULATION
209
RECURSOS ENERGÉTICOS, MEDIO AMBIENTE Y PLANIFICACIÓN INDICATIVA
221
ENERGY RESOURCES, ENVIRONMENT AND INDICATIVE PLANNING
NUCLEAR
239
NUCLEAR
NORMALIZACIÓN E INVESTIGACIÓN
249
STANDARDISATION AND RESEARCH
ASESORÍA JURÍDICA
257
LEGAL ADVISE
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A S O C I A C I Ó N
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RELACIONES LABORALES, RECURSOS HUMANOS Y RESPONSABILIDAD SOCIAL
261
LABOUR RELATIONS, HUMAN RESOURCES AND SOCIAL RESPONSIBILITY
PREVENCIÓN DE RIESGOS LABORALES: MEDICINA Y SEGURIDAD EN EL TRABAJO
265
OCCUPATIONAL RISKS PREVENTION: MEDICINE AND SAFETY
DOCUMENTACIÓN, PUBLICACIONES Y COMUNICACIÓN
275
DOCUMENTS, PUBLICATIONS AND COMMUNICATION
SEMINARIOS Y JORNADAS
285
SEMINARS AND CONFERENCES
PARTICIPACIÓN EN FOROS PÚBLICOS
289
PARTICIPATION IN PUBLIC FORA
MEMORIA ESTADÍSTICA / STATISTIC REPORT
296
POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. TOTAL DE ESPAÑA
300
INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER. TOTAL FOR SPAIN
POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO
301
INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER
POTENCIA INSTALADA DEL RÉGIMEN ORDINARIO A 31 DE DICIEMBRE
302
INSTALLED CAPACITY OF THE ORDINARY REGIME AT 31 DECEMBER
PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
303
ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. RÉGIMEN ORDINARIO
304
ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. ORDINARY REGIME
BALANCE ELÉCTRICO DEL RÉGIMEN ORDINARIO
305
ORDINARY REGIME ELECTRICITY BALANCE
PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN 2008. RÉGIMEN ORDINARIO
306
MONTHLY PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY IN 2008. ORDINARY REGIME
POTENCIA Y PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA POR TIPO DE CENTRALES Y COMBUSTIBLE UTILIZADO. RÉGIMEN ORDINARIO
307
THERMOELECTRIC CAPACITY AND PRODUCTION/BY TYPE OF PLANT AND FUEL USED. ORDINARY REGIME
CONSUMO NETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
311
NET CONSUMPTION OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
312
INTERNATIONAL EXCHANGES OF ELECTRICAL ENERGY
LONGITUD DE LOS CIRCUITOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
316
DE MAS DE 110 KV A 31 DE DICIEMBRE. TOTAL DE ESPAÑA
LENGTH OF THE CIRCUITS OF THE LINES OF TRANSPORT AND DISTRIBUTION OF ELECTRICAL ENERGY
OF OVER 110 KV AT 31 DECEMBER. TOTAL FOR SPAIN
EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EMBALSADA A FIN DE MES
316
ENERGY STORED IN RESERVOIRS AT MONTH END
BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
317
BALANCE OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
RATIOS ECONÓMICOS MÁS SIGNIFICATIVOS (1999-2009) UNESA
318
KEY ECONOMIC RATIOS (1999-2009) UNESA
DATOS REPRESENTATIVOS DE LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS NACIONALES (1999-2009). UNESA
319
REPRESENTATIVE DATA FOR DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITIES (1999-2009). UNESA
EVOLUCIÓN DEL ENDEUDAMIENTO FINANCIERO (1999-2009). UNESA)
320
FINANCIAL DEBT (1999-2009). UNESA
INFORMACIÓN POR ACTIVIDADES
320
INFORMATION BY ACTIVITY
CLASIFICACIÓN DE LAS TREINTA EMPRESAS ENERGÉTICAS EUROPEAS MÁS IMPORTANTES EN 2008
322
CLASSIFICATION OF THE THIRTY TOP EUROPEAN ENERGY COMPANIES IN 2008
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C A R TA D E L P R E S I D E N T E / L E T T E R F R O M T H E C H A I R M A N
La crisis económica que estalló en 2008 y se acentuó en
la primera mitad de 2009 ha afectado de forma
importante el desarrollo del sector eléctrico durante el
pasado ejercicio. Las medidas que tomaron las autoridades
económicas de la mayoría de los países evitaron tanto el
colapso de los mercados financieros como un retroceso
todavía más profundo de la actividad económica. Estas
medidas empezaron a tener su reflejo en la segunda mitad
de 2009, donde ya se detectaron visos de cierta
recuperación en algunos países de nuestro entorno. La
economía española experimentó un ajuste muy severo,
agravado por la prolongada inestabilidad de los mercados
financieros internacionales y el endurecimiento de las
condiciones de financiación del sector privado.
En un entorno económico-financiero como el descrito, es
lógico que el Sector eléctrico haya experimentado en 2009
una brusca disminución del consumo eléctrico, el 4,4%
respecto al registrado en 2008. Se trata del mayor
descenso en los últimos 50 años, período en el que
solamente hubo otros dos años, 1993 y 2008, en los que
también disminuyó la demanda pero con unos valores
mucho más reducidos. Aunque los esfuerzos en el ámbito
de la eficiencia energética pueden haberse notado, es
indudable que el descenso de la actividad económica
justifica en gran medida la caída de este consumo.
Por otra parte, hay que señalar el buen comportamiento
que en 2009 han tenido las infraestructuras energéticas, a
pesar de que al ir aumentando el peso de las energías
renovables, fundamentalmente la eólica y la solar, se va
incrementando la dificultad de su integración a la red,
dado el carácter intermitente de estas energías. Asimismo,
es de destacar las importantes modificaciones de la
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The financial crisis which began in 2008 and intensified in
2009 had a significant impact on the electricity sector last
year. The measures taken by the financial authorities in the
majority of countries averted both the collapse of the
financial markets and an even more serious decline in
economic activity. These measures began to bear fruit in
the second half of 2009, when signs of recovery were seen
in certain countries. The Spanish economy was severely
affected, and this impact was compounded by the
prolonged instability of the global financial markets and
the tightening of financing conditions within the private
sector.
Faced with such a negative economic and financial climate,
it is only logical that electricity consumption fell sharply in
2009, dropping by 4.4% compared to the prior year. This
was the largest slump in the past 50 years; in fact, over
this period there were only two years with decreases
(1993 and 2008), and on both occasions the fall was
much smaller. Efforts have been made in the field of energy
efficiency, but there is no doubt that the drop in economic
activity has been the main contributing factor to the
above-mentioned decline.
Energy infrastructures performed particularly well in 2009,
despite the fact that with more and more renewable
energies (mainly wind and solar), it is increasingly difficult
to integrate these intermittent power facilities in the
network. Significant regulatory changes during the year are
also of note.
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normativa regulatoria que se han promulgado a lo largo de
este ejercicio.
En el año 2009 se ha culminado el proceso de liberación
del mercado de energía eléctrica, siguiendo con la
adaptación de la normativa del Sector eléctrico español a
la legislación comunitaria. Cabe resaltar la publicación del
Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se
adoptan importantes medidas en el Sector energético y la
desaparición de las tarifas integrales de baja tensión el 1
de julio de 2009 que, con la supresión ya realizada de las
tarifas de alta tensión (julio 2008), ha supuesto un cambio
muy importante en el modelo tarifario del Sector eléctrico
de nuestro país. Además, el suministro eléctrico a tarifa ha
dejado de formar parte de la actividad de distribución, ya
que ha pasado a ser ejercido en su totalidad por las
empresas comercializadoras.
Entre las medidas adoptadas en este Real Decreto puede
señalarse también el establecimiento de límites para acotar
el incremento del déficit tarifario, adoptando un mecanismo
de financiación del déficit tarifario hasta el 1 de enero de
2013, fecha a partir de la cual los peajes de acceso
deberán satisfacer la totalidad de los costes de las
actividades reguladas, sin que puedan aparecer los déficits
“ex-ante”. Se recoge, asimismo, una regulación del déficit
tarifario en base al cual se podrán ceder los
correspondientes derechos de cobro a un Fondo de
Titulización del Déficit del Sector eléctrico. Posteriormente,
en abril de 2010, el Gobierno ha aprobado un segundo
Real Decreto que establece el precio y las condiciones de
cesión de los derechos de cobro generados a este fondo,
hasta un montante de 10.000 millones de euros. Esto
permite resolver un problema estructural del sector que
lastraba la capacidad financiera de las empresas y la
formación de precios en el mercado.
Asimismo, el Gobierno en base al Real Decreto
485/2009 de 3 de abril, ha establecido las Tarifas de
Ultimo Recurso (TUR) en todo el territorio nacional,
creándose una nueva figura –los comercializadores de
último recurso– para asegurar la obligación del suministro
a los consumidores que se acojan a estas tarifas. Se
establecen además mecanismos adicionales de protección
para colectivos vulnerables, por lo que se ha puesto en
marcha un “bono social” para consumidores acogidos a
esta tarifa y que cumplan con determinadas características
sociales y de poder adquisitivo. La financiación de este
bono es compartida por las empresas propietarias de
instalaciones de generación de electricidad.
Finalmente, en el ámbito legislativo, cabe señalar que
durante el año 2009 se ha dispuesto por el Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio, la creación y puesta en
funcionamiento de la Oficina de Defensa del Consumidor
para asesorar y resolver las controversias que puedan
surgir entre consumidor y cualquier operador en ergético,
así como la regulación de la Oficina de Cambio de
Suministrador.
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The electricity market deregulation process culminated in
2009, with continuing adaptation of Spanish electricity
sector legislation to bring it into line with EU regulations.
Particularly noteworthy was the publication of Royal Decree
6 of 30 April 2009, adopting important measures within
the energy sector and suppressing integral low-voltage
tariffs as of 1 July 2009. Along with the suppression of
high-voltage tariffs in July 2008, this has led to a
significant change to the tariff structure within the Spanish
electricity sector. Tariff-based electricity supply no longer
forms part of distribution activity, and is now entirely
carried out by sellers.
The measures adopted by the aforementioned Royal Decree
include setting limits to curb the increase in tariff deficits,
adopting a mechanism to finance the tariff deficit until
1 January 2013. After that date, access tolls must be
sufficient to cover all regulated activity costs, with no ex
ante deficits. The Decree also includes a tariff deficit
regulation whereby the corresponding collection rights can
be transferred to an electricity sector deficit securitisation
fund. Subsequently, in April 2010 the government
approved a second Royal Decree establishing the pricing
and conditions for transfer of the collection rights to this
fund, up to a maximum of Euros 10,000 million. This will
resolve a structural problem facing the sector, which had
put a burden on the financial capacity of electricity
companies and the formation of market prices.
Based on Royal Decree 485 of 3 April 2009, the Spanish
government has also established a last resort tariff (LRT)
for the entire country. This has led to the creation of a new
player –the last resort supplier– to ensure the power supply
to consumers on these tariffs. Additional mechanisms have
also been introduced to protect vulnerable members of
society, with the creation of a “social tariff” for consumers
who meet certain social and purchasing power criteria.
Financing of this tariff is shared between companies that
own electricity generation facilities.
Finally, in the legislative area, in 2009 the Ministry of
Industry, Tourism and Trade created the energy
ombudsman. This ombudsman provides advisory services
and resolves any conflicts that may arise between
consumers and energy operators, as well as regulating the
Oficina de Cambio de Suministrador (office for changing
energy supplier).
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Si se analiza el ejercicio 2009 puede verse que las
empresas integradas de UNESA han invertido en activos
eléctricos en territorio nacional 5.630 millones de euros,
cifra inferior a la realizada en el ejercicio precedente. Ello es
debido principalmente a la bajada de la demanda eléctrica,
ya que retrasa, lógicamente, las inversiones en nuevos
equipos de generación; por el contrario las inversiones
destinadas a la mejora y ampliación de líneas de
distribución han sido de 2.780 millones de euros,
superiores a las del año 2008. La dimensión del esfuerzo
realizado queda reflejado si se tiene en cuenta que la
inversión total realizada supone el 61% de los flujos de
caja generados por la actividad eléctrica nacional. Para
acometer este proceso inversor, las empresas integradas en
UNESA han tenido que recurrir al incremento de su deuda
financiera en casi 4.000 millones de euros.
Respecto a la producción de energía eléctrica en España
en el año 2009, ésta ha sido de 300.571 millones de kWh,
lo que supone una bajada de un 5,3% respecto a la del
año precedente. Asimismo el saldo exportador ha
alcanzado los 8.104 millones de kWh, cifra inferior en un
26,5% a la del año anterior.
Por tipos de energía, cabe destacar el aumento de
producción de las energías renovables, las cuales están
ganando peso en el mix energético. Durante el año 2009,
estas energías cubrieron un 26,8% de la demanda, frente
al 24% de 2008. Además del aumento de la producción
hidroeléctrica (10,7%), el mayor crecimiento lo registraron
la eólica y la solar, cuyas aportaciones a la demanda se
han elevado al 13% y al 2,5% respectivamente (frente al
11% y el 1% del 2008). En sentido contrario se situaron
los grupos de carbón, que redujeron su producción en un
23,5%, cubriendo el 13,1% de la demanda, lo que supone
que, por primera vez en la historia, la energía eólica
supere al carbón en la cobertura de la demanda.
Asimismo, el gas natural y la energía nuclear descendieron
también respecto a las cifras del 2008, el 8,7% y el 10,5%
respectivamente.
En un país como España, con escasísimos recursos de
hidrocarburos y limitados recursos de carbón explotables
económicamente, las energías renovables son una buena
fuente alternativa autóctona que además generan menos
emisiones de CO2. Pero éstas energías no están disponibles
siempre ya que dependen de la climatología, y además
tienen un alto coste actual, por lo que su desarrollo se
mantiene a través de primas que aporta el consumidor
eléctrico. Estas subvenciones alcanzaron el año pasado
unos 4.700 millones de euros, por lo que su inclusión en los
costes de la tarifa eléctrica dificulta la competencia en el
sector y el buen funcionamiento del mercado libre.
Las emisiones de CO2, del sistema eléctrico
disminuyeron en torno al 17% debido en gran parte al
menor consumo y, además, al aumento de la aportación de
las energías renovables a la cobertura de la demanda
eléctrica.
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In 2009 UNESA companies invested Euros 5,630 million in
electricity assets within Spain, down on the prior year’s
investment. This was mainly due to the drop in electricity
demand which, logically, delayed investment in new
generation equipment. Investment in expanding and
improving distribution lines, however, totalled Euros 2,780
million, exceeding the 2008 figure. The depth of
investment is shown by the fact that total investment
accounts for 61% of the cash flow generated by domestic
electricity activity. UNESA companies have had to increase
their financial debt by almost Euros 4,000 million to cover
this investment.
Electricity generation in Spain totalled 300,571 million
kWh in 2009, a drop of 5.3% compared to 2008. The
export balance totalled 8,104 million kWh, which was
down 26.5% compared to the prior year.
In terms of energy types, the increase in renewable energy
generation is of note, gaining ground within the energy
mix. In 2009 these energies covered 26.8% of total
demand, compared to 24% in 2008. In addition to the
increase in hydropower generation (10.7%), the most
significant growth was in wind and solar energy, which met
13% and 2.5%, , of demand, respectively (compared to
11% and 1% in 2008). Coal facilities moved to the other
end of the spectrum, with generation dropping by 23.5%
(covering 13.1% of demand). As a result, for the first time
in history more demand was met by wind energy than by
coal. Natural gas and nuclear energy also decreased
compared to 2008, down 8.7% and 10.5%, respectively.
In a country like Spain, where hydrocarbon resource
availability is extremely low and coal resources that can be
economically exploited are limited, renewable energies are
a good alternative local source, as well as generating lower
CO2 emissions. Nevertheless, these energies are not
constantly available, as climate plays a role. They are also
extremely expensive at present, and therefore currently
developed through premiums contributed by electricity
consumers. These subsidies totalled approximately Euros
4,700 million in 2009, and their inclusion in electricity
sector tariffs therefore restricts competition within the
sector and the functioning of the deregulated market.
During the year CO2 emissions from the electricity sector
dropped by approximately 17%, largely due to the decrease
in consumption, as well as the higher coverage of electricity
demand by renewable energies.
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En 2009 se ha seguido avanzando, un año más, en el
Mercado Ibérico de la Electricidad y en la construcción de
nuevas interconexiones entre los dos países, España y
Portugal, para evitar que durante las congestiones el
mercado no tenga que separarse en dos, “Market spliting”,
con precios diferentes en cada nación. Asimismo, es preciso
seguir avanzando en la armonización de la regulación en
los dos países, en asuntos tan importantes como las tarifas
eléctricas, la garantía de potencia, la telemedida y la
transparencia de información, entre otros.
En la actualidad hay un debate abierto en España sobre
el modelo de desarrollo energético para los próximos años.
Creemos que el mismo debe abordarse con el máximo
consenso de las fuerzas políticas y de los agentes sociales,
y que con él se puedan garantizar un abastecimiento
energético seguro, competitivo y sostenible, así como
cumplir con los compromisos fijados por la Unión Europea.
Estos compromisos, establecidos en el paquete normativo
sobre cambio climático y energías renovables, exigen
alcanzar en 2020 una reducción del 20%, de las emisiones
respecto a los niveles de 1990, una cuota renovable sobre
el consumo energético final del 20% y una mejora del 20%
en eficiencia energética.
El esfuerzo inversor necesario para el cumplimiento de
estos objetivos supone una excelente oportunidad para
impulsar la industria nacional y, consiguientemente, la
reactivación económica y la creación de empleo. Ante los
cambios estructurales que requiere nuestro modelo
económico, el Sector eléctrico debe convertirse en España
en uno de los motores de la recuperación, como lo ha sido
históricamente en períodos de desaceleración: hace
inversiones en el ámbito nacional del orden de 6.000
millones de euros anuales, da empleo directo e indirecto a
cientos de miles de personas, y es uno de los sectores con
mayores inversores en I+D+i, con más de 150 millones de
euros cada año. En este punto cabe señalar los esfuerzos
que están haciendo el Gobierno, las empresas del
automóvil y las empresas eléctricas para acelerar la
implantación del coche eléctrico en España que permitirá,
además de mejorar los efectos medioambientales en el
Sector del transporte, aumentar la eficiencia del Sector
eléctrico al incrementar el consumo durante la noche.
Asimismo, quiero señalar que el crecimiento exponencial
habido en nuestro país del parque renovable, y en tan
corto período de tiempo, ha supuesto un notable impacto
en el sistema eléctrico, derivado de la naturaleza
intermitente de esas fuentes de energía. Por un lado, se
necesitan inversiones adicionales en las redes de transporte
y distribución para garantizar que el sistema no se sature
cuanto estas tecnologías entran masivamente y de forma
imprevista. Por otro, cuando se produce una caída brusca
de la producción renovable es necesario contar con una
energía de respaldo inmediata, papel que cumplen
principalmente las centrales hidráulicas y las de gas. Por
ello, éstas últimas han cambiado de forma significativa su
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Work continued on the Iberian electricity market in 2009,
as well as construction of new interconnections between
Spain and Portugal, ensuring that market splitting (the
separation of the market into two, with different prices in
each country) does not occur during periods of market
congestion. Work should also continue on harmonising
regulatory issues between the two countries, focusing on
important areas such as electricity tariffs, capacity
guarantee, remote readings and information transparency.
Debate in Spain is currently focused on the energy
development model to be followed over the coming years.
We consider that this model should have the full consensus
of politicians and the various social institutions, thereby
guaranteeing a safe, competitive and sustainable energy
supply, as well as complying with the commitments set by
the European Union. These commitments, which were set
forth in the regulatory package on climate change and
renewable energies, require that emissions be reduced by
20% compared to 1990 figures, renewable energies
account for 20% of total final energy consumption and
energy efficiency improve by 20%, all by 2020.
The investment required to meet these targets represents
an excellent opportunity to encourage domestic industry
and, subsequently, economic recovery and job creation.
Faced with the structural changes that need to be made to
our economic model, the electricity sector in Spain will have
to become one of the main drivers for recovery, as has
traditionally been the case during previous economic
downturns: domestic investment of approximately Euros
6,000 million is made every year, the sector provides direct
and indirect employment for hundreds of thousands of
people, and it is one of the areas that invests most in
R&D&i, over Euros 150 million each year. Of particular
note in this regard are the efforts being made by the
government, automobile companies and electricity
companies to accelerate the implementation of electric
vehicles in Spain. In addition to improving the
environmental impact of the transport sector, this move will
also boost the efficiency of the electricity sector, with more
night-time consumption.
I would also like to underscore that the exponential growth
seen in renewable facilities in Spain in such a short period
of time has had a notable impact on the electricity system,
due to the intermittent nature of these energy sources.
Additional investment needs to be made in the
transmission and distribution networks to ensure that the
system is not overloaded when these technologies are
introduced en masse and with no advance warning.
Furthermore, when there is a sharp drop in renewable
generation, an immediate back-up energy source is
required, and hydropower and gas plants are the main
facilities that cover this need. These plants have therefore
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función en la cobertura de la curva de carga, y se hace
necesario garantizar la recuperación de todos los costes
que se generan para que estas centrales estén disponibles
en el momento preciso.
Hay que destacar también la necesidad de agilizar los
procesos administrativos de autorización y ejecución de las
infraestructuras eléctricas, cuyo tiempo medio de
tramitación es cada vez más largo. Además, se debería
incentivar más la actividad de distribución para poder
aumentar la calidad del servicio hasta los niveles de los
países más avanzados.
Aunque haya bajado el consumo en 2009, el aumento
de la demanda eléctrica continuará como consecuencia de
una mayor actividad económica y de un mayor grado de
electrificación en los Sectores doméstico y del transporte,
lo que hará necesario la instalación de nueva capacidad
de generación convencional y renovable. Se deberán, por
tanto, mantener las centrales nucleares existentes con
plenas garantías de seguridad –por ser la opción más
sostenible económica y ambientalmente- y, además, se
necesitará de nueva potencia para cubrir tanto la
demanda base como las puntas de consumo. Para
acometer estas inversiones será preciso explicar y
mentalizar a la opinión pública de cu ál va a ser el coste
real de la electricidad.
Los retos energéticos que tiene España por delante son
de una gran envergadura, pero es perfectamente posible
afrontarlos con éxito. El Sector eléctrico participará
constructivamente en los debates necesarios, sin
apriorismos ni posiciones maximalistas y que competen a
todos: administraciones, partidos políticos, organizaciones
sociales, empresas y a la opinión pública, que debe conocer
las alternativas que se presentan para edificar el modelo
energético estable, seguro, competitivo y sostenible que
corresponde a una economía desarrollada como la nuestra.
Estoy seguro de que lo vamos a lograr entre todos,
agradeciendo finalmente a cuantos han colaborado con
nosotros en las tareas asociativas, así como mi
reconocimiento a la profesionalidad y esfuerzo del equipo
humano integrado en UNESA.
significantly changed their function in terms of meeting the
demand curve, and it is necessary to ensure that all costs
generated are recovered so that these facilities are
available when required.
It is also important that we fine-tune the administrative
processes involved in authorising and implementing
electricity infrastructures, which are taking longer and
longer. Distribution activity also needs to be promoted, so
that service quality can be increased to that of more
advanced countries.
Although consumption dropped in 2009, electricity demand
will continue to grow due to greater economic activity and
increased electricity supply for the domestic and transport
sectors, requiring the installation of new conventional and
renewable generation capacity. It is therefore important to
maintain current nuclear power plants with full safety
guarantees (as this is the most sustainable option in
economic and environmental terms), and new capacity will
also be required to meet both base demand and
consumption peaks. To proceed with this investment, the
public needs to be made aware of the real cost of electricity.
Although Spain faces some extremely difficult energy
challenges in the future, it is perfectly possible for these to
be successfully overcome . The electricity sector will play a
constructive role in the debate required on this issue, with
no preconceived ideas or extreme positions, and with the
involvement of all the key players (government, political
parties, social organisations, companies and public
opinion), who need to be aware of the possible alternatives
for creating an energy model that is stable, safe,
competitive and sustainable, fit for a developed economy
such as ours. I am convinced that, working together, we
will be able to achieve this objective, and would like to
express my gratitude to everyone who has collaborated
with us in the work of the Association, I would also like to
pay tribute to the professionalism and dedication of each
and every member of the UNESA team.
Pedro Rivero Torre
Presidente/Chairman
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INTRODUCCIÓN / INTRODUCTION
Los orígenes de UNESA se remontan a 1944, pero su
constitución como Asociación Empresarial se produjo el
24 de junio de 1999. Aunque en la actualidad no
responde en sentido estricto a la denominación original,
en el acta de constitución se estableció que, junto a su
nombre oficial, se utilizaría el anagrama UNESA, por
razones de continuidad histórica.
According to its articles of association, the Spanish
Electricity Industry Association is defined as a
professional, sector-based organisation that coordinates,
represents, manages, promotes and defends the interests
of its associate electricity companies. When it became a
business association, UNESA assumed the nature and
functions of FEIE, the former Spanish electricity sector
association.
A tenor de lo establecido en sus Estatutos sociales, la
Asociación Española de la Industria Eléctrica se define
hoy como una organización profesional de carácter
sectorial, para la coordinación, representación, gestión,
fomento y defensa de los intereses de las empresas
eléctricas asociadas. Al transformarse en Asociación
empresarial, UNESA asumió el carácter y funciones de
FEIE, la antigua patronal del Sector Eléctrico.
Como Asociación, está constituida de acuerdo con el
amparo de la legislación correspondiente a las
Asociaciones Empresariales, cuya libertad de sindicación
se reconoce a los efectos de lo dispuesto en la
Constitución Española y en cumplimiento del espíritu y
la letra de los Convenios Internacionales de la OIT
suscritos por España.
Según se establece en sus normas estatutarias, “la
Asociación tiene carácter abierto, funcionamiento
democrático, se declara apolítica, independiente de
Partidos y organizaciones políticas y carece de fines
lucrativos” y ejerce sus actividades en todo el territorio
nacional. De acuerdo con lo previsto en el artículo 6 de
los Estatutos, “podrán incorporarse en calidad de
miembros asociados, las personas jurídicas que
desarrollen directa o indirectamente actividades de
producción, transporte, distribución o comercialización
de energía eléctrica, conforme a la legislación sectorial
vigente”.
12
Although UNESA’s origins can be traced back to 1944, it
was not incorporated as a business association until 24
June 1999. The deed of incorporation stated that, while
not strictly the original name, the anagram UNESA
would be used together with its official name, for
reasons of historical continuity .
UNESA is subject to prevailing legislation on business
associations and its freedom of association is recognised
by the Spanish Constitution in compliance with the
letter and spirit of the ILO international conventions
signed by Spain.
According to its statutory regulations, “the Association
has an open nature, operates in a democratic manner
and is apolitical, independent from political parties or
organisations and non-profit making”, and is active
throughout Spain. Pursuant to article 6 of the UNESA
articles of association, “associate membership is open to
all companies which engage, directly or indirectly, in
electricity production, transmission, distribution or sales,
in accordance with applicable sector legislation”.
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JUNTA DIRECTIVA Y ORGANIZACIÓN / BOARD AND ORGANIZATION
La Asamblea General es el órgano superior para el gobierno de la Asociación, de cuya gestión se responsabiliza la
Junta Directiva, que durante el Ejercicio 2009 estuvo integrada en sus distintos cargos por / The general assembly is
the Association’s most senior governing body, and is managed by the Board of Directors, which was composed as
follows in 2009:
Presidente/Chairman
D./Mr. Pedro Rivero Torre.
Vocales / Board members:
D./Mr.
D./Mr.
D./Mr.
D./Mr.
D./Mr.
Borja Prado Eulate (Endesa).
Ignacio Sánchez Galán (Iberdrola).
Salvador Gabarró Serra (Gas Natural Fenosa).
Manuel Menéndez Menéndez (HC Energía).
Miguel Antoñanzas Alvear (E.ON España).
Vocales Suplentes / Alternate board members:
D./Mr. Andrea Brentan (Endesa).
D./Mr. José Luis San Pedro Guerenabarrena (Iberdrola).
D./Mr. Rafael Villaseca Marco (Gas Natural Fenosa).
D./Mr. Joao Manso Neto (HC Energía).
Secretario/Secretary
D./Mr. Pascual Sala Atienza.
En sus distintas áreas de trabajo, la Asociación cuenta con un cualificado equipo de profesionales en diversas
especialidades, que se estructuran de manera flexible en torno a los grandes ejes de la actividad eléctrica, mediante
la prestación de servicios a las Empresas que forman la Asociación, así como en las labores de representación
institucional del Sector / The Association has a qualified team of professionals specialised in its different areas of
work, flexibly structured around the main axes of electricity activity through the rendering of services to the
companies which comprise the Association, as well as tasks related to the institutional representation of the sector.
La organización interna de la Asociación está encabezada por el Comité de Dirección, presidido por el Presidente de
la Asociación y en el que se integran, entre otros / The Association’s internal organisation is headed by the Steering
Committee, which is chaired by the Association’s President and, in 2008, was structured as follows:
D./Mr. Pascual Sala Atienza, Secretario General / Secretary General; D./Mr. Angel Luis Vivar Rodríguez, Director de
Recursos, Medio Ambiente y Planificación Indicativa / Resources, Environment and Indicative Planning Director;
D./Mr. Gerardo Hermo Blanco, Director Económico-Financiero / Economic and Financial Director; D./Mr. Alberto
Bañón Serrano, Director de Regulación / Regulatory Director.
Por su especialidad y la propia dimensión de sus actividades, también tienen una estructura definida la Dirección
Nuclear, que estuvo desempeñada hasta 2009 por D. Carlos Villota Lacort, y la Dirección de Administración y
Gestión de la Asociación, encomendada a D. Luis Tardín Fuentes / Due to the specialised nature and the scope of its
activities, the Association has a Nuclear Department, headed by Mr. Carlos Villota Lacort, and an Administration and
Management Department, which is managed by Mr. Luis Tardín Fuentes.
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Como es sabido, para el desarrollo de sus actividades
asociativas, UNESA se organiza en torno a distintos
Comités de trabajo, cuya coordinación general
corresponde al Comité de Directores / To successfully
carry out its activity as an association, UNESA is
organised around various working committees, which
are coordinated by a Committee of Directors.
Comité de Directores
/Committee of Directors
D./Mr. José Damián Bogas Gálvez (Endesa)
D./Mr. Alvaro Quiralte Abelló (Endesa)
D./Mr. José Casas Marín (Endesa)
D./Mr. Juan José Alba Ríos (Endesa)
D./Mr. Carlos Sallé Alonso (Iberdrola)
A lo largo del Ejercicio 2008, los Comités existentes,
según las distintas áreas especializadas de trabajo,
tuvieron la siguiente composición / Throughout 2008
the committees, based on their various specialist
areas, were composed as follows:
D./Mr. Gonzalo Sáenz de Miera (Iberdrola)
D./Mr. José María Egea Krauel (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. José Antonio Guillén Marco (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. José Antonio Couso López (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Santiago Bordiú Cienfuegos-Jovellanos (HC Energía)
D./Mr. Jorge Corrales Llavona (HC Energía)
D./Mr. Francisco Rodríguez López (E.ON España)
D./Mr. Pedro Rivero Torre (Unesa)
D./Mr. Pascual Sala Atienza (Unesa)
D./Mr. Alberto Bañón Serrano (Unesa)
D./Mr. Angel Luis Vivar Rodríguez (Unesa)
D./Mr. Gerardo Hermo Blanco (Unesa)
Comité de Regulación
/Regulatory Committee
D./Mr. Juan José Alba Ríos (Endesa)
D./Mr. Alberto Sentís Sebastián (Endesa)
D./Mr. Rafael del Río Huertas (Iberdrola)
D./Mr. José Arceluz Ogando (Iberdrola)
D./Mr. Francisco Laverón Simavilla (Iberdrola)
D./Mr. Manuel Delgado Fernández (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Ramón Bobes Miranda (HC Energía)
D./Mr. Jesús Fernández López (HC Energía)
D./Mr. Rubén Lobera Gómez (E.ON España)
D./Mr. Francisco Rodríguez López (E. ON España)
D./Mr. Alberto Bañón Serrano (Unesa)
D./Mr. Fernando Urquiza Ambrinos (Unesa)
Comité Económico-Financiero
/Economy-Finances Committee
D./Mr. Javier Avila Sieteiglesias (Endesa)
D./Mr. Javier Galán Allué (Endesa)
Dª./Ms. Dª Arantxa López Arrate (Endesa)
D./Mr. Javier Pastor Zuazaga (Iberdrola)
D./Mr. Juan Carlos Rebollo Liceaga(Iberdrola)
D./Mr. Joan Felip Font (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Félix Arribas Arias (HC Energía)
D./Mr. Valentín Valcuende Rodríguez (HC Energía)
D./Mr. Enrique Flaiban Caccia (E.ON España)
D./Mr. Gerardo Hermo Blanco (Unesa)
D./Mr. José Ignacio Martínez del Barrio (Unesa)
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Comité de Recursos Energéticos, Medio Ambiente
y Planificación Indicativa
/Committee for Energy Resources, the Environment and
Indicative Planning
Comité de Energía Nuclear
/Nuclear Energy Committee
D./Mr. Alfonso Arias Cañete (Endesa)
D./Mr. Luis del Val Hernández (Endesa)
D./Mr. Eduardo Martín Baena (Endesa)
D./Mr. Diego Molina Orero (Iberdrola)
D./Mr. Teófilo Anaya Rivero (Endesa)
D./Mr. Francisco Martínez Córcoles (Iberdrola)
D./Mr. Jesús Abadía Ibáñez (Endesa)
D./Mr. José Javier Fernández Martínez (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Félix Alonso de las Fuentes (Iberdrola)
D./Mr. Victor Sola Gutiérrez (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Miguel Bosch Aparicio (Iberdrola)
D./Mr. Florentino Blanco Pedregal (HC Energía)
D./Mr. Eloy Alvarez Pelegry (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Martín Regaño Ureta (C.N. Garoña)
D./Mr. Pablo Alvarez Vigil (HC Energía)
D./Mr. Mariano Gómez García (Almaraz-Trillo)
D./Mr. José Mª Grávalos Lasuen (Ascó-Vandellós II)
D./Mr. Jesús Fernández López (HC Energía)
D./Mr. Felipe Galán García (C.N. Cofrentes)
D./Mr. Francisco Rodríguez López (E.ON España)
D./Mr. Carlos de Villota Lacort (Unesa)
D./Mr. Antonio Aranda Ruiz (E.ON España)
D./Mr. Manuel Ibañez Giner (Unesa)
D./Mr. Manuel Nofuentes Caballero (E.ON España)
D./Mr. Angel Luis Vivar Rodríguez (Unesa)
D./Mr. Aquilino Lobo Panizo (Unesa)
Comité de Comunicación
/Communication Committee
Comité Jurídico / Legal Committee
D./Mr. Alfonso López Sánchez (Endesa)
D./Mr. Alberto Fernández Torres (Endesa)
D./Mr. Borja Acha Besga (Endesa)
D./Mr. José Luis González-Besada (Iberdrola)
D./Mr. Ricardo Pérez Blanco (Endesa)
D./Mr. Jesús García López (Iberdrola)
D./Mr. José Miguel Alcolea Cantos (Iberdrola)
D./Mr. Jordi García Tabernero (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Santiago Martínez Garrido (Iberdrola)
Dª./Ms. Carmen Fernández González (HC Energía)
D./Mr. Francisco García Moreno (Iberdrola)
Dª./Ms. Lucía Figaredo Rodrigañez (HC Energía)
D./Mr. Manuel García Cobaleda (Gas Natural Fenosa)
Dª./Ms. Mónica Valero de Bernabé (E.ON España)
Dª./Ms. Teresa Olivié Martínez-Peñalver (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. José Luis Martínez Mohedano (HC Energía)
D./Mr. Joaquín Suárez Saro (HC Energía)
Dª./Ms. Susana Alonso Sánchez (E.ON España)
Dª./Ms. Sonsoles García Delgado (Unesa)
Comité de Relaciones Laborales
/Labour Relations Committee
D./Mr. José Luis Puche Castillejo (Endesa)
D./Mr. José Antonio Izquierdo Gago (Endesa)
D./Mr. Alvaro Murga Tomé (Iberdrola)
D./Mr. Juan Marrodán Loro (Iberdrola)
D./Mr. Antonio Gallart Gabas (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Valeriano Torres Rojas (Gas Natural Fenosa)
D./Mr. Félix Arribas Arias (HC Energía)
D./Mr. Eugenio Blanco Pérez (HC Energía)
D./Mr. Javier González Sánchez (E.ON España)
D./Mr. José Manuel Castaño Sánchez (E.ON España)
D./Mr. Miguel Canales Gutiérrez (Unesa)
D./Mr. José Luis Moreno Manzanaro (Unesa)
D./Mr. Fernando García Escandón (Unesa)
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El Informe eléctrico se destina a presentar la información
consolidada del Sector, referida siempre a las actividades
eléctricas desarrolladas en España por las empresas de UNESA
durante el Ejercicio 2009. / The Electricity Report presents
consolidated information on the sector, reflecting electricity
activities carried out by UNESA companies in Spain during
2009.
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THE CURRENT FRAMEWORK: ECONOMY, RESOURCES AND ENERGY POLICIES
019
GENERACIÓN ELÉCTRICA
ELECTRICITY GENERATION
047
1ELECTRICITY TRANSPORT AND DISTRIBUTION
081
SECTOR REGULATION AND ELECTRICITY TARIFFS
097
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/
THE CURRENT FRAMEWORK: ECONOMY, RESOURCES AND ENERGY POLICIES
Informe eléctrico
20
/Electricity report
1. LAS ECONOMIAS MUNDIAL Y ESPAÑOLA: ¿MODERADA RECUPERACIÓN?
1. THE SPANISH AND GLOBAL ECONOMIES: IN A RECOVERY PATH?
1.1. LA ECONOMÍA MUNDIAL
1.1. THE GLOBAL ECONOMY
1.2. LA ECONOMÍA ESPAÑOLA
1.2. THE SPANISH ECONOMY
021
2. MERCADOS MUNDIALES DE ENERGÍA
2. GLOBAL ENERGY MARKETS
2.1. SITUACIÓN DE LOS MERCADOS MUNDIALES DE ENERGÍA
2.1. SITUATION OF THE GLOBAL ENERGY MARKETS
2.2. PETRÓLEO
2.2. OIL
2.3. GAS NATURAL
2.3. NATURAL GAS
2.4. CARBÓN
2.4. COAL
2.5. RESERVAS MUNDIALES DE ENERGÍAS FÓSILES
2.5. INTERNATIONAL FOSSIL FUEL RESERVES
2.6. ENERGÍAS NO FÓSILES
2.6. NON-FOSSIL FUEL ENERGY
029
3. CONSUMO DE ENERGÍA EN ESPAÑA
3. ENERGY CONSUMPTION IN SPAIN
040
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El marco de referencia: economía, recursos, políticas energéticas
/The current framework: economy, resources and energy policies
/
T H E C U R R E N T F R A M E W O R K : E C O N O M Y, R E S O U R C E S A N D E N E R G Y P O L I C I E S
1. LAS ECONOMIAS MUNDIAL Y ESPAÑOLA: ¿MODERADA
RECUPERACIÓN?
1. THE SPANISH AND GLOBAL ECONOMIES: IN A RECOVERY
PATH?
1.1. LA ECONOMÍA MUNDIAL
1.1. THE GLOBAL ECONOMY
La crisis económica que estalló en 2008 y se acentuó
en la primera mitad de 2009 ha sido una de las más graves y globales de la historia. Únicamente el apoyo decidido y concertado de todas las autoridades económicas
evitó tanto el colapso de los mercados financieros como
un retroceso todavía más profundo de la actividad real.
Así, por ejemplo, la Unión Europea coordinó la respuesta a la crisis a través del Plan Europeo para la Recuperación Económica, y de las decisiones adoptadas por el
Consejo de Ministros de Economía y Finanzas (ECOFIN)
y el Consejo Europeo a finales de 2008 (en España, este
programa se plasmó en el Plan Español para el Estímulo
de la Economía y Empleo). Además, al igual que en el
resto de países de la Zona Euro, las decisiones de política monetaria adoptadas por el Banco Central Europeo
supusieron un notable soporte para los sectores financiero y económico.
Estas medidas tuvieron su reflejo en la segunda mitad
de 2009, donde el PIB de la Zona euro volvió a mostrar
tasas de crecimiento positivas, frenando así el período de
intensa recesión que se había iniciado en el segundo trimestre de 2008. La paulatina estabilización de los mercados financieros –no exenta de algunos episodios de
tensión localizados– y la mejora gradual del comercio
exterior contribuyeron a estimular la actividad del área.
No obstante, debe tenerse en cuenta que esta cierta
recuperación está basada en gran medida en factores de
naturaleza transitoria, como fue la acción enérgica de
políticas económicas emprendidas p or la mayoría de los
Gobiernos.
Efectivamente, con carácter general y a nivel global,
puede decirse que durante la segunda mitad del año
2009 ya se detectan visos de cierta recuperación, tanto
en los mercados financieros como en las perspectivas
económicas. Sin embargo, estas mejoras se perciben con
ritmos diferenciados entre países y regiones (donde las
áreas con mayor dinamismo son Asia emergente, EEUU y
algunos países de la UE), todo ello en un entorno en el
que las tasas de inflación están repuntado de modo significativo.
Un factor importante que está condicionando la evolución financiera es el comienzo ordenado de la retirada
del apoyo público (de carácter excepcional) al sector
financiero. No obstante, el repunte moderado de los tipos
The financial crisis that broke out in 2008 and
deepened in the first half of 2009 has been one of the
most severe and wide-reaching in history. It was only
the firm and coordinated support of the world’s
economic authorities which prevented a total collapse of
the financial markets and an even sharper drop in real
activity. The European Union coordinated its response to
the crisis through the European Economic Recovery Plan,
as well as the decisions adopted by the Economic and
Financial Affairs Council (ECOFIN) and the European
Council at the end of 2008 (in Spain this programme
was implemented through the Spanish plan to stimulate
the economy and employment (Plan Español para el
Estímulo de la Economía y Empleo). As in the rest of the
Euro Zone countries, the decisions on monetary policy
taken by the European Central Bank gave significant
support to the financial and economic sectors.
The results of these measures were seen in the
second half of 2009, when GDP in the Euro Zone
recorded positive growth once again, thereby relieving
the period of deep recession which had started in the
second quarter of 2008. The gradual return to stability
within the financial markets (which remain susceptible
to certain localised effects) and the steady
improvements in foreign trade also helped to stimulate
activity in the region. Notwithstanding the above, it is
important to bear in mind that this gradual recovery is
largely based on transitional factors, such as the swift
implementation of economic policies by the majority of
governments.
In general terms, during the second half of 2009
there were certain signs of a global recovery, in the
financial markets and in economic outlook. These
improvements, however, differed from one region or
country to the next (the most dynamic areas being the
emerging Asian economies, the United Sates and certain
European Union countries), all against a backdrop of
significant hikes in inflation.
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Informe eléctrico
/Electricity report
de interés a largo plazo –fundamentalmente en EEUU,
algunos países de la UE Y Japón– producido a finales del
año 2009, están relacionados con la mejoría de las perspectivas de la actividad económica a nivel mundial. Cabe
mencionar también, la apreciación que se está produciendo del dólar americano en el mercado de divisas frente a las principales monedas de los países desarrollados
(en particular frente al euro en los primeros meses del
año).
A pesar de la mejora de la situación económica y financiera, la salida de la crisis sigue teniendo un cierto grado
de incertidumbre ya que, como ya se ha indicado, la recuperación de la actividad se ha visto impulsada por las
acciones de carácter temporal de los Gobiernos, y es
necesario un empuje importante de la demanda del sector privado, que continúa aún lastrado por la debilidad
del mercado laboral y la atonía del crédito bancario.
Cabe señalar también que las recientes medidas adoptadas por China para frenar el crédito y moderar la fuerte
reactivación de esa economía, los anuncios de modificaciones en el marco de la política financiera y regulatoria
de EEUU, y la percepción de intenso deterioro de la situación fiscal de Grecia y la de otros países europeos, se han
reflejado en una mayor aversión al riesgo en todos los
mercados. Sin embargo, con respecto al último caso,
puede decirse que los acuerdos adoptados a principios de
2010 por los dirigentes de los principales países europeos
para salvaguardar la Zona euro en su conjunto, han
moderado, en cierto grado, este comportamiento de los
mercados.
En este contexto, las economías de EEUU y la Zona
euro presentan unos indicadores en los meses finales de
2009 que señalan una moderación de la crisis económica y financiera. No obstante, la contracción del PIB en la
economía norteamericana fue del -2,5%, frente al -3,9%
de la Zona euro. Estas cifras son pequeñas si se las compara a la contracción del PIB en Japón, que alcanzó para
el ejercicio pasado una disminución del -4,9%. Respecto
al crecim iento de los precios, la tasa de inflación del ejercicio en EEUU fue del 2,7%, frente al 1% de media en los
países de la Zona euro. En Japón los precios al consumo
y al por mayor continuaron bajando en términos interanuales, aunque con menor intensidad que en el año
2008, siendo del –1,7% la tasa negativa de inflación. (1)
y (2)
Respecto a las economías emergentes puede decirse
que mantuvieron, en gen eral, una tendencia alcista
durante la última parte del año debido, principalmente, a
la mejoría de sus perspectivas económicas y a los bajos
tipos de interés en las economías desarrolladas. Así en el
caso concreto de China, la economía ha experimentado
un repunte significativo en los últimos meses del ejercicio,
situándose la tasa anual media de crecimiento del PIB en
el 8,7%, casi el mismo que el registrado en el año 2008
(9%); ello fue debido a una aceleración de la producción
A major determining factor in financial developments
is the start of a structured withdrawal of the exceptional
public aid extended to the financial sector. Nevertheless,
the moderate recovery in long-term interest rates at the
end of 2009 (mainly in the United States, certain EU
countries and Japan) is related to the improved outlook
for economic activity worldwide. The appreciation of the
US Dollar against the main developing country
currencies (particularly the Euro during the first few
months of the year) is also of note.
Despite improvements to the economic and financial
situation, recovery from the crisis is still somewhat
uncertain because, as mentioned, the recuperation of
activity levels has been driven by temporary government
measures. Impetus now needs to be given to demand in
the private sector, which is still lagging due to the
weakness of the labour market and lethargic bank
lending.
Also of note are the measures recently adopted by
China to curb lending and moderate the resurgence of
its economy, the changes in financial and regulatory
policies announced in the United States, and the severe
decline of Greece’s tax situation (as well as that of other
European countries), which have led to a greater
aversion to risk in all the world’s markets. Nevertheless,
he agreements adopted by the main European leaders at
the start of 2010 to safeguard the Euro Zone as a whole
would appear to have calmed the markets to some
extent.
Although indicators within the United States and
Euro Zone economies during the last few months of
2009 point to an easing in the financial and economic
crisis, GDP contraction in the US was -2.5%, compared
to -3.9% in the Euro Zone. These are minor figures,
however, when compared to GDP in Japan, which
plummeted by 4.9% in 2009. With regard to price
growth, the United States inflation rate in 2009 was
2.7%, compared to the average of 1% for the Euro
Zone. Wholesale consumer prices continued their yearon-year downward trend, although falling less sharply
than in 2008, with negative inflation standing at -1.7%.
(1) and (2)
In general terms, the world’s emerging economies
continued to grow during the latter part of the year,
mainly because of an improvement in their economic
outlook and low interest rates in developed economies.
In the specific case of China for example, the last few
months of the year were characterised by significant
economic recovery, with average GDP growth of 8.7%,
almost reaching the level of 9% recorded in 2008. This
was due to increased industrial production and
continuing very high levels of business confidence, set
against the backdrop of recovery in international trade.
In the rest of Asia’s emerging economies GDP growth in
the third quarter reached 3.9%, thereby confirming the
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(1) Evolución del PIB en países desarrollados (% de variación anual)
/GDP in developed countries (annual change %)
EEUU/USA
Japón/Japan
Zona Euro/Euro Zone
Alemania/Germany
Francia/France
Italia/Italy
España/Spain
2005
2006
2007
2008
2009(P)
1.9
1.9
1.7
1.0
1.7
0.2
3.6
3.1
2.4
2.9
3.1
2.2
1.9
3.9
2.9
2.0
2.6
2.6
1.9
1.5
3.8
0.6
-1.1
0.8
1.1
0.7
-0.5
0.5
-2.5
-5.3
-3.9
-4.9
-2.2
-4.8
-3.6
(P) Provisional.
Fuente/Source: INE/Spanish National Statistics Institute, EUROSTAT, Banco de España/Bank of Spain, The Economist (Feb. 2010).
(2) Índice de Precios al Consumo (IPC) en España y en otros países desarrollados (% de variación anual)
/Consumer Price Index (CPI) in Spain and in other developed countries (annual change %)
EEUU/USA
Japón/Japan
Zona Euro/Euro Zone
Alemania/Germany
Francia/France
Italia/Italy
España/Spain
2005
2006
2007
2008
2009(P)
3.4
-0.3
2.2
1.6
1.7
2.0
3.4
3.2
0.2
2.2
1.6
1.7
2.1
3.5
2.9
0.1
2.1
2.3
1.4
1.8
2.8
0.1
0.4
1.6
1.1
1.2
2.4
1.5
2.7
-1.7
1.0
0.8
0.9
1.3
1.1
Fuente/Source: INE/Spanish National Statistics Institute, EUROSTAT, The Economist (Feb. 2010)
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Informe eléctrico
/Electricity report
industrial y a la confianza empresarial que continuó en
niveles muy elevados, todo ello en un contexto de recuperación del comercio internacional. En el resto de Asia
emergente, el crecimiento del PIB en el tercer trimestre
del año aumentó hasta el 3,9% interanual, confirmando
que es la región con mayor dinamismo a nivel global.
Cabe destacar también la tasa de crecimiento del PIB en
India, que alcanzó el 6,5% en 2009. (3)
En Latinoamérica el crecimiento global del PIB en el
tercer trimestre permitió una menor contracción de su
economía, siendo del –2,7% la tasa interanual. Sin embargo, la recuperación fue heterogénea, con significativas
expansiones en la última parte del año en México, Perú y
Brasil; estancamiento en Argentina y caídas en Venezuela.
No obstante, las tasas interanuales del PIB con relación al
año 2008 han sido, en general, negativas con la excepción de Argentina y Colombia que alcanzaron cifras ligeramente positivas. La tasa de inflación prosiguió en su
grado de moderación, situándose a nivel global en un
promedio del 5,3% interanual en diciembre, la cifra
menor en los últimos años. (3)
region as the most dynamic in the world. The GDP
growth rate in India is also of note, reaching 6.5% in
2009. (3)
The overall growth in Latin America’s GDP in the
third quarter led to a smaller contraction in the region’s
economy, with a year-on-year rate of -2.7%.
Nevertheless, recovery levels were not the same across
the board, with significant expansion in Mexico, Peru
and Brazil toward the end of the year, stagnation in
Argentina and a drop in Venezuela. Year-on-year GDP
rates compared to 2008 have, however, been generally
negative, with the exception of Argentina and Colombia
which achieved slightly positive growth. Inflation
remained moderate, with an overall year-on-year
average of 5.3% at December, the lowest figure from
recent years. (3)
1.2. LA ECONOMÍA ESPAÑOLA
1.2. THE SPANISH ECONOMY
La economía española ha experimentado un ajuste
muy severo, agravado por la prolongada situación de
inestabilidad en los mercados financieros internacionales,
una acusada pérdida de confianza de los mercados y un
endurecimiento de las condiciones de financiación del
sector privado. El deterioro de la actividad económica en
España se ha trasladado con más rapidez e intensidad al
empleo en comparación con otros países de nuestro
entorno (aproximadamente una tasa de desempleo del
19%), amplificando sus efectos sobre el consumo interno
de los hogares y de otros agentes económicos. Esta situación se refleja, por ejemplo, en la bajada del consumo
eléctrico en nuestro país que, en el año 2009, ha disminuido en torno al 5% con respecto al registrado en el
2008; aunque los esfuerzos en el ámbito de la eficiencia
energética pueden haberse notado, es indudable que el
descenso en la actividad económica justifica en buena
medida la caída de la demanda eléctrica.
La globalización de la crisis podría hacernos pensar
que, una vez superada la misma, todos los países se recuperarán de forma parecida. Sin embargo, los expertos en
economía consideran que esto no será así; cada país presenta unas particularidades que serán determinantes a la
hora de encontrar el camino para la recuperación de sus
economías.
En España, en el tramo final de 2009 ya se empezaron
a ver los primeros pasos de recuperación, aunque sean
titubeantes. Así, el consumo de los hogares fue mayor en
el último trimestre del año, algo que no había ocurrido en
los dos últimos años; como pasa en los países desarrollados el gasto de las familias es el motor de la demanda,
The Spanish economy has been severely affected, and
this situation was further exacerbated by prolonged
instability in the world’s financial markets, a sharp drop
in confidence in the markets and a tightening of
financing conditions in the private sector. The decline in
economic activity in Spain has had a quicker and deeper
impact on jobs than in other countries (with
unemployment standing at approximately 19%), with its
consequent effects on internal household expenditure
and spending by other economic agents. This situation
was reflected in the drop in electricity consumption in
Spain, down approximately 5% in 2009 compared to
the prior year. Although initiatives to improve energy
efficiency could play a part , it is clear that the drop in
economic activity was largely responsible for the
reduction in electricity demand.
Given the global nature of the crisis, it may seem
that, once the storm has passed, all the world’s
countries will recover in a similar way. However,
economic experts consider that this will not be the case:
each country has its own individual characteristics which
will determine the road to recovery.
As 2009 drew to a close Spain began to take its first
–albeit tentative– steps toward recovery. Household
spending increased in the last quarter of the year,
something which had not happened in the past two
years. As in all developed countries, household spending
drives demand, and in Spain is equivalent to 57% of
GDP, according to information provided by the National
Statistics Office. Investment in capital assets, the most
reliable indicator of companies’ future plans, also grew
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(3) Evolución del PIB en países emergentes de Asia y Latinoamérica
/GDP in emerging countries in Asia and Latin America
2005
2006
2007
2008
2009(P)
Asia:
China
India
10.2
9.2
10.7
9.2
11.4
8.5
9.0
5.3
8.7
6.5
Latinoamérica/Latin America:
Argentina
Brasil/Brazil
Chile
Colombia
México/Mexico
Venezuela
9.2
2.9
5.7
4.7
2.8
10.3
8.5
3.7
4.0
6.8
4.8
10.3
8.5
4.5
5.2
6.5
3.0
8.3
6.0
5.3
3.5
2.8
1.5
4.9
0.7
-0.3
-1.0
0.1
-6.9
-2.9
Fuente/Source: The World Bank Group, The Economist (Feb. 2009).
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Informe eléctrico
/Electricity report
que en el caso español, equivale al 57% del PIB según se
desprende de la información suministrada por el Instituto
Nacional de Estadística. Además, la inversión de las
empresas en bienes de equipo, que es el indicador más
fiable de los planes de futuro de las compañías creció en
los dos últimos trimestres del año. Incluso el consumo
eléctrico ha tenido una cierta recuperación en los primeros meses del año 2010. No obstante, la mayoría de los
organismos nacionales e internacionales de prestigio vaticinan que España será una de las últimas economías del
G-20 en salir de la crisis.
Desde el lado de la oferta, tanto el valor añadido de las
empresas de servicios (aportan más de la mitad del PIB)
como el de la producción industrial, han registrado
pequeños avances en el último trimestre del ejercicio. Sin
embargo, el derrumbe de la inversión en viviendas así
como la disminución del gasto público han hecho que la
economía volviera a decrecer, con una tasa interanual del
PIB del –3,6%, es decir, 0,3 puntos de diferencia con la
correspondiente a la Zona Euro. (4), (5) y (6)
En este contexto, el Gobierno español considera que
para salir de la crisis es necesario abordar una estrategia
que se apoye en tres pilares fundamentales: en primer
lugar, la consolidación presupuestaria; en segundo lugar,
la reestructuración y fortalecimiento del sector financiero;
y en tercer lugar, la estrategia de salida para la economía
real, que incluya las reformas estructurales necesarias para
sentar las bases de un crecimiento sólido, sostenible y
equilibrado, que eviten que una crisis de esta magnitud se
repita en el futuro. Esta estrategia la ha plasmado el
Gobierno español en el documento de “Actualización del
Programa de Estabilidad 2009-2013”, que fue aprobado
en enero de 2010 por el Consejo de Ministros, y enviado
a las instituciones comunitarias.
La estrategia de salida fiscal en España se ha diseñado
atendiendo a la Recomendación del Consejo Europeo de
2 de diciembre de 2009 de corregir el déficit excesivo a
más tardar en 2013. Así, para las finanzas públicas el objetivo es alcanzar un déficit del 3% del PIB en 2013; para
ello se realizará un esfuerzo fiscal anual superior al 1,5%
del PIB en media hasta ese año, y otras herramientas básicas que ha aprobado el Gobierno para alcanzar este objetivo son: los Presupuestos Generales del Estado para 2010
y los planes de recorte de gasto público en el ámbito de
la Administración general del Estado (Plan de Acción
Inmediata 2010 y Plan de Austeridad 2011-2013, con un
recorte de gastos de unos 50.000 millones de euros
durante los 4 años), y los Acuerdos Marco sobre la Sostenibilidad de las Finanzas Públicas en las Comunidades
Autónomas y Corporaciones Locales.
Para la segunda línea estratégica de salida que corresponde al sector financiero, las medidas implementadas
por el Gobierno durante la crisis se han centrado en paliar
la falta de liquidez en los mercados financieros internacionales y apoyar los flujos de crédito al sector privado.
in the last two quarters of the year. Even electricity
consumption rose slightly during the first few months of
2010. Nevertheless, the majority of leading national and
international organisations predict that Spain will be one
of the last G20 economies to emerge from recession.
In terms of supply, the added value of service
companies (which contribute over 50% of GDP) and
industrial production showed slight growth during the
last quarter of the year. However, the slump in housing
investment and cuts in public spending have meant that
the economy has once again contracted, with year-onyear GDP growth of -3-5%, a 0.3 percentage point
difference compared to the Euro Zone average. (4), (5)
and (6).
The Spanish government considers that economic
recovery needs to be based on a strategy with three
cornerstones: budgetary consolidation; restructuring and
strengthening of the financial sector; and the recovery
strategy for the real economy, which includes the
structural reforms required to build the foundations for
solid, sustainable and balanced growth, thereby
ensuring that a similar crisis does not happen again in
the future. The Spanish government has presented this
strategy in the document updating the “2009-2013
Stability Programme”, which was approved in January
2010 by the Council of Ministers and has been sent to
the EU institutions.
Spain’s tax recovery strategy has been designed in
line with the Council of the European Union
Recommendation of 2 December 2009 to correct
excessive deficits by 2013. For public finances the target
is a deficit of 3% of GDP by 2013, and this objective is
based on annual taxation averaging more than 1.5% of
GDP until that year. Other basic tools approved by the
government to reach this goal are: the General State
Budgets for 2010 and the plans to cut back government
expenditure (the 2010 Immediate Action Plan and the
2011-2013 Austerity Plan, with cutbacks totalling Euros
50,000 million over the four-year period), as well as the
Framework Agreements on the Sustainability of Public
Finances in the Autonomous Regions and Local
Corporations.
The measures implemented by the government
during the crisis with respect to the second strategic line
of recovery, corresponding to the financial sector,
focused on alleviating the situation of tight liquidity in
international financial markets and facilitating the flow
of credit to the private sector. The three main issues
considered were: the Financial Assets Acquisition Fund
(FAAF); the state guarantee programme for the issue of
debt by credit institutions; and the expansion of
brokerage services offered by the Official Credit Institute
(ICO), making its operations more flexible. The
initiatives implemented in each of these fields seem to
be producing results.
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(4) Diferencial de crecimiento del PIB real en España respecto de la Zona Euro (%)
/GDP growth in Spain compared to the Eurozone
Años/Years
%
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009 (P)
1.7
1.8
2.3
1.4
1.9
1.0
1.2
-0.3
0.3
Fuente/Source: INE/Spanish National Statistics Institute, EUROSTAT.
-3.6
2009
0.3
2009
0.5
2008
-0.3
2008
3.8
2007
1.2
2007
3.9
2006
1.0
2006
3.6
2005
3.3
2004
3.1
2003
2.7
2002
3.6
2001
2000
5.0
(5) Evolución del crecimiento del PIB en España. 2000-2008 (Tasa de variación interanual %)
/GDP growth in Spain 2000-2008 (Year-on-year change %)
Fuente: INE. /Source: Spanish National Statistics Institute.
1.4
1.9
2004
2005
2.3
1.8
1.7
(6) Diferencial de crecimiento del PIB entre España y la Zona Euro (%)
/GDP growth in Spain compared to the Eurozone
2003
2002
2001
0.0
Fuente: INE. /Source: Spanish National Statistics Institute, EUROSTAT.
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Informe eléctrico
/Electricity report
Las más importantes fueron básicamente tres: el Fondo
para la Adquisición de Activos Financieros (FAAF), el programa de avales del Estado a las emisiones de deuda de
entidades de crédito, y la ampliación e las líneas de intermediación del Instituto de Crédito Oficial (ICO), al que se
le da mayor flexibilidad en sus operaciones. En cada uno
de estos ámbitos se están haciendo actuaciones que parece están empezando a dar algún fruto.
Respecto a las medidas estructurales para fortalecer el
sector financiero, el Gobierno ha diseñado una estrategia
de reestructuración bancaria y reforzamiento de los recursos propios de las entidades de crédito. Su principal instrumento, el Fondo de Reestructuración Ordenada Bancaria (FROB), fue creado en junio de 2009 y durante la parte
final de este año se ha puesto a punto su funcionamiento.
El tercer pilar sobre reformas estructurales, se centra
en la Estrategia para la Economía Sostenible, que incluye
un amplio abanico de medidas y actuaciones horizontales
que pretenden sentar las bases de un crecimiento sostenible y equilibrado que asegure la recuperación económica. Esta estrategia incluye, fundamentalmente, el Anteproyecto de Ley de Economía Sostenible (ya en proceso
de tramitación) y, en segundo lugar, medidas en otros
aspectos económicos tan relevantes como son el Mercado
de Trabajo y el Sistema de la Seguridad Social.
El Anteproyecto de Ley de Economía Sostenible se articula en torno a tres grandes ejes:
With regard to the structural measures to strengthen
the financial sector, the government has designed a
strategy to restructure the banking system and
strengthen the equity of credit institutions. The main
tool in this area, the Fund for Ordered Bank
Restructuring (FROB), was created in June 2009 and
implemented in the latter part of the year.
The third cornerstone, structural reform, is centred
on the Strategy for a Sustainable Economy, which
includes a wide range of horizontal measures and
initiatives to lay the foundations for sustainable and
balanced growth, thereby ensuring that economic
recovery becomes a reality. This strategy mainly includes
the Sustainable Economy Bill (currently under
consideration), as well as measures focusing on other
relevant economic issues such as the labour market and
the social security system.
• La mejora del entorno económico a través de la
modernización y simplificación de la actividad
pública, además de fortalecer la disciplina de las
actuaciones de las Administraciones Públicas.
• La mejora de la competitividad de la economía
española a través de la reducción de cargas
administrativas y la potenciación de sectores base de
la actividad económica, como son la I+D+i y la
formación, así como mejorar su integración en la
cadena de valor global.
• La sostenibilidad medioambiental a través de la
mejora de los mecanismos de gestión, planificación y
regulación de sectores con fuerte impacto ambiental
como son el energético y el transporte. En este
apartado, se sientan las bases de la política
energética futura (en donde se busca un pacto de
Estado), que debe garantizar la seguridad en el
suministro, la eficiencia económica y el cumplimiento
de los compromisos medioambientales adquiridos.
Para ello, se fijan objetivos de ahorro y eficiencia
energética –mediante el fomento de I+D+i y la
creación de empresas de servicios energéticos, entre
otras– y de participación de las energías renovables,
atendiendo a criterios globales de coste que incluyan
su impacto medioambiental. Asimismo, en el ámbito
del transporte se promueve la utilización de medios
de transporte limpios y eficientes, entre los que se
• Improvements to the economic environment through
the modernisation and simplification of public
activity, as well as strengthening discipline with
regard to government initiatives.
• Improvements to the competitiveness of the Spanish
economy by reducing administrative burdens and
boosting core sectors within the economy, such as
R&D&i and training, as well as their improved
integration within the overall chain of value.
• Environmental sustainability through improvements
to management, planning and regulation
mechanisms within sectors that have a significant
environmental impact, such as energy and
transport. This area of the bill lays the foundations
for future energy policy (with the objective of a
State pact), guaranteeing supply security, economic
efficiency and compliance with the environmental
commitments undertaken. Objectives have
therefore been set with regard to energy efficiency
and saving (by encouraging R&D&i and creating
energy services companies, among other initiatives)
and the use of renewable energies, meeting overall
cost criteria that include impact on the
environment. Work has also been carried out in the
transport field to encourage the use of clean and
efficient transport, including electrical vehicles. In
this regard the government, automobile
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The Sustainable Economy Bill focuses on three main
areas:
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encuentra el vehículo eléctrico, en el que deberán
jugar un papel importante el Gobierno, los
fabricantes de coches, y las empresas eléctricas.
Además, entre las actuaciones y programas fuera de
esta ley pero contempladas en el documento de Estrategia antes citado, es importante destacar, juntamente con
ventajas fiscales para la rehabilitación de viviendas, dos
puntos especialmente relevantes: el funcionamiento del
Mercado laboral y el Sistema de pensiones. Respecto al
primero se proponen medidas destinadas a favorecer el
empleo y adecuar las relaciones de trabajo a la situación
de las empresas, es decir, flexibilizar en lo posible el mercado laboral. Respecto al segundo, se ha propuesto alargar la edad de jubilación como consecuencia del envejecimiento de la población, para asegurar a medio y largo
plazo la estabilidad del sistema.
Para llevar a efecto todas estar reformas, el Gobierno
ha propuesto la creación de una Comisión para negociar
con los distintos grupos parlamentarios y agentes sociales
algunas de las medidas contenidas en la estrategia gubernamental de salida de la crisis. Cabe esperar que si se llegan a acuerdos, se establezcan actuaciones más firmes
que proporcionen elementos de moderación en las tendencias contradictorias que aún tiene nuestro sistema
económico.
En definitiva, para volver a tener un crecimiento económico y un mayor nivel de empleo, la mayoría de los
analistas económicos opinan que en nuestro país deben
hacerse reformas estructurales importantes. Son, por
tanto, de gran trascendencia algunas de las reformas económicas citadas anteriormente, sobre todo las referentes
a la mejora de la flexibilidad del mercado de trabajo, el
fomento de la liberalización e impulso de la competencia
en numerosos sectores, y aumentar la productividad a
medio plazo; de esta forma, y con la ayuda de todos los
agentes sociales y económicos, se produciría la reactivación deseada.
manufacturers and electricity companies all have a
key role to play.
The initiatives and programmes not included within
this law but considered in the aforementioned strategy
document include, in addition to tax benefits for the
refurbishment of homes, two particularly relevant points:
the operation of the labour market and the pension
system. For the first of these issues measures have been
proposed to create jobs and to bring labour relations
into line with companies’ situation; in other words, to
make the labour market as flexible as possible. Proposals
concerning the second point have been based on
increasing the retirement age due to Spain’s ageing
population, thereby ensuring system stability in the
medium and long term.
To implement these reforms the government has
proposed the creation of a commission to negotiate
some of the measures considered in the strategy for
recovery from the crisis with parliamentary groups and
social agents. It is expected that agreements will be
reached and more firm measures will be established to
counteract the contradictory trends which still persist
within the Spanish economy.
To boost economic growth and achieve higher
employment, the majority of economic analysts agree
that Spain needs to carry out significant structural
reforms. The above-mentioned initiatives are therefore
extremely important, particularly those aimed at
improving the flexibility of the labour market,
encouraging deregulation and boosting competition
within various sectors, and increasing short-term
productivity. In this way, with help from all the country’s
social and economic players, we will be well on the way
to recovery.
2. MERCADOS MUNDIALES DE ENERGIA
2. GLOBAL ENERGY MARKETS
2.1. SITUACIÓN DE LOS MERCADOS MUNDIALES DE ENERGÍA
2.1. SITUATION OF THE GLOBAL ENERGY MARKETS
Es sabido que el consumo energético mundial está
muy relacionada con el crecimiento económico registrado, y que en los últimos años alcanzó una tasa anual
media del PIB del orden del 2,5%, y ello a pesar del
aumento de los precios de las materias primas. A corto
plazo, es evidente que el escenario energético se va a
caracterizar por los efectos de la recesión de la economía
a nivel mundial, y de que se adopten nuevos modelos de
crecimiento económico que impliquen una deriva hacia
economías menos intensivas en energía, bien sea como
consecuencia de la adopción de programas de eficiencia
energética en los usos finales –estimulados también por
International energy consumption is driven by
economic growth, with GDP rising by approximately
2.5% on average in recent years, despite hikes in raw
material prices. In the short term, the energy sector will
obviously be affected by the impact of the economic
downturn and recession around the world. The effects
will also be felt from new economic growth models
geared towards less energy-intensive economies,
whether due to the adoption of energy efficiency
programmes for final use energy (also aimed at reducing
CO2 emissions) or through structural changes to energy
and production systems in developed countries.
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Informe eléctrico
/Electricity report
las necesidades de reducir las emisiones de CO2–, o
mediante cambios estructurales en los sistemas energéticos y de producción de los países desarrollados.
La característica clave de los mercados internacionales
de energía sigue siendo unos precios con alta volatilidad,
lo que refleja un difícil equilibrio entre la demanda y
oferta. Esto hace que temas relativos a la seguridad de
abastecimiento y energías alternativas sean prioritarios
en las políticas energéticas de los países con economías
avanzadas.
Al no existir los datos del consumo mundial para el
año 2009 en el momento de redactar esta publicación, se
analiza lo acaecido en el año 2008. El consumo de energía primaria en el mundo creció en este año un 1,4% respecto a 2007, la tasa de crecimiento más pequeña desde
2001, lo que es muy significativo si se tiene en cuenta el
menor crecimiento de la economía mundial acaecida en
la segunda mitad del 2008.
Hay que destacar el estancamiento del consumo de
energía de este año en los países económicamente más
avanzados –Estados Unidos (-2,8%, el mayor desde
1982), Japón (-1,9%) y el conjunto de OCDE (-1,3%)– lo
que constata la crisis sufrida por sus economías. Por primera vez en la historia, los países No-OCDE consumieron
más energía primaria que el conjunto de naciones pertenecientes a la OCDE, lo cual es muy significativo.
En consecuencia, aparecen en el mercado energético
los nuevos países emergentes que tienen aún mucho
potencial de incremento. Así, por ejemplo, son muy significativas las tasas de crecimiento del consumo en China
(7,2%) y la India (5,6%); aunque sean algo inferiores a las
tasas de 2007, estos países consolidan su posición en el
panorama económico mundial de los países emergentes.
Es también representativo de países que inician su despliegue económico el crecimiento del consumo energético que experimentaron los países del Centro y Sudamérica (2,6%). Además, cabe señalar por otra parte el estancamiento del consumo habido en Rusia (0,4%) y en las
antiguas repúblicas que formaron la Unión Soviética
(0,3%). (7)
La estructura del consumo mundial de energía en
2008 por tipo de recurso primario mantiene el predominio del petróleo, el cual ha estabilizado su participación
en la demanda mundial en alrededor del 35%, si bien con
ligera tendencia a la baja (aproximadamente de 1 punto
por año). Por el contrario, el consumo de carbón, gas
natural y energías renovables se incrementarán ligeramente, frente a la disminución de la energía nuclear, a la
espera de la puesta en marcha de nuevas plantas, tal y
como han previsto varios países como son, entre otros,
algunos europeos y EEUU. (8) y (9)
Respecto a la producción de los combustibles fósiles,
cabe señalar que la producción de petróleo en el año
2008 fue de 3.929 millones de tep, casi igual a la del año
anterior. La producción de gas natural fue de 2.768 millo-
The international energy markets remain
characterised by highly volatile prices, reflecting the
difficulty in balancing supply and demand. As a result,
issues of supply security and alternative energies have
dominated the energy policies of the world’s advanced
economies.
As no data was available on international
consumption for 2009 at the date of this report, the
events of 2008 were analysed instead. Global primary
energy consumption grew by 1.4% compared to 2007
(the smallest growth rate since 2001), which is
extremely significant considering the decline in
international economic growth in the second half of
2008.
The stagnation in energy consumption in the most
economically advanced countries in 2009 – the United
States (-2.8%, the biggest drop since 1982), Japan (1.9%) and the OECD countries (-1.3%) – reflects the
crisis affecting these economies. For the first time in
history, non-OECD countries are consuming more
primary energy than all the Organisation’s member
countries, which is extremely significant.
Emerging countries with much potential for growth
have therefore stepped into the energy market. Growth
rates in China (7.2%), and India (5.6%), although lower
than in 2007, consolidate their leadership in the global
economic role of emerging countries. The 2.6% growth
throughout Central and South America is also indicative
of developing economies starting to take off. Also of
note is the stagnation in consumer spending seen in
Russia (0.4%) and the former Soviet republics (0.3%).
(7)
Oil continued to lead global energy consumption by
type of raw material in 2008, totalling approximately
35% (though with a slight downward trend of
approximately one percentage point per year). Coal,
natural gas and renewable energy consumption,
however, are up slightly, in contrast to the decline in
nuclear power until new plants enter service, as planned
by various European countries and the United States.
(8) and (9)
In the realm of fossil fuels, oil production in 2008 was
3,929 million toe, almost the same as in the prior year.
Natural gas production stood at 2,768 million toe, up
3.8% on 2007 and mainly due to major growth in the
United States (7.5%), China (9.6%), Qatar (20.9%) and
Russia (1.4%).
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(7) Consumo de energía primaria por áreas geográficas (Mtep)
/Primary energy consumption by geographical area (Mtoe)
EEUU/USA
Japón/Japan
UE-27/EU-27
Rusia/Russia
China
India
Centro y Sudamérica
South and Central America
Mundo/World
Del cual OCDE/of which OECD
2007
2008
% Variac.
/Change
2361.4
517.5
1744.5
652.0
1863.4
404.4
552.9
2299.0
507.5
1728.2
684.6
2002.5
433.3
574.6
-2.8
-1.9
-0.5
0.4
7.2
5.6
2.6
11093.3
5566.4
11294.9
5508.4
1.4
-1.3
Fuente/Source: BP. Statistical Review. 2009.
(8) Consumo mundial por tipos de energía primaria (Mtep)
/Global consumption by primary fuel type (Mtoe)
2007
Consumo
/Consumption
Petróleo/Oil
Gas natural/Natural gas
Carbón/Coal
Nuclear
Hidroelectricidad y otras renovables (*)
/Hydroelec. and other renewable energies
Total
2008
%
Consumo
/Consump.
%
3953
2638
3177
622
709
35.6
23.8
28.6
5.6
6.4
3982
2726
3304
620
718
34.7
24.1
29.3
5.5
6.4
11099
100.0
11295
100.0
(*) No se considera la biomasa no comercial/Non-commercial biomass is not considered.
(9) Consumo mundial por tipo de energía primaria. 2008 (%)
/Global primary energy consumption by fuel type
Petróleo/Oil
34.7
Carbón/Coal
29.3
Gas Natural/Natural gas
24.1
Energía Hidráulica y Otras Renovables*
6.4
/Hydroelectricty and other renewable energies
Energía Nuclear/Nuclear Energy
5.5
(*) No se considera la biomasa no comercial
/Non-commercial biomass is not considered.
Fuente/Source: BP. Statistical Review. 2009
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31
Informe eléctrico
/Electricity report
nes de tep, con un aumento de un 3,8% sobre la del
2007, dado el gran crecimiento registrado en EEUU
(7,5%), China (9,6%), Qatar (20,9%) y Rusia (1,4%) principalmente. También se produjo un aumento notable de
la producción de carbón que fue de 3.325 millones de tep
(3,3%), debido al incremento de producción de países
productores como China (10%), India (7%) y otros grandes productores como son EEUU, Rusia y Sudáfrica, aunque con porcentajes mucho menores. (10)
Coal production also markedly increased, totalling
3,325 million toe (up 3.3%), due to the growth in coalproducing countries such as China (10%), India (7%)
and other large producers such as the United States,
Russia and South Africa, although with much lower
growth. (10)
2.2. PETRÓLEO
2.2. OIL
Ya se ha indicado que el petróleo sigue siendo el recurso energético más utilizado en el mundo (34,7% en
2008), y el que tiene más influencia en la evolución de los
precios de los otros combustibles, en particular del gas
natural, cuyos precios suelen estar referenciados al petróleo en los mercados internacionales. Una característica del
petróleo que confiere a su demanda una gran estabilidad,
es su difícil sustitutibilidad en usos tan importantes como
el sector transporte. No obstante, cabe señalar el objetivo
de la Unión Europea de que en el año 2020 el uso de biocarburantes alcance el 10% del total de combustibles utilizados en automoción. Además muchos países europeos,
entre ellos España, están promocionando la fabricación
del coche eléctrico para la movilidad urbana que, además
de sus ventajas medioambientales y de reducción en el
consumo de petróleo, permitiría aumentar el consumo
eléctrico por la noche con la consiguiente mejora de eficiencia en la generación de electricidad.
No obstante, los mayores ahorros de productos derivados del petróleo (gasolinas, queroseno, diesel, etc.)
proceden fundamentalmente de las mejoras de eficiencia
en los motores de combustión, así como también en la
mayor calidad de los carburantes consumidos. Esas mejoras, junto a la reestructuración de los modos de transporte de mercancías en favor de los usos ferroviarios y fluviales, ofrecen perspectivas prometedoras en este ámbito.
Respecto a los precios del petróleo en el año 2009,
cabe señalar que empezaron bajos al comienzo del ejercicio, aproximadamente unos 43,5$/Bbl, pero sufrieron un
notable ascenso a lo largo de los últimos meses del ejercicio, con precios del crudo Brent al nivel de los 75 US
$/Bbl. El precio medio alcanzó en 2009 los 61,6 US $/Bbl,
algo inferior al precio medio del año 2008 (64,8 US
$/Bbl). Además, la cotización al alza durante los primeros
meses del año del dólar norteamericano respecto al euro,
fue un factor que acentuó los efectos negativos del precio
del petróleo sobre las economías europeas en situación de
crisis. (11) y (12)
As mentioned, oil continues to be the most widely
used energy resource in the world (34.7% in 2008), and
has a significant impact on the prices of other fuels,
particularly natural gas, usually tied to oil prices in
international markets. One of the characteristics of oil
which ensures stable demand is the fact that it is not
easily substituted when it comes to important areas such
as transport. Nevertheless, it should be noted that the
European Union aims to ensure that the use of bio-fuels
accounts for 10% of total fuels used for transportation
purposes by 2020. Many European countries (Spain
among them) are also encouraging the production of
electric cars for city use. In addition to their
environmental benefits and the reduction in petrol
consumption, use of these vehicles will also raise nighttime electricity consumption, thereby improving
electricity generation efficiency.
The most significant savings related to oil-based
products (petrol, kerosene, diesel, etc.) come from
increased engine efficiency and the use of higher-quality
fuels. These improvements, along with transport
restructuring in favour of rail and sea freight, show a
promising future.
Oil prices started off low during the first few months
of 2009 (approximately US$43.5/bbl), but rose
significantly towards the end of the year, with Brent
crude oil prices reaching US$75/bbl. In 2009 the
average price totalled US$61.6/bbl, slightly lower than
the average for 2008 (US$64.8/bbl). The rise in the US
Dollar compared to the Euro during the first months of
the year further compounded the negative impact of oil
prices on Europe’s economies, already in a state of crisis.
(11) and (12)
2.3. GAS NATURAL
2.3. NATURAL GAS
El consumo de gas natural se incrementó en 2008 en
un 2,5% frente al 2007, una tasa que es inferior a la
Natural gas consumption grew by 2.5% in 2008
compared to 2007, which is lower than the average
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(10) Producción mundial de energías fósiles (Mtep). Años 2007 y 2008 /Global production of fossil energies (Mtoe). 2007 & 2008
Petróleo
/Oil
2007
2008
Gas Natural
/Natural Gas
2007
2008
Carbón
/Coal
2007
2008
OPEP/OPEC
OCDE/OECD
EEUU/USA
Ex-URSS/Former USSR
Fed. Rusa/Russian Fed
Otros países/Other countries:
China
India
Sudafrica/South Africa
Argentina
Brasil/Brazil
1681
899
311
624
491
1758
864
305
627
489
458
992
499
711
547
472
1032
533
714
542
130
1033
587
237
139
135
1043
597
253
153
186
37
–
35
90
190
36
–
34
94
62
27
–
40
20
69
28
–
40
13
1290
181
152
–
2
1415
194
141
–
2
MUNDO/WORLD
3906
3929
2654
2768
3135
3325
(11) Evolución de los precios del crudo Brent en el mercado internacional /Brent crude oil prices on the international market
2008
Precio FOB Cotiz. $/€
/($/Bbl)
/rating
Enero/January
Febrero/February
Marzo/March
Abril/April
Mayo/May
Junio/June
Julio/July
Agosto/August
Septiembre/September
Octubre/October
Noviembre/November
Diciembre/December
92.0
95.0
103.6
108.9
122.7
132.4
133.2
113.0
98.5
71.8
52.5
40.3
2009
Precio FOB Cotiz. $/€
/($/Bbl)
/rating
1.4718
1.4748
1.5527
1.5751
1.5567
1.5553
1.5770
1.4975
1.4374
1.3322
1.2732
1.3449
43.5
43.2
46.8
50.8
57.9
68.6
64.9
72.5
67.7
73.1
77.0
74.6
1.3239
1.2785
1.3050
1.3190
1.3650
1.4016
1.4088
1.4268
1.4562
1.4816
1.4914
n.d.
Fuente: CORES y Fondo Monetario Internacional.
/Source: CORES, International Monetary Fund.
Media anual/Annual average
64.0
61.6
74.67
77.04
73.19
67.69
72.5
64.92
68.6
57.94
50.85
46.84
43.24
42.5
(12) Precio mensual del Petróleo. 2009. ($/barril) /Monthly Oil price. 2009. ($/barrel)
Fuente/Source: Fondo Monetario Internacional /International Monetary Fund
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J
J
M
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M
F
E/J
0.0
33
Informe eléctrico
/Electricity report
media registrada en los últimos 10 años. El país que tuvo
una tasa de incremento más alta fue China con un valor
de 15,8%.
Dada la gran dependencia de España del gas natural
(importa más del 99% de su consumo), conviene exponer
algunas consideraciones sobre el abastecimiento de gas
natural en la UE. Cabe señalar que los principales suministradores son Rusia (26% del total), Noruega (14%) y
Argelia (10%), con predominio de las importaciones por
gasoducto. Este hecho, unido a los problemas que surgieron, y pueden volver a surgir, entre Rusia y Ucrania, provoca una cierta inseguridad en el abastecimiento de
varios países europeos.
Por ello, en julio de 2009, autoridades de la UE, juntamente con las de Hungría, Austria, Turquía, Bulgaria y
Rumanía firmaron el acuerdo de construcción del gasoducto Nabuco (3.300 km.) capaz de transportar 30 bcm
(miles de millones de m3) de gas desde las regiones del
Caspio y Asia Central –con prolongación viable hacia los
países de Oriente Medio– hasta Europa central. El trazado
es menos dependiente de las rutas clásicas y la diversificación de los países de destino será mayor, al tiempo que
pondrá en el mercado europeo el gas de países que cuentan con grandes reservas, tales como Irán, Irak, Egipto,
Azerbaijan, Kazajstan, Turkmenistan y Uzbequistan. Esta
infraestructura comenzará a funcionar en 2014, y su
capacidad representa aproximadamente el 5% de la
demanda actual de la UE.
Pero la apuesta por nuevas vías de entrada no significa renunciar el suministro ruso, ya que la UE considera de
gran interés algunos de los proyectos liderados por la
compañía rusa de gas, Gazprom; uno de ellos, el Nord
Stream, transportará el gas ruso a través del Báltico. Otos
gasoductos, en construcción o en proyecto, son el Galsi
que unirá Argelia-Italia (vía Cerdeña), el Medgaz (de
Argelia a Almería) o el proyecto Itgi, un corredor gasístico que discurrirá entre Turquía, Grecia e Italia.
Respecto al comercio de gas natural cabe señalar que
éste creció en 2008 el 3,8%, debido principalmente al
transporte de gas natural licuado (GNL); los países de origen y destino de este tipo de transporte fueron principalmente Qatar, Rusia, Japón y algunos países europeos,
entre ellos España. Lógicamente, este comercio se produce entre los principales países exportadores y los consumidores, bien por gasoducto o transformado en GNL por
vía marítima. Sin embargo, el volumen global transportado bajó ligeramente debido al menor consumo registrado
durante el ejercicio. (13)
Con relación a los precios de gas natural registrados en
el pasado ejercicio, puede decirse que se produjo un descenso de los mismos en la primera parte del año, seguido
de un importante aumento en el último trimestre del año,
siguiendo la senda registrada por los precios del crudo.
(14)
increases seen over the last ten years. The country with
the highest growth rate was China, totalling 15.8%.
As Spain is highly reliant on its natural gas supply,
importing over 99% of its total consumption, the supply
of this resource within the EU should be addressed. The
main suppliers are Russia (26% of the total), Norway
(14%) and Algeria (10%), and gas is most frequently
imported by pipeline. This issue, along with the
problems between Russia and the Ukraine (which may
arise again in the future) has led to insecurity in the
supply to various European countries.
In July 2009 the EU authorities, along with Hungary,
Austria, Turkey, Bulgaria and Romania, signed an
agreement for the construction of the Nabuco gas
pipeline (3,300 km), which will be capable of
transporting 30 bcm (thousands of millions of m3) of
gas between the Caspian region (with a possible
extension to the Middle East) and Central Europe. This
pipeline is less dependent on the more traditional
routes, and will supply a larger number of countries,
with the European market gaining access to gas from
countries with significant reserves, such as Iran, Iraq,
Egypt, Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan and
Uzbekistan. This infrastructure will be put into service in
2014, with a capacity to serve approximately 5% of
current total EU demand.
This commitment to new import channels, however,
does not mean that the EU should turn its back on the
Russian supply, as certain projects led by the Russian gas
company Gazprom are of interest to the region, such as
the Nord Stream pipeline, which will transport Russian
gas via the Baltic Sea. Other gas pipelines under
construction or at the design stage are Galsi, which will
link Algeria with Italy (via Sardinia), Medgas (from
Algeria to Almeria) and the Itgi project, a pipeline that
will run between Turkey, Greece and Italy.
Natural gas trading grew by 3.8% in 2008, mainly
due to the transportation of liquefied natural gas (LNG),
and the main source and destination countries for this
product were Qatar, Russia, Japan and certain European
countries, including Spain. Logically this commodity is
traded between the main exporting and consuming
countries, and is either transported via gas pipelines or,
following conversion to LNG, shipped by tanker. Global
levels of transported natural gas, however, decreased
slightly during the year due to a decline in consumption.
(13)
Natural gas prices fell during the first part of the
year, but picked up significantly during the last quarter
in line with the trends seen in crude oil prices.(14)
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(13) Principales Países Productores de Gas Natural. 2007 y 2008
/Main natural gas producing countries. 2007 & 2008
Miles de Millones m3 (bcm)
/Thousands of millions m3 (bcm)
2007
2008
%
2008/2007
%
Rusia/Russia
EEUU/USA
Canadá/Canada
Irán/Iran
Noruega/Norway
Argelia/Algeria
Reino Unido/United Kingdom
Indonesia
Arabia Saudí/Saudi Arabia
Turkmenistan
Quatar/Qatar
Holanda/the Netherlands
592.0
540.5
184.7
111.9
89.7
84.8
72.1
67.6
74.4
65.4
63.2
60.5
601.7
582.2
175.2
116.3
99.2
86.5
69.6
69.7
78.1
66.1
76.6
67.5
19.6
19.3
5.7
3.6
3.2
2.8
2.3
2.7
2.5
2.1
2.4
2.2
1.4
7.5
-5.1
3.6
10.4
1.7
-3.7
2.3
4.7
0.7
20.9
11.2
Total mundial/Worldwide Total
2945.3
3065.0
100.0
3.8
107.5
143.97
132.37
S
O
N
192.51
113.01
A
121.97
136.7
137.94
125.81
142.49
161.54
162.52
(14) Precio mensual del Gas Natural. 2009 ($/m3)
/Monthly Natural Gas Price
D
J
J
M
A
M
F
E/J
0.0
Fuente: Fondo Monetario Internacional /Source: International Monetary Fund
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35
Informe eléctrico
/Electricity report
2.4. CARBÓN
2.4. COAL
El carbón continúa siendo una energía primaria de gran
importancia (cubre alrededor del 29% del consumo mundial), con un porcentaje relativamente estable para el conjunto mundial. La producción global de carbón muestra una
concentración importante en países de la OCDE, y en países
emergentes como China y la India. Por ejemplo, baste decir
que China que es el país con un consumo de carbón más
alto (1.406 Mtep), creció el 6,8% respecto al valor de 2007,
y en India fue de 231 Mtep lo que representa, entre ambos
países, aproximadamente el 50% del consumo mundial.
Respecto a la evolución de precios, cabe señalar que el
coste medio de las importaciones de carbón térmico en
los países europeos, entre ellos España, ha sido más estable que los del crudo y gas natural a lo largo del año
2009, oscilando su precio entre los 61,9 y 79,7 US $/tec,
según el Indice MCIS, que se refiere a carbones con un
1% de azufre aproximadamente. (15)
Coal remains an extremely important primary energy
resource, covering approximately 29% of international
consumption, a relatively constant proportion
worldwide. International coal production is concentrated
in OECD countries, as well as emerging economies such
as China and India. China, for example, is the country
with the highest coal consumption (1,406 Mtoe), which
increased by 6.8% compared to 2007, whereas India’s
consumption totalled 231 Mtoe. Combined, these two
countries account for approximately 50% of
international consumption.
The average import costs for thermal coal in Europe,
including Spain, were more stable than those for crude
oil and natural gas in 2009, fluctuating between
US$61.9/tce and US$79.7/tce, according to the MCIS
index (an index which includes coal with sulphur
content of approximately 1%). (15)
2.5. RESERVAS MUNDIALES DE ENERGÍAS FÓSILES
2.5. INTERNATIONAL FOSSIL FUEL RESERVES
Las reservas probadas de los energías fósiles son aquellas cantidades que además de estar geológicamente verificadas, pueden ser explotadas en las condiciones técnicas y económicas existentes en el momento de su evaluación. Su vida media de explotación es el cociente entre las
reservas probadas al final de un año y la producción obtenida durante ese mismo año (ratio R/p).
El volumen de reservas probadas, sobre todo las de los
hidrocarburos, varía a lo largo del tiempo en función de
los nuevos yacimientos encontrados en las campañas de
perforaciones, así como por el porcentaje de extracción
de los pozos en explotación. Desde la década de los
ochenta se alcanza una mayor eficiencia tanto en las campañas de exploración como en el porcentaje de extracción, lo que ha permitido alejar el horizonte de agotamiento de las mismas.
El volumen de reservas probadas de petróleo alcanzó a
finales de 2008 los 170,8 miles de millones de toneladas,
cifra muy parecida a la de los últimos años, lo que nos
indica que la producción registrada en este período es
más o menos el incremento de reservas obtenidas. Las
reservas de esta energía primaria se encuentran geográficamente muy concentradas, como ya es bien sabido.
Aproximadamente el 76% de las reservas mundiales se
concentran en los países de la OPEP; de estos países, los
situados en Oriente Medio disponen del orden del 60%
de las reservas mundiales y, dentro de esta región, Arabia
Saudí posee, aproximadamente el 22%, Irán el 11%, Iraq
el 10%, Kuwait el 8% y los Emiratos Arabes Unidos el 8%.
La duración de las reservas probadas de petróleo, con los
actuales niveles de producción, se sitúan en unos 40 años,
plazo que prácticamente no ha cambiado durante los
años de este siglo XXI. (16) y (17)
Proven fossil fuel reserves are those quantities which,
as well as being geographically verified, can be mined
under existing technical and economic conditions at the
date of their evaluation. The average operating life of
these reserves is the quotient obtained by dividing
proven reserves at the end of one year by production
that year (R/p ratio).
The volume of proven reserves (particularly in the
case of hydrocarbons) varies over time, based on the
discovery of new oil deposits during drilling campaigns,
as well as the proportion extracted from active oil wells.
Since the 80s, the efficiency of exploration campaigns
and the proportion extracted have improved, and the
timeframe for depletion of these reserves has therefore
been extended.
At the end of 2008, proven oil reserves totalled 170.8
thousand million tonnes, similar to prior years, showing
that the production over the year was more or less equal
to the increase in reserves. The global reserves of this
primary energy resource are highly concentrated in
specific areas. Approximately 76% of global reserves are
found in OPEC countries. Of these countries, those
located in the Middle East have approximately 60% of
international oil reserves, of which Saudi Arabia
possesses approximately 22%, Iran 11%, Iraq 10%,
Kuwait 8% and the United Arab Emirates a further 8%.
Based on current proven oil reserves, at current
production levels these reserves are expected to last
approximately 40 years, a figure which has remained
practically unchanged over the last ten years. (16) and
(17)
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2 0 0 9
79.75
77.40
73.18
68.03
71.41
67.61
66.50
63.58
66.13
61.90
72.19
78.06
(15) Precio mensual del Carbón. 2009 ($/ton.)
/Monthly Coal Price
Fuente/Source: McCloskey's Coal Report (carbones del 1% de azufre/1% Sulphur coals)
D
N
O
S
A
J
J
M
A
M
F
E/J
0.0
(16) Reservas probadas de energías fósiles al final de 2008
/Proved reserves of fossil energies at the end of 2008
Petróleo/Oil
Miles Mtep
/GToe
%
Gas Natural/Natural Gas
Miles bcm
%
/Thousands bcm
Carbón/Coal
Mt
%
9.7
17.6
5.6
9.8
8.9
7.3
4.8
4.0
246.1
15.0
29.8
1.8
19.2
118.6
11.3
69.9
62.9
90.5
34.0
48.9
272.2
33.4
33.0
4.0
5.6
3.3
15.4
8.3
259.3
31.4
170.8
12.0
129.8
100.0
7.1
76.0
185.0
16.6
91.5
100.0
9.0
49.4
826.0
352.1
4.9
100.0
42.6
0.6
Regiones económicas/Economic regions:
Norteamérica/North America
/South and Central America
Europa y Euroasia/Europe and Eurosia
África y Oriente Medio
/Africa and the Middle East
Asia-Pacífico/Asia Pacific
Mundo/World
Del cual OCDE/of which OECD
Del cual OPEP/of which OPEC
Vida media aprox (años)
/Approximate half-life (years)
42
60
122
(17) Distribución por regiones de las reservas mundiales de Petróleo. 2008 (%)
/World Oil reserves by geographical areas
África y Oriente Medio/Africa and Middle East 70
Europa y Euroasia/Europe and Eurasia
11
10
/Central and South America
Norte América/North America
6
Asia y Pacífico/Asia and Pacific
3
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2 0 0 9
37
Informe eléctrico
/Electricity report
Las áreas donde se siguen concentrando las mayores
inversiones en nuevas exploraciones son Africa Occidental, Rusia, el Mar Caspio, Norteamérica y el Mar del
Norte, siendo también importantes las realizadas en Latinoamérica, sobre todo en aquellos países que ofrecen una
mayor estabilidad política, mayor solidez institucional y
un marco regulatorio más duradero.
Respecto a las reservas mundiales de gas natural, éstas
ascendían a finales de 2008 a 185,0 miles bcm (miles de
millones de m3); se concentran principalmente en Oriente Medio (40%) y Rusia (26%), con significativas participaciones en las antiguas Repúblicas Soviéticas del Asia
Central y el Cáucaso (5%), Estados Unidos y Canadá
(4%), Africa (8%) y Unión Europea (3%). La duración
media e estas reservas a los ritmos actuales de producción
es de unos 60 años, es decir, unos veinte años más que lo
que ocurre con el petróleo. (16) y (18)
Las reservas mundiales de carbón a finales de 2008 son
aproximadamente 826 miles de Mt (miles de millones de
toneladas), con una distribución geográfica mucho más
repartida comparada con la ubicación de las reservas del
petróleo y el gas natural; baste indicar que, aproximadamente el 40% de las reservas mundiales de carbón, se
encuentran en los países de la OCDE. Entre las naciones
con mayores reservas destacan, entre otras, EEUU (29%),
Rusia (19%), China (13,9%), Australia (9,2%) y Suráfrica
(3,7%). En España tenemos unos 5,5 miles de Mt, lo que
representa el 0,2% de las reservas mundiales. (16) y
(19)
La expectativas de duración de las reservas de carbón
son más largas que las de los hidrocarburos, y se estima
en unos 120 años. Este ratio está bajando en los últimos
años dado que las actividades de nuevas prospecciones
son pequeñas, debido a los problemas medioambientales
que generan su combustión. Por ello, el uso del carbón
para la generación eléctrica ofrece incertidumbres futuras
muy importantes, habida cuenta de las políticas de reducción de emisiones de CO2. Del éxito de las innovaciones
tecnológicas relativas a la captura y almacenamiento del
CO2, cuya investigación está siendo impulsada en algunos países de la Unión Europea, depende en no escasa
medida la evolución futura de su consumo.
The areas where investment in new exploration
activity has remained focused over recent years are
Western Africa, Russia, the Caspian Sea, North America
and the North Sea. Exploration activity in Latin America
has also been significant, particularly in those countries
that offer greater political and institutional stability and
a more durable regulatory framework.
At the close of 2008,world reserves of gas natural
totalled 185.0 thousand bcm (thousand million
m3).These reserves are mainly found in the Middle East
(40%) and Russia (26%), as well as significant deposits
in the former Soviet republics in Central Asia and the
Caucus (5%), the US and Canada (4%), Africa (8%) and
the European Union (3%). At current production levels
the average duration of these reserves is approximately
60 years, 20 years shorter than for oil. (16) and (18)
Global coal reserves at the end of 2008 totalled
approximately 826 thousand Mt (thousands of millions
of tonnes), and in geographical terms are much more
widely distributed than oil and natural gas reserves
(approximately 40% of the world’s coal reserves are
located in OECD countries). The countries with the
largest reserves include the United States (29%), Russia
(19%), China (13.9%), Australia (9.1%) and South Africa
(3.7%). Spain has approximately 5.5 thousand Mt, 0.2%
of total global reserves. (16) and (19)
Coal reserves are expected to last longer than
hydrocarbons, and are estimated at approximately 120
years. This figure has been decreasing in recent years
due to little new prospecting activity because of the
environmental problems caused by coal burning. The
future use of coal in electricity generation is highly
uncertain, especially considering the policies to reduce
CO2 emissions. Trends in coal consumption will depend
heavily on the success of technological innovations for
the capture and storage of CO2, which are being
researched by certain EU countries.
2.6. ENERGÍAS NO FÓSILES
2.6. NON-FOSSIL FUEL ENERGY
La cuota de participación de la energía nuclear en el
consumo mundial durante 2008 sufrió una disminución
de su producción de casi un 0,7% con relación al año
anterior. No obstante, EEUU y varios países europeos han
expresado el deseo de retomar los programas nucleares
dada la necesidad de contar con energía autóctona y más
económica aparte, claro está, del cumplimiento de los
compromisos de reducción de emisiones de gases de
efecto invernadero que exige la lucha contra el cambio
climático. (8)
In 2008 the percentage of international consumption
represented by nuclear energy was down by almost
0.7% compared to the prior year. Nevertheless, the
United States and several European countries have
declared plans to resume their nuclear programmes,
given the need to rely on energy sources which are
domestic and more economical, quite apart from
commitments to reduce greenhouse gas emissions as
part of the fight against climate change. (8)
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(18) Distribución por regiones de las reservas mundiales de Gas Natural. 2008
/World Natural Gas reserves by geographical areas
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8
5
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(19) Distribución por regiones de las reservas mundiales de Carbón. 2008 (%)
/World Coal reserves by geographical areas
33
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Informe eléctrico
/Electricity report
Dentro del marco de exigencias que define el objetivo
de sostenibilidad del suministro energético mundial, hay
que contemplar la evolución de la presencia de las energías renovables que se sitúan en algo más del 6% del consumo total (únicamente se consideran las energías renovables comerciales). A nivel mundial, cabe esperar una
creciente presencia de la energía hidráulica, recurso energético natural de enorme importancia en Latinoamérica y
en algunas otras regiones en desarrollo (por ejemplo
China), y de la energía eólica y solar, que están adquiriendo un gran peso en numerosos países europeos, especialmente en Alemania y España así como también en
EEUU.
Cabe señalar en este punto los objetivos establecidos
por la UE para el año 2020, que marcan el aumento de las
energías renovables hasta el 20% del consumo de energía
primaria (actualmente representan aproximadamente el
8,5%). Asimismo, definen la reducción de emisiones de
gases de efecto invernadero en un mínimo del 20% con
respecto a 1990, y una reducción del consumo energético del 20% en base a una mayor eficiencia. Dada la situación por la que atraviesan los países europeos actualmente, cabe expresar la dificultad de cumplir estos objetivos,
sobre todo si no se aumenta la capacidad de intercambio
de electricidad y gas entre los países de la UE.
Una gran parte de estas energías se utiliza para la
generación eléctrica (eólica, fotovoltaica, biomasa) y,
aunque sus potenciales técnicos a nivel mundial son muy
grandes, no ocurre así con sus potenciales económicos,
ya que todavía tienen mayores costes, en algunos casos
mucho mayores, que las tecnologías que utilizan los combustibles convencionales o la energía nuclear.
Finalmente, cabe señalar la importancia de la biomasa
no comercial –utilizada tal cual se presenta en la naturaleza– en amplias regiones en desarrollo del planeta, en las
que las energías convencionales aún no han llegado o tienen una presencia escasa, y que continua siendo una
fuente energética fundamental para estas zonas geográficas (amplias regiones de Asia, Latinoamérica y Africa),
tanto para hogares como para pequeñas industrias. No
suele estar recogida en muchas estadísticas energéticas,
dada la dificultad de su evaluación. No obstante, puede
señalarse que si esta energía se metiera en el balance, las
energías renovables aumentarían su participación en unos
6 puntos más, alcanzando aproximadamente el 13% del
consumo. Este aumento de porcentaje sería compensado
por la disminución porcentual de los otros tipos de energía primaria.
In terms of the demands that define the sustainability
targets for international energy supply, renewable
energies, representing slightly more than 6% of total
consumption (considering those for commercial use
only) should also be considered. Expected to be of
growing importance worldwide are hydroelectric power,
a huge natural energy resource in Latin America and
other developing regions (such as China), and wind and
solar energy, gaining ground in many European
countries, particularly Germany and Spain, and the
United States.
EU targets for 2020 are particularly relevant, with
renewable energies set to increase to 20% of total
primary energy consumption (from the current 8.5%).
The EU is also aiming to cut greenhouse gas emissions
by 20% compared to 1990 levels, as well as bring
energy consumption down by 20% through greater
efficiency. Given the current situation faced by European
countries, achieving these targets will be difficult,
particularly if the capacity for exchanging electricity and
gas between EU countries is not extended.
A large proportion of these energies is used for
electricity generation (wind, photovoltaic, biomass) and,
although their technical potential worldwide is
extremely significant, this is not the case with their
economic potential, as their costs are still higher (in
certain cases much higher) than the technologies used
for conventional fuels or nuclear energy.
Finally, the importance of non-commercial biomass
(in its natural form) must not be forgotten. This remains
a crucial source of energy for numerous developing
areas around the world, where conventional energy
sources have not yet arrived or have a limited presence
(large areas of Asia, Latin America and Africa). In these
regions, biomass is used by for homes and small
businesses. Due to the difficulties in evaluating this
source of energy, it is not usually included in energy
statistics. However, if it were included, the proportion of
renewable energies would rise by six points to
approximately 13% of total consumption. This growth
would be offset by the proportional drop in other types
of primary energy.
3. CONSUMO DE ENERGIA EN ESPAÑA
3. ENERGY CONSUMPTION IN SPAIN
Lo primero que hay que señalar es que España es un
país muy pobre en reservas energéticas fósiles. Así, respecto a los hidrocarburos cabe destacar que los valores
existentes actualmente son muy bajos, por lo que la pro-
The first point to make in this regard is that Spain has
extremely low fossil fuel reserves. Current hydrocarbon
levels are very small, and domestic oil and natural gas
production will therefore never exceed 1% of
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ducción nacional, tanto de petróleo como de gas natural,
no alcanza ningún año ni el 1% del consumo de estos
combustibles. Respecto al carbón, nuestras reservas son
mayores, aunque continúan siendo relativamente pequeñas y de mala calidad, por lo que han de utilizarse principalmente para la generación de electricidad. Sin embargo
los potenciales de energía hidráulica, eólica y solar, son
en nuestro país relativamente altos comparados con los
de otros países de nuestro entorno.
A pesar del desarrollo tecnológico que España hizo en
los años sesenta y setenta para poder quemar los carbones
de baja calidad que teníamos, la producción de carbón
nacional está bajando en los últimos años, tanto en Hulla
como en Antracita, con un descenso en 2009 respecto a
2008 del 35%. En cuanto al uso de lignitos pardos, se ha
producido un retroceso tan grande en los últimos años
que en 2009 no se ha consumido cantidad alguna. Además, cabe señalar que los stocks de Hulla y Antracita han
aumentado de forma importante durante los ejercicios de
2008 y 2009, alcanzando al final de este último año aproximadamente 10 millones de toneladas debido, sobre
todo, al menor consumo eléctrico del año. Por ello el
Gobierno aprobó en febrero de 2010, un Decreto por el
que obliga al sector eléctrico a quemar parte de estos
stocks, con objeto de ayudar al sector de la minería. No
obstante, en el momento de realización de esta memoria,
todavía no había sido publicado en el BOE, ya que se está
a la espera de su aprobación por parte de la UE, así como
a los cambios técnicos necesarios que debe establecer el
gestor de la red, REE. De cualquier forma, el futuro de esta
energía en España no puede ser optimista, si se tiene en
cuenta que van a desaparecer poco a poco las subvenciones a la misma, de acuerdo con la política energética establecida en la Unión Europea. (20)
Centrándonos en el consumo por tipos de energía primaria en España, la utilización del petróleo tiende a estabilizarse, si bien ligeramente a la baja. En 2008 (último
año disponible) fue de 68.110 Ktep (frente a los 70.800
Ktep del año 2007), lo que representó el 47,9% de la
energía primaria consumida en nuestro país. En términos
de energía final, el consumo español de productos petrolíferos alcanzó en ese año los 52.944 Ktep, lo que representó un 51,0% del total anual. (21) y (22)
Dada la escasa producción nacional de petróleo
(menos del 1%), la mayoría de su consumo tuvo que ser
importado. Las importaciones españolas de crudo en
2009 fueron aproximadamente de 54 millones de toneladas, con una estructura de origen bastante diversificada,
ya que hubo importaciones notables de países no pertenecientes a la OPEP, como son México (10,6%), y Rusia
(5,7%). Entre los países de la OPEP, los principales abastecedores de nuestro país fueron Arabia Saudí (11,3%),
Libia (12,1%), Irán (9,3%) y Nigeria (18,2%). (23)
Es bien sabido que el gas natural ocupa un lugar muy
importante en la política energética de nuestro país para
consumption of these fuels. Our coal reserves have
grown, although they remain limited and of poor
quality, and are therefore mainly used for electricity
generation. Nevertheless, the possibilities presented by
hydroelectric, wind and solar energy in Spain are
relatively high compared to other European countries.
Despite technological developments by Spain in the
60s and 70s to enable it to burn the country’s lowquality coal, domestic coal production has dipped in
recent years, particularly in the case of anthracite, which
fell by 35% in 2009 compared to the prior year. Use of
brown coal has fallen so much that, none was consumed
in 2009. Stocks of bituminous coal and anthracite rose
significantly in 2008 and 2009, up to approximately 10
million tonnes, mainly due to lower electricity
consumption in 2009. As a result, in February 2010 the
Spanish government approved a decree requiring the
electricity sector to burn part of its stocks of these
resources to help the mining sector. At the date of this
report this decree had not been published in the Official
State Gazette, as it was awaiting EU approval and
technical changes had to be made by the Spanish
electricity network operator REE. In any case, the future
prospects for this energy in Spain are bleak, considering
that subsidies for this resource will be gradually removed
in line with the European Union’s energy policy. (20)
Oil consumption as a primary energy source remains
relatively constant in Spain, although down slightly. In
2008 (the last year for which data is available)
consumption was 68,110 Ktoe/year (compared to
70,800 Ktoe in 2007), representing 47.9% of total
primary energy consumed in the country. In terms of
final energy, Spanish consumption of oil-based products
totalled 52,944 Ktoe during the year, representing
51.0% of the annual total. (21) and (22)
Due to low domestic oil production levels (less than
1%), the majority of oil consumed in 2009 had to be
imported. Spanish crude oil imports during the year
totalled approximately 54 million tonnes, and came
from relatively diverse sources, with significant imports
from non-OPEC countries, Mexico (10.6%) and Russia
(5.7%). The main OPEC suppliers to Spain were Saudi
Arabia (11.3%), Libya (12.1%), Iran (9.3%) and Nigeria
(18.2%). (23)
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Informe eléctrico
/Electricity report
(20) Suministro de carbón nacional al Sector Eléctrico (Miles de toneladas)
/Supply of domestic coal to the Electricity Sector (Thousands of tonnes)
Hulla y Antracita
/Bituminous coal and Anthracite
Lignito Negro/Lignite
CECA Carbón/ECSC coal
Lignito Pardo/Brown coal
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
10100
9346
8941
8086
8093
7528
7395
4790
3550
13650
8700
3281
12627
8000
3527
12468
8161
3278
11364
7574
3250
11343
6900
3171
10699
6188
3036
10431
218
2520
7310
0
Fuente/Source: Carbunión.
(21) Consumo de Energía Primaria en España y grado de Autoabastecimiento. Años 2007 y 2008
/Primary Energy Consumption in Spain and self-supply. Years 2007 & 2008
2007
Carbón/Coal
Petróleo/Oil
Gas Natural/Natural Gas
Nuclear
Hidráulica/Hydro
Otras energías renovables
/Other renewable energies
Saldo Eléctrico/Electricity Balance
Total
2008
ktep
%
ktep
%
20360
70848
31602
14360
2341
7916
13.9
48.2
21.5
9.8
1.6
5.4
13974
68110
34783
15368
1991
8855
9.8
47.9
24.5
10.8
1.4
6.2
-495
-0.3
-949
-0.7
146932
100.0
142131
100.0
Autoabastecimiento/Self-supply
2007
2008
28.8
0.2
0.0
100.0
100.0
100.0
31.0
0.2
0.0
100.0
100.0
100.0
20.9
21.6
Metodología: AIE/Methodology: IEA.
Fuente: Dirección General de Política Energética y Minas (MITyC) 2009/Source: Directorate General for Energy policy and Mining (Ministry of Industry, Tourism and Trade) 2009.
(22) Consumo de Energía Final en España. Años 2007 y 2008
/Final Energy Consumption in Spain. Years 2007 & 2008
2007
Carbón/Coal
Productos Petrolíferos/Oil products
Gas
Electricidad/Electricity
Renovables/Renewables
Total Consumo Final
/Total Final Consumption
ktep
%
ktep
2008
%
2007/2006
%
2498
55277
17279
22154
3972
2.4
54.5
17.1
21.9
4.1
2344
52944
17138
22088
4303
2.3
53.6
17.3
22.4
4.4
-6.2
-4.2
-0.8
-0.3
8.3
101180
100.0
98817
100.0
-2.4
Nota: Además del consumo energético que representó en el año 2008 aproximadamente el 93.6%, el resto de energías finales (principalmente productos petrolíferos y algo de gas),
es decir, el 6.4%, se utiliza como materia prima en la industria.
/Note:Besides energy consumption which accounted in 2008 approximately 93.6%, the rest of final energy (mainly oil products and some gas), the 6.4% is used as raw material in industry.
Metodología/Methodology: AIE/IEA
Fuente/Source: Dirección General de Política Energética y Minas (MITyC) 2009/Directorate General for Energy policy and Mining (Ministry of Industry, Tourism and Trade) 2009
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(23) Estructura de las importaciones españolas de Petróleo (%)
/Spanish oil imports by country
Resto países/Other countries
Libia/Libya
Arabia Saudí/Saudi Arabia
México/Mexico
Irán/Iran
Rusia/Russia
51.0
12.1
11.3
10.6
9.3
5.7
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos (MITyC) y CORES. (Dic. 2009)
/Source: Hydrocarbon Statistics Gazette (Ministry of Industry, Tourism and Trade)
and CORES (Corporation of Strategic Reserves of Petroleum Products ) (December 2009)
(24) Estructura de las importaciones españolas de Gas Natural (%)
/Spanish Natural Gas imports by country
Argelia/Algeria
Nigeria/Niger
Trinidad y Tobago/Trinidad and Tobago
Egipto/Egypt
Quatar/Qatar
Noruega/Norway
Resto de países/Other countries
41.0
15.1
13.3
11.4
10.0
7.3
1.9
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos (MITyC) y CORES. (Dic. 2009)
/Source: Hydrocarbon Statistics Gazette (Ministry of Industry, Tourism and Trade)
and CORES (Corporation of Strategic Reserves of Petroleum Products ) (December 2009)
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Informe eléctrico
/Electricity report
el cumplimiento de las exigencias derivadas del Protocolo de Kioto sobre reducción de emisiones de gases de
efecto invernadero. Esta estrategia se basa, en gran medida, en la creciente participación del gas natural en la
generación eléctrica con centrales de ciclo combinado
(cuyo rendimiento energético es superior al 50%, frente
al 37% de las centrales térmicas convencionales), y en el
fomento del uso de energías renovables.
De acuerdo con el balance de energía primaria en
2008 de nuestro país, el consumo de gas natural fue de
34.783 Ktep, lo que supuso el 24,5% del total de energía
primaria consumida en España, tres puntos por encima
del registrado en 2007. En términos de energía final, el
consumo de gas natural representó el 16,2%, 0,2 puntos
más que en 2007. Cabe señalar asimismo, que la utilización del gas natural para la generación eléctrica en 2009
ha representado aproximadamente el 35,7% de la producción total eléctrica de nuestro país (41,5% del consumo total de gas). El resto de gas natural se consume en la
industria (43,5%) y en los sectores doméstico y comercial
(15%). (21) y (22)
Las importaciones españolas de gas natural en 2009
proceden de ocho países en su casi totalidad. El principal
suministrador es Argelia, con el 41% del total, seguida de
Nigeria (15,1%), Qatar (10,0%), Trinidad y Tobago
(13,2%), Egipto (11,4%), Noruega (7,3%) y el resto de
países el 2% restante. Puede verse por estas cifras que se
intenta mantener la mayor diversificación posible de los
suministros, tanto desde el punto de vista geográfico
como de zonas económicas y de influencia, mejorando
sensiblemente con ello la seguridad en el abastecimiento.
Asimismo, la alta capacidad de regasificación existente
proporciona a nuestro sistema una elevada flexibilidad en
cuanto a su gestión y posibilidades de diversificación de
las fuentes de suministro. Por ello y por su posición geográfica, España se convierte en un corredor perfecto para
transportar gas a Europa, siempre que la capacidad de las
interconexiones con Francia se amplíen. (24)
El consumo de carbón en 2008 fue de 13.974 Ktep, lo
que representó el 9,8% del consumo total de energía primaria en España, suponiendo cuatro puntos menos que
los registrados en el año anterior. En términos de energía
final, solamente se consumieron unos 2.300 Ktep, ya que
ha sido sustituido en su mayor parte por la electricidad y
el gas natural. (21) y (22)
La producción en energía primaria de las centrales
nucleares en 2008 representó el 10,8% del consumo
total, con tendencia a disminuir ligeramente su peso en
los próximos años. Respecto a la producción de energía
hidráulica y de las otras energías renovables representaron en el mismo año el 7,6%, con más de 10.800 Ktep,
previendo el Gobierno un aumento muy importante de
estas energías para el año 2020, para así alcanzar el objetivo de la UE (20%). Estas previsiones podrían ser revisadas teniendo en cuenta los efectos de la crisis económica
Natural gas plays a key role in Spain’s energy policy,
in terms of compliance with Kyoto Protocol
requirements for cuts in greenhouse gas emissions. This
strategy is mainly based on the growing involvement of
natural gas in electricity from combined cycle plants
(with energy output exceeding 50%, compared to 37%
for conventional thermal plants), as well as the
promotion of renewable energy use.
According to the 2008 primary energy balance for
Spain, natural gas consumption stood at 34,783 Ktoe,
24.5% of total primary energy consumed in the country
and three percentage points higher than the 2007
figure. In terms of final energy, the consumption of
natural gas accounted for 16.2%, 0.2 percentage points
up on the prior year. Natural gas was used in
approximately 35.7% of total electricity production in
Spain in 2009 (41.5% of total gas consumption). The
rest of the country’s natural gas was consumed by
industry (43.5%) and the domestic and commercial
sectors (15%). (21) and (22)
In 2009 Spain imported almost all of its natural gas
from eight countries. The main supplier was Algeria,
with 41% of the total, followed by Nigeria (15.1%),
Qatar (10.0%), Trinidad and Tobago (13.2%), Egypt
(11.4%) and Norway (7.3%), with other countries
supplying the remaining 2%. These figures reflect the
country’s attempts to maintain as diverse a supply as
possible, in terms of geography, economic zones and
areas of influence, thereby markedly improving the
security of the supply. The high regasification capacity
has also given the Spanish system significant flexibility in
terms of management and the possibility to diversify
supply sources. For this reason, and also due to its
geographical position, Spain has become the perfect
channel for transporting gas to Europe, provided that
capacity of interconnections at the French border is
extended. (24)
Coal consumption in 2008 was 13,974 Ktoe, 9.8% of
total primary energy consumption in Spain and four
percentage points lower than in the prior year. In terms
of final energy, only 2,300 Ktoe was consumed, as coal
has been mainly replaced by electricity and natural gas.
(21) and (22)
Primary energy produced by nuclear plants in 2008
reflected 10.8% of total consumption, and is expected
to decrease slightly over the coming years. The
production of hydropower and other renewable energies
represented 7.6% during that year, totalling more than
10,800 Ktoe. The government expects significant
growth in these energies by 2020, thereby achieving the
EU target of 20%.
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por la que atraviesan nuestro país y el resto de países de
la Comunidad. (21) y (22)
Finalmente cabe destacar que la mejora de la eficiencia energética es una de las piezas clave para hacer frente a los retos del futuro. No obstante, en España sólo se
ha hecho perceptible esta mejora desde el año 2005. Así,
la Intensidad energética en nuestro país, medida en Ktep
de energía primaria consumida por millones de euros
generados en el PIB, ha pasado de 184,2 en 2007 a
177,46 en 2008, es decir ha disminuido el 3,7%; en términos de energía final, esta disminución ha sido del
2,4%. Todo ello nos indica que el sistema energético
español es cada vez más eficiente, contribuyendo a ello el
sistema eléctrico mediante la introducción en el “mix” de
generación eléctrica de tecnologías con un mayor rendimiento energético.
These forecasts could be revised in light of the
financial crisis on Spain and the rest of the European
Union. (21) and (22)
Finally, improvements in energy efficiency are key to
overcoming future challenges. In Spain, however, these
improvements have only been perceptible since the end
of 2005. Energy intensity in the country (measured in
Ktoe consumed per million of Euros of GDP) fell from
184.2 in 2007 to 177.46 in 2008, down 3.7% (this drop
was only 2.4% in terms of final energy). This shows that
the Spanish energy sector is increasingly efficient, and
the electricity sector has helped in this respect by
introducing higher-performance technologies to the
generation mix.
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GENERACIÓN ELECTRICA / ELECTRICITY GENERATION
Informe eléctrico
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/Electricity report
1. SISTEMA GENERADOR DEL RÉGIMEN ORDINARIO
1. ORDINARY REGIME GENERATION SYSTEM
1.1. EQUIPO GENERADOR
1.1. GENERATION PLANTS
1.2. PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
1.2. ANNUAL ELECTRICITY PRODUCTION
1.3. PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA
1.3. HYDROELECTRICITY GENERATION
1.4. PRODUCCIÓN TÉRMICA CONVENCIONAL
1.4. CONVENTIONAL THERMAL GENERATION
1.5. PRODUCCIÓN NUCLEAR
1.5. NUCLEAR GENERATION
049
2. SISTEMA GENERADOR TOTAL DE ESPAÑA
2. TOTAL GENERATION SYSTEM IN SPAIN
2.1. EQUIPO DE GENERACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL
2.1. SPECIAL REGIME GENERATION PLANTS
2.2. POTENCIA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2.2. ELECTRICITY CAPACITY IN SPAIN
2.3. PRODUCCIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2.3. ELECTRICITY GENERATION IN SPAIN
2.4. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
2.4. INTERNATIONAL ELECTRICITY EXCHANGES
064
3. MERCADO ELÉCTRICO DE GENERACIÓN
3. ELECTRICITY GENERATION MARKET
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Generación eléctrica
Electricity generation
GENERACIÓN ELÉCTRICA / ELECTRICITY GENERATION
En este capítulo se presenta la dimensión alcanzada
por el equipo de generación eléctrica así como la de la
energía producida por el mismo en el año 2009. A tal respecto, se expone en primer lugar el comportamiento del
sistema generador del Régimen Ordinario, que incluye el
correspondiente a las empresas asociadas en UNESA, y el
del sistema Español que resulta de integrar el Régimen
Ordinario y una estimación de la potencia instalada y la
electricidad producida por las instalaciones acogidas al
Régimen Especial. Allí donde se cree necesario, se indica
la representatividad del conjunto de las empresas integradas en UNESA.
This chapter addresses the scale of Spain’s electricity
generation facilities and the energy they produced in
2009. First the output of the Ordinary Regime
generation system, including that of UNESA associate
companies, is outlined, followed by that of the Spanish
system, which is the Ordinary Regime integrated with
the estimated installed capacity and electricity generated
by Special Regime facilities. Where deemed necessary,
figures for all UNESA companies taken as a whole have
been included.
1. SISTEMA GENERADOR DEL RÉGIMEN ORDINARIO
1. ORDINARY REGIME GENERATION SYSTEM
1.1. EQUIPO GENERADOR
1.1. GENERATION PLANTS
1.1.1. POTENCIA INSTALADA
1.1.1. INSTALLED CAPACITY
En el año 2009, las empresas eléctricas que operan en
el Régimen Ordinario pusieron en servicio una nueva
potencia de 823 MW correspondiendo la mayoría a ciclos
combinados de gas natural. Las empresas asociadas en
UNESA aportaron 728 MW, es decir, el 88% de la nueva
potencia. (25)
Asimismo, en el ejercicio 2009 las empresas asociadas
en UNESA dieron de baja instalaciones de generación con
una potencia total de 639 MW, correspondiendo a grupos
de fuelóleo (26)
Teniendo en cuenta las variaciones indicadas, la potencia instalada en el Régimen Ordinario a 31 de diciembre
de 2009 alcanzó la cifra de 67.117 MW. De dicha cantidad: 22.111 MW corresponden a centrales de ciclos combinados de gas natural, representando un 32,9%; la
potencia hidroeléctrica se sitúa en 17.073 MW con una
representación del 25,4%; las centrales de carbón suman
12.149 MW, equivalente al 18,1%; la potencia de las centrales nucleares se mantiene en 7.728 MW que suponen
una cuota de potencia del 11,5%; el resto de la potencia,
8.056 MW, corresponde a centrales de fuelóleo y productos petrolíferos y a centrales bicombustibles de fuelóleo y
gas natural. (27) y (28)
La potencia instalada en el Régimen Ordinario en el
año 2009 representa un 67,6% de la potencia de generación eléctrica total de España, que se cifró en 99.288 MW
y viene determinada por las potencias instaladas en el
Régimen Ordinario y en el Régimen Especial. Por tipos de
central: la potencia hidroeléctrica del Régimen Ordinario
representa el 41,5% de la instalada en centrales hidroe-
In 2009 the electricity companies operating under
the Ordinary Regime connected new capacity of 823
MW to the system, almost entirely corresponding to
natural gas combined cycles. UNESA associate
companies contributed 728 MW of this amount,
reflecting 88% of the new capacity. (25)
In 2009 UNESA associate companies also retired
generation facilities with total capacity of 639 MW,
corresponding to fuel oil plants. (26)
Considering the aforementioned variations, Ordinary
Regime installed capacity stood at 67,117 MW at 31
December 2009. Of that amount, 22,111 MW were
natural gas combined cycle plants (totalling 32.9%),
17,073 MW were hydroelectric capacity (25.4%), coal
plants totalled 12,149 MW (18.1%), nuclear plants
stood at 7,728 MW (11.5%), and the remaining capacity
(8,056 MW) was distributed among fuel oil and oilbased product plants and muti-fuel plants of oil and
natural gas. (27) and (28)
E S PA Ñ O L A
D E
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E L É C T R I C A
In 2009 Ordinary Regime installed capacity
represented 67.6% of total electricity generation
capacity in Spain, which amounted to 99,288 MW and
comprised Ordinary and Special Regime installed
capacities, broken down by plant type as follows:
Ordinary Regime hydroelectric capacity accounted for
41.5% of hydroelectric, wind and solar plant installed
U N E S A
2 0 0 9
49
Informe eléctrico
/Electricity report
(25) Nueva potencia eléctrica, Régimen Ordinario. 2009
/New power capacity, ordinary regime
Centrales
/Plants
kW
Hidroeléctricas
/Hydroelectric:
Doiras 1,2
Silvón 1,2
18950
19560
Termoeléctricas Convencionales
/Conventional thermoelectric:
CC Málaga 1
CC Arrubal 1
CC Escatrón 3
CC Escatrón Peaker
Cas Tresorer
Mahón 5 TG
Ibiza 6 TG
Ceuta 12
POTENCIA TOTAL CONECTADA A LA RED
/TOTAL POWER CONNECTED TO THE GRID
408600
9000
32740
95000
150000
50000
25000
14000
822850
Fuente/Source: Unesa, REE
(26) Instalaciones dadas de baja, Régimen Ordinario. 2009
/Installations put out of service, Ordinary regime
Centrales
/Plants
kW
Cristobal Colón 2
Cristobal Colón 3
Aceca 2
Santurce 3
POTENCIA TOTAL DADA DE BAJA
/TOTAL CAPACITY LOST
148000
160000
313600
17300
638900
Fuente/Source: Unesa
50
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2 0 0 9
(27) Potencia instalada del Régimen Ordinario. 2009
/Installed capacity under the Ordinary Regime
Tipos de centrales
/Type of plant
MW
%
17073
25.4
Carbón/Coal
Gasificación carbón CC/CC Coal gasification
Gas natural, ciclo combinado/Natural gas, combined cycle
Fuelóleo y otros productos petrolíferos
/Fuel oil and other petroleum products
Fuelóleo-Gas natural/Fuel oil-Natural gas
11829
320
22111
6137
17.6
0.5
32.9
9.1
1919
2.9
Total
42316
63.0
7728
11.5
67117
100.0
Hidroeléctricas
/Hydroelectric
Termoeléctricas nucleares
/Nuclear thermal/Thermoelectric nuclear
TOTAL
(28) Potencia eléctrica del Régimen Ordinario por tipos de central. 2009 (MW)
/Ordinary regime power capacity by type of plant
22000
Hidroeléctrica/Hydroelectric
Nuclear
Carbón/Coal
C.C. Gas natural/C.C. Natural gas
Fuelóleo y Fuelóleo-Gas natural
/Fuel-oil and Fuel-oil – Natural gas
17000
12000
7000
2000
0
2008
E S PA Ñ O L A
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2009
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51
Informe eléctrico
/Electricity report
léctricas, eólicas y solares; la potencia térmica del Régimen Ordinario representa el 83,9% de la térmica total de
España, que incluye la cogeneración, los residuos y la biomasa; el Régimen Ordinario cuenta con el 100% de la
energía nuclear. (29)
La potencia instalada a finales de 2009 de las empresas asociadas en UNESA alcanzó la cifra de 62.023 MW e
incorpora todas las centrales nucleares, de carbón, de fuelóleo y bicombustibles de fuelóleo y gas natural que operan en el Régimen Ordinario, 16.394 MW de centrales
hidroeléctricas y 17.833 MW de ciclos combinados de gas
natural, es decir, el 80,6% del total de esta última tecnología. La potencia que las empresas asociadas en UNESA
tienen en el Régimen Ordinario representa el 92% de la
de dicho régimen y el 62,5% de la potencia de generación eléctrica instalada en España.
capacity; and Ordinary Regime thermal capacity
represents 83.9% of total thermal capacity in Spain,
which includes cogeneration, waste and biomass. 100%
of nuclear energy is produced under the Ordinary
Regime. (29)
At the close of 2009 the installed capacity of UNESA
associate companies totalled 62,023 MW, including all
nuclear, coal, fuel oil and natural gas plants operating
under the Ordinary Regime, as well as 16,394 MW from
hydroelectric plants and 17,833 MW from natural gas
combined cycle plants (80.6% of the total for this kind
of technology). The Ordinary Regime capacity of UNESA
associate companies represented 92% of this regime and
62.5% of total installed electricity generation capacity in
Spain.
1.1.2. POTENCIA INSTALADA EN LOS SISTEMAS PENINSULAR Y
EXTRAPENINSULAR
1.1.2. INSTALLED CAPACITY IN MAINLAND AND NONMAINLAND SYSTEMS
A finales de 2009, la potencia instalada operando en el
Régimen Ordinario se cifró en 62.099 MW en el Sistema
Peninsular y en 5.018 en el Sistema Extrapeninsular, representando un 92,5% y un 7,5% respectivamente en la
potencia total del Régimen Ordinario. Respecto a la potencia instalada a finales de 2008, en el 2009 se han producido unas variaciones de potencia con un saldo negativo de
48 MW en el Sistema Peninsular y un positivo de 509 MW,
en el Sistema Extrapeninsular. El saldo negativo del Sistema Peninsular se debe a la incorporación de 584 MW de
nueva potencia y a las bajas registradas en el equipo de
fuelóleo. El saldo positivo del Sistema Extrapeninsular es
resultado de la incorporación de 239 MW de nueva potencia y el registro estadístico de otros 270 MW que no habían sido anotados en el año 2008. El Sistema Extrapeninsular, es decir, el correspondiente a Baleares, Canarias, Ceuta
y Melilla, consta de una central de carbón de importación
de 510 MW, situada en Baleares, y un buen número de
grupos térmicos que utilizan productos petrolíferos y que
suman una potencia de 4.508 MW. De esta cantidad,
1.611 MW corresponden a ciclos combinados, que han
funcionado con productos petrolíferos, de los que 923
están en Baleares y 688 en las Islas Canarias. Hechas estas
especificidades del Sistema Extrapeninsular, la composición del equipo instalado en el Sistema Peninsular es la
que caracteriza a la del conjunto del Régimen Ordinario
que se ha comentado en el párrafo anterior. (30)
At 2009 year end, Ordinary Regime installed capacity
totalled 62,099 MW for the mainland system and 5,018
MW for the non-mainland system, 92.5% and 7.5%,
respectively of total Ordinary Regime capacity. There
were certain variations compared to installed capacity at
2008 year end, with a negative balance of 48 MW in the
mainland system and a positive balance of 509 MW in
the non-mainland system. This mainland negative
balance is due to the incorporation of 584 MW of new
capacity and the withdrawal of certain fuel oil facilities.
The positive balance in the non-mainland system is
because of the incorporation of new capacity totalling
239 MW, as well as the inclusion of a further 270 MW in
the system’s statistics which had not been recognised in
2008. The non-mainland system (i.e. the Balearics, the
Canary Islands, Ceuta and Melilla) has a 510 MW
imported coal plant located in the Balearics, as well as a
large number of thermal facilities which use oil products
and have a combined capacity of 4,508 MW. Of this
amount 1,611 MW relates to combined cycle plants
which operate with oil products, 923 MW of which
corresponds to the Balearics and 688 to the Canary
Islands. The composition of the mainland system’s plants
is the same as the Ordinary Regime facilities specified in
the preceding paragraph. (30)
1.2. PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
1.2. ANNUAL ELECTRICITY PRODUCTION
1.2.1. PRODUCCIÓN ANUAL POR TIPOS DE CENTRAL
1.2.1. ANNUAL GENERATION BY PLANT TYPE
En el año 2009, la producción bruta de las empresas
eléctricas que operan en el Régimen Ordinario, alcanzó la
cifra de 206.237 millones de kWh, suponiendo un des-
In 2009 gross generation by electricity companies
operating under the Ordinary Regime totalled 206,237
million kWh, down 12.7% on 2008. Hydroelectric
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(29) Participación de las empresas del Régimen Ordinario en la potencia instalada de España. 2009
/Share of installed capacity companies under the Ordinary Regime in Spain
Tipos de centrales/Type of plant
%
Hidroeléctricas, eólicas y solares/Hydroelectric, wind and solar
Termoeléctricas convencionales/Conventional thermoelectric
Termoeléctricas nucleares/Nuclear thermal/Thermoelectric nuclear
41.5
83.9
100.0
TOTAL
67.6
(30) Potencia eléctrica del Régimen Ordinario en los Sistemas Peninsular y Extrapeninsular. 2009 (MW)
/Electricity generated under the Ordinary Regime in Spain.
Peninsular
Mainland
Hidroeléctricas/Hydroelectrical
Carbón/Coal
Fuelóleo/Fuel oil
Nuclear
17073
11319
320
22111
1629
1919
7728
TOTAL
62099
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
Extrapeninsular
Non-mainland
510
4508
5018
U N E S A
2 0 0 9
TOTAL
17073
11829
320
22111
6137
1919
7728
67117
53
Informe eléctrico
/Electricity report
censo del 12,7% con respecto a la del año 2008. La producción hidroeléctrica fue de 23.868 millones de kWh
representando un 11,6% de la producción total y experimentando un aumento del 11,4% respecto a la de 2008.
La generación térmica es la dominante que, con 129.607
millones de kWh, representó el 62,8% del total y decreció
un 16,9% respecto a la del año 2008. La producción
nuclear ha experimentado una bajada del 10,5% respecto a la de 2008 y alcanzó la cifra de 52.762 millones de
kWh representando el 25,6% de la producción del Régimen Ordinario. (31) y (32)
En el año 2009, la producción de las empresas que
operan en el Régimen Ordinario representó el 68,6% de
la producción total de España que se cifró en 300.572
millones de kWh. Frente a los respectivos totales de España: la producción hidroeléctrica del Régimen Ordinario
representó un 32,4% de la realizada por el conjunto de
centrales hidroeléctricas, eólicas y solares; la producción
térmica del Régimen Ordinario supuso el 74,4% de la
producida en centrales térmicas convencionales, de cogeneración, residuos y biomasa; en energía nuclear, el Régimen Ordinario contabilizó el 100% de la producción
nuclear española. (33)
En el año 2009, las empresas asociadas en UNESA produjeron 187.415 millones de kWh en el Régimen Ordinario, representando un 90,9% del total de dicho régimen y
un 62,4% de la producción de energía eléctrica total de
España. El resto de la producción en Régimen Ordinario
fue producido por empresas no asociadas a UNESA y, en
su mayoría, en ciclos combinados de gas natural.
generation amounted to 23,868 million kWh, just 11.6%
of total generation and an 11.4% increase compared to
2008. Thermal generation clearly leads the field, with
129,607 million kWh (62.8% of the total), despite a fall
of 16.9% on the prior year. Nuclear generation was
down 10.5% compared to 2008, standing at 52,762
million kWh and reflecting 25.6% of total Ordinary
Regime generation. (31) and (32)
During the year 2009 generation by companies
operating under the Ordinary Regime accounted for
68.6% of total generation in Spain, which amounted to
300,572 million kWh. Compared to their respective
totals for the country as a whole, hydroelectricity
generation under the Ordinary Regime corresponds to
32.4% of total hydroelectric, wind and solar plant
generation, thermal generation under the Ordinary
Regime accounts for 74.4% of generation in
conventional, cogeneration, waste and biomass thermal
plants, and 100% of Spanish nuclear energy was
generated under the Ordinary Regime. (33)
In 2009 UNESA associate companies generated
187,415 million kWh under the Ordinary Regime,
representing 90.9% of the total for this regime and
62.4% of total energy generation in Spain. The
remaining Ordinary Regime generation relates to
companies which are not associated with UNESA, the
majority of which are natural gas combined cycle plants.
1.2.2. DISTRIBUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN
1.2.2. MONTHLY DISTRIBUTION OF GENERATION
Durante el año 2009, la mayor producción mensual
del Régimen Ordinario en el Sistema Peninsular se registró en el mes de enero, con 18.964 millones de kWh, y la
menor en el mes de abril con 13.827 millones de kWh. La
producción mensual correspondiente al mes de julio fue
la segunda mayor del año y alcanzó 18.152 millones de
kWh.
La producción mensual de las centrales hidroeléctricas
osciló entre un máximo de 3.198 millones de kWh en el
mes de febrero y un mínimo de 948 en el mes de septiembre. En conjunto, la producción anual hidroeléctrica
(23.868 millones de kWh) corresponde a un año de
hidraulicidad tendente a seca. Los meses de mayor producción hidroeléctrica fueron los del período enero-mayo
y el mes de diciembre.
Debido a que casi todas las centrales nucleares han
estado paradas temporalmente para realizar la recarga de
combustible, en 2009 la producción eléctrica nuclear ha
experimentado una caída del 10,5% respecto a la de
2008. En términos mensuales, la producción máxima se
registró en el mes de enero, con 5.665 millones de kWh, y
la mínima en el mes de junio con 3.695 millones de kWh.
In 2009 the highest monthly generation under the
Ordinary Regime was recorded in January (18,964
million kWh), with the lowest in April (13,827 million
kWh). Generation in July was the second highest for the
year, totalling 18,152 million kWh.
Monthly generation by hydroelectric plants fluctuated
between a maximum of 3,198 million kWh in February
and a minimum of 948 million kWh in September. In
total, the annual hydroelectricity generation (23,868
million kWh) is that of a year of relatively low water
availability. The highest levels of hydroelectricity were
generated in the period from January to May and in
December.
As almost all nuclear power plants were temporarily
shut down for fuel recharging at some point in 2009,
nuclear generation dropped by 10.5% compared to
2008. In monthly terms, generation was at its highest in
January (5,665 million kWh) and at its lowest in June
(3,695 million kWh).
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(31) Producción de eléctricidad del Régimen Ordinario. 2009
/Electricity generated under the Ordinary Regime in Spain
Tipos de centrales
/Type of plant
Millones kWh
%/2008
Hidroeléctricas/Hydroelectric
Termoeléctricas convencionales/Conventional thermal
Termoeléctricas nucleares/Nuclear thermal
23868
129607
52762
11.4
-16.9
-10.5
TOTAL
206237
-12.7
(32) Estructura de la producción de eléctricidad del Régimen Ordinario (%)
/Structure of electricity generated under the Ordinary Regime in Spain
Tipos de centrales
/Type of plant
2008
2009
9.1
66.0
25.0
11.6
62.8
25.6
100.0
100.0
TOTAL
(33) Participación de la producción del Régimen Ordinario en el total de España. 2009
/Share of electricty generated in Spain under the Ordinary Regime
Tipos de centrales
/Type of plant
%
Hidroeléctricas, eólicas y solares/Hydroelectric, wind and solar
32.4
74.4
100.0
TOTAL
68.6
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Informe eléctrico
/Electricity report
La producción mensual del equipo térmico ha tenido
que acomodarse al comportamiento de las producciones
hidráulica, nuclear y del Régimen Especial, presentando
sus menores producciones mensuales en los meses de
febrero-mayo, noviembre y diciembre y responsabilizándose de atender una mayor demanda eléctrica en el resto
de los meses. La producción mensual del equipo generador térmico osciló entre 12.378 millones de kWh del mes
de julio y el mínimo de 7.668 del mes de abril. (34)
Monthly thermal plant generation has had to fit in
with hydroelectric, nuclear and Special Regime
generation output, with the lowest monthly generations
recorded in February-May, November and December,
meeting higher electricity demand in the remaining
months of the year. Monthly generation by thermal
power plants ranged from 12,378 million kWh in July to
a minimum of 9,869 in April. (34)
1.2.3. DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN POR
COMUNIDADES AUTÓNOMAS
1.2.3. DISTRIBUTION OF GENERATION BY AUTONOMOUS
REGION
Como ya se ha indicado, en el año 2009 la producción
de las empresas asociadas en UNESA en el Régimen Ordinario se cifró en 187.415 millones de kWh. En la producción de esta energía eléctrica no existe una Comunidad
Autónoma dominante. La Comunidad con mayor producción fue Cataluña, con un 17,5% del total, y es seguida
de cerca por Andalucía, con un 14,1%. El siguiente escalón lo forman las Comunidades de Valencia, Galicia,
Extremadura y Castilla-León con cuotas de producción de
10,8%, 9%, 8,2% y 7,4% respectivamente. En Castilla-La
Mancha, Asturias, Aragón y Canarias se localizan producciones que representan el 6,1%, 5,6%, 5,1% y 4,6% respectivamente sobre el total. El conjunto del resto de las
Comunidades ha aportado un 11,6% de la producción
total de las empresas de UNESA en el Régimen Ordinario.
(35) y (36)
As previously mentioned, generation by UNESA
associate companies under the Ordinary Regime totalled
187,415 million kWh in 2009. None of the autonomous
regions are dominant in the generation of this kind of
electricity. The region with highest generation was
Catalonia, with 17.5% of the total, closely followed by
Andalusia with 14.1%. Valencia, Galicia, Extremadura
and Castilla-Leon are next in the ranking, with 10.8%,
9%, 8.2% and 7.4%, respectively. Generation in CastillaLa Mancha, Asturias, Aragon and the Canary Islands
reflect 6.1%, 5.6%, 5.1% and 4.6, respectively, of the
total for Spain. The rest of the country’s autonomous
regions contributed 11.6% of total generation by UNESA
companies operating under the Ordinary Regime. (35)
and (36)
1.2.4. PRODUCCIÓN EN LOS SISTEMAS PENINSULAR Y
EXTRAPENINSULAR
1.2.4. GENERATION IN MAINLAND AND NON-MAINLAND
SYSTEMS
En el año 2009, la producción del Régimen Ordinario
en el Sistema Peninsular se cifró en 190.852 millones de
kWh, representando un 92,5% de la producción total de
dicho régimen y habiendo experimentado una caída del
13,4% respecto a 2008. En el Sistema Extrapeninsular, las
empresas que operan en el Régimen Ordinario realizaron
una producción de 15.385 millones de kWh que suponen
un 7,5% del total e implica una caída anual del 3,6%. En
el Sistema Peninsular no hay una producción dominante
y, en el año 2009, las centrales de carbón aportaron el
18,6% del total, las de ciclo combinado de gas natural el
41,0%, la nuclear el 27,6%, las hidroeléctricas el 12,5% y
la producción realizada en las centrales de fuelóleo y
bicombustibles de fuelóleo y gas natural solamente representó el 0,1% de la producción total del Régimen Ordinario. En el Sistema Extrapeninsular, el 77,6% de la producción realizada en 2009 fue obtenida de los grupos térmicos de fuelóleo y productos petrolíferos y el 22,4% en
centrales de carbón de importación. (37) y (38)
En el Sistema Peninsular y respecto a 2008, experimentaron crecimientos positivos solamente las producciones de las centrales hidroeléctricas, con un 11,4%, y
In 2009 Ordinary Regime generation in the mainland
system totalled 190,852 million kWh, accounting for
92.5% of this regime’s total generation and down
13.4% compared to 2008. The companies operating
under the Ordinary Regime within the non-mainland
system generated 15,385 million kWh, reflecting 7.5%
of total generation and a decrease of 3.6% compared to
2008. There is no particularly dominant area of
generation within the mainland system. In 2009 coal
plants contributed 18.6% of the total, natural gas
combined cycle plants accounted for 41.0%, nuclear
plants 27.6%, hydroelectric plants 12.5% and
generation by fuel oil plants and fuel oil and natural gas
mixed fuel plants only accounted for 0.1% of total
Ordinary Regime generation. 77.6% of the power
generated within the non-mainland system was obtained
from thermal fuel oil and oil product plants, and 22.4%
came from imported coal plants. (37) and (38)
Compared to 2008 the mainland system only saw
growth in the power generated by hydroelectricity
plants (up 11.4%) and coal gasification plants (which
rose by 19.4%). Generation by the remaining plants in
56
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2 0 0 9
(34) Producción mensual de energía eléctrica del régimen ordinario peninsular. 2009 (Mill. kWh)
/Monthly ordinary regime electricity generation in the main land
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
D
N
O
S
A
J
J
M
A
M
F
E/J
0
Hidroeléctrica, eólica/Hydroelectric, wind
Térmica/Thermal
Nuclear
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2 0 0 9
57
Informe eléctrico
/Electricity report
(35) Distribución de la producción eléctrica por Comunidades Autónomas. 2009. Unesa
/Distribution of electricity generation by autonomous community
Comunidad Autónoma/Autonomous community
%
CATALUÑA/CATALONIA
ANDALUCIA/ANDALUSIA
VALENCIANA/VALENCIA
GALICIA
EXTREMADURA
CASTILLA-LEON
CASTILLA-LA MANCHA
PRINCIPADO DE ASTURIAS/PRINCIPALITY OF ASTURIAS
ARAGON
CANARIAS/CANARY ISLANDS
BALEARES/BALEARIC ISLANDS
REGIÓN DE MURCIA/MURCIA REGION
NAVARRA
PAIS VASCO/BASQUE COUNTRY
Resto/Others
TOTAL
17.5
14.1
10.8
9.0
8.2
7.4
6.1
5.6
5.1
4.6
3.2
2.9
2.1
1.8
1.6
100.0
(36) Estructura de la producción eléctrica por Comunidades Autónomas. 2009. Unesa (%)
/Electricty generation by autonomous region
CATALUÑA/CATALONIA
ANDALUCIA/ANDALUSIA
VALENCIANA/VALENCIA
GALICIA
EXTREMADURA
CASTILLA-LEON
CASTILLA-LA MANCHA
ARAGON
NAVARRA
58
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18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
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2 0 0 9
(37) Producción del Régimen Ordinario en los Sistemas Peninsular y Extrapeninsualar. 2009 (Mill. kWh)
/Ordinary Regime generation in Spain
Peninsular
/Mainland
Carbón/Coal
Fuelóleo/Fuel oil
Nuclear
PRODUCCIÓN TOTAL/TOTAL GENERATION
Extrapeninsular
/Non-mainland
23868
33859
1788
78281
282
12
52762
3450
11935
190852
TOTAL
23868
37309
1788
78281
282
11947
52762
15385
206237
Extrapeninsular
/Non-mainland
TOTAL
(38) Estructura de la producción del Régimen Ordinario. 2009 (%)
/Ordinary Regime generation structure
Peninsular
/Mainland
Carbón/Coal
Fuelóleo/Fuel oil
Nuclear
TOTAL
12.5
17.7
0.9
41.0
0.1
0.0
27.6
22.4
77.6
100.0
E S PA Ñ O L A
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100.0
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2 0 0 9
11.6
18.1
0.9
38.0
0.1
5.8
25.6
100.0
59
Informe eléctrico
/Electricity report
de gasificación de carbón, con un 19,4%. Las producciones realizadas por el resto de las centrales en el 2009 fueron menores que las de 2008, con bajadas del 26,8% en
las centrales de carbón, del 14,2% en las de ciclo combinado de gas natural y del 10,5% en las nucleares.
En el Sistema Extrapeninsular, la producción de carbón
registró un aumento del 2,3% anual en 2009 y la correspondiente a los grupos términos de fuelóleo y productos
petrolíferos descendió un 5,2% anual. (39)
A nivel de conjunto, la producción del Régimen Ordinario en 2009 experimentó una bajada de 30.068 millones de kWh respecto a 2008. Solamente las centrales
hidroeléctricas aumentaron su producción, en un total de
2.440 millones de kWh. Las bajadas de producción del
resto de las centrales fueron las siguientes: de 13.004
millones de kWh en los ciclos combinados de gas natural,
de 12.049 en las centrales de carbón, de 6.213 en las
nucleares y de 1.242 en las de fuelóleo y de fuelóleo y gas
natural (40)
2009 was down on 2008 levels, with that of coal plants
dropping by 26.8%, natural gas combined cycle plants
by 14.2% and generation by nuclear facilities decreasing
by 10.5%.
Coal generation within the non-mainland system rose
by 2.3% in 2009, and generation by fuel oil and oil
product plants fell by 5.2%. (39)
Taken as a whole, Ordinary Regime generation
dropped by 30,068 million kWh in 2009 compared to
the prior year, and only hydroelectricity plants recorded
an increase, up by 2,440 million kWh. The decreases in
generation at the remaining plants were as follows:
13,004 million kWh at natural gas combined cycle
plants; 12,049 million at coal plants; 6,213 million at
nuclear plants; and 1,242 million at fuel oil and natural
gas plants. (40)
1.3. PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA
1.3. HYDROELECTRICITY GENERATION
En el año 2009, la producción hidroeléctrica del Régimen Ordinario alcanzó la cifra de 23.868 millones de
kWh, lo que supone un aumento del 11,4% respecto a la
del año 2008. Si se tiene en cuenta el aumento de las
reservas hidroeléctricas a finales del año y la producción
realizada con el equipo de bombeo, las aportaciones
hidráulicas del año 2009 corresponden a un año que se
puede calificar como próximo a uno de hidraulicidad
seca.
En el año 2009, el consumo de bombeo fue de 3.736
millones de kWh que es similar al correspondiente del año
2008.
A lo largo de 2009, la capacidad de los embalses
hidroeléctricos se ha mantenido constante en 17.926
millones de kWh. Las reservas hidroeléctricas han aumentado desde los 6.912 millones de kWh que había el 31-122008 a los 9.134 registrados el 31-12-2009. Expresadas
en términos de la capacidad de embalse, entre el principio y el final del año 2009, el nivel de llenado de los
embalses aumentó desde el 38,6% al 51%. (41), (42) y
(43)
In 2009 hydroelectricity generation under the
Ordinary Regime totalled 23,868 million kWh, an 11.4%
drop compared to 2008. If the increase in
hydroelectricity reserves at year end and the power
generated by pumping equipment are considered, from
the point of view of hydro resources the year 2009 is
consistent with one of low water availability.
Pump consumption totalled 3,736 million kWh in
2009, similar to the figure for the prior year.
Hydroelectric reservoir capacity remained constant at
17,926 million kWh throughout 2009, and
hydroelectricity reserves have risen from 6,912 million
kWh at 31 December 2008 to 9,134 million kWh at 31
December 2009. Expressed in terms of reservoir
capacity, the growth was from 38.6% to 51% between
the start of 2009 and the end of the year. (41), (42)
and (43)
1.4. PRODUCCIÓN TÉRMICA CONVENCIONAL
1.4. CONVENTIONAL THERMAL GENERATION
Las centrales termoeléctricas convencionales de las
empresas que operan en el Régimen Ordinario generaron
un total de 129.606 millones de kWh en 2009, lo que
supone un descenso del 16,9% respecto a los 155.902
millones de kWh del año anterior. En 2009 se produjo una
bajada generalizada de producción de las centrales térmicas a excepción de las centrales de carbón de importación
que aumentaron su producción un 10,5% con un volumen de 12.996 millones de kWh. En el año 2009, las pro-
In 2009 conventional thermoelectric plants run by
the companies operating under the Ordinary Regime
generated a total of 129,606 million kWh, a 16.9% drop
on the 155,902 million kWh recorded in the prior year.
Generation by thermal plants fell overall during the year,
with the exception of imported coal plants, at which
generation rose to 12,996 million kWh (a 10.5%
increase). Generation by the remaining coal plants in
2009 totalled 13,354 million kWh for domestic
60
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(39) Variación de la producción del Régimen Ordinario. 2009/2008 (%)
/Changes in Ordinary Regime generation 2009/2008 (%)
Peninsular
/Mainland
Carbón/Coal
Fuelóleo/Fuel oil
Nuclear
11.4
-26.8
19.4
-14.2
-52.0
-95.9
-10.5
PRODUCCIÓN TOTAL/TOTAL PRODUCTION
-13.4
Extrapeninsular
/Non-mainland
2.3
-5.2
-3.6
TOTAL
11.4
-24.9
19.4
-14.2
-52.0
-7.3
-10.5
-12.7
(40) Producción de energía eléctrica del Régimen Ordinario por tipos de central. 2009 (MW)
/Ordinary regime electricity production by type of plant
100000
80000
Nuclear
Carbón/Coal
C.C. Gas natural/C.C. Natural gas
Fuelóleo y Fuelóleo-Gas natural
/Fuel-oil and Fuel-oil – Natural gas
60000
40000
20000
0
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Informe eléctrico
/Electricity report
(41) Situación de los embalses hidroeléctricos (Mill. kWh)
/Status of hydroelectrical reservoirs
Capacidad y reservas/Capacity and reserves
31/12/08
31/12/09
8382
9544
8382
9544
17926
17926
Reservas en embalses anuales/Annual reservoir reserves
% de llenado/% of fill-up
Reservas en embalses hiperanuales/Multi-year reservoir reserves
3816
45,5
3096
32,4
5086
60,7
4048
42,4
RESERVAS TOTALES/TOTAL RESERVES
6912
38,6
9134
51,0
Capacidad en embalses anuales/Annual reservoir capacity
Capacidad en embalses hiperanuales/Multi-year reservoir capacity
CAPACIDAD TOTAL/TOTAL CAPACITY
Fuente/Source: REE
(42) Evolución del nivel de llenado de los embalses a 31 de diciembre de cada año (%)
/Reservoir levels at 31 December
80
70
60
50
40
30
20
10
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2009
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
0
2 0 0 9
(43) Energía embalsada en el ultimo día de mes. Años 2008 y 2009 (Mill. kWh)
/Energy stored in reservoirs on the last day of the month. 2008 and 2009
10000
10000
8000
8000
6000
6000
4000
4000
2000
2000
2008
2009
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M
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E/J
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J
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M
0
F
E/J
0
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Informe eléctrico
/Electricity report
ducciones del resto de las centrales de carbón fueron de
13.354 millones de kWh en las centrales de hulla y antracita nacional, de 7.433 en las de lignito pardo nacional y
de 3.526 en las de hulla subbituminosa nacional. Todas
estas producciones fueron inferiores a las del año 2008
con descensos cifrados en un 43,2% en el caso de la producción de las centrales de hulla y antracita nacional, en
un 9,2% en las de lignito pardo y en un 43% en las de
hulla subbituminosa nacional. Las centrales que utilizan
fuelóleo y productos petrolíferos hicieron una producción
de 11.946 millones de kWh que, frente a la de 12.884 de
2008, supone una bajada del 7,3%. La producción de los
ciclos combinados de gas natural se cifró en 78.281 millones de kWh y experimentó una bajada del 14,2% respecto a la del año 2008. (44) y (45)
En términos porcentuales respecto a la producción
total de las centrales térmicas convencionales, en el año
2009 las plantas de ciclo combinado de gas natural aportaron el 60,4%. En un nivel menor se sitúa las producciones realizadas por los grupos de hulla y antracita nacional
y de carbón de importación, con pesos en torno al 10%,
de fuelóleo con un 9,2% y de lignito pardo con un 5,7%.
bituminous coal and anthracite plants, 7,433 million for
domestic brown lignite plants and 3,526 million for
domestic sub-bituminous coal plants. All of the
aforementioned generation levels were lower than in
2008, down 43.2% for domestic bituminous coal and
anthracite generation, 9.2% for brown lignite and 43%
for domestic sub-bituminous coal. Production at plants
that use fuel oil and oil products totalled 11,946 million
kWh, a 7.3% decrease from the 12,884 million
generated in 2008. Natural gas combined cycle
generation stood at 78,281 million kWh, a 14.2% fall on
2008 figures. (44) and (45)
In percentage terms, natural gas combined cycle
plants contributed 60.4% of total thermal plant
generation in 2009. Production by bituminous coal,
anthracite and imported coal plants was lower
(approximately 10%), with fuel oil accounting for 9.2%
and brown lignite standing at 5.7%.
1.5. PRODUCCIÓN NUCLEAR
1.5. NUCLEAR GENERATION
En el año 2009, la producción de energía eléctrica de
origen nuclear alcanzó los 52.762 millones de kWh, valor
inferior a los 58.975 del 2008 en un 10,5%.
Esta bajada de producción se debió a la parada temporal para recarga de combustible de casi todos los grupos nucleares en el año 2009. La producción nuclear
representó el 25,6% de la producción total del Régimen
Ordinario y el 17,6% de la producción total de España.
(46)
Frente a 2008, en el año 2009 las centrales nucleares
bajaron su factor de carga en casi 10 puntos hasta situarlo en el 78,1%. Este factor de carga es un indicador que
mide la relación entre la energía bruta realmente producida por una central en un período de tiempo determinado y la que hubiera generado en ese mismo período funcionando a la totalidad de su potencia nominal. Entre los
años 1993 y 2009, el factor de carga osciló entre el
78,1% del año 2009 y el 93,1% de 2001. (47) y (48)
In 2009 generation of nuclear-based electricity
totalled 52,762 million kWh, a 10.5% drop on the 2008
figure of 58,975 million.
This lower generation is due to temporary outages
for fuel recharging at almost all nuclear facilities in
2009. Nuclear generation accounted for 25.6% of total
Ordinary Regime generation in the year, and 17.6% of
total generation within Spain. (46)
In 2009 the load factor of nuclear plants dropped by
almost 10 percentage points to 78.1%. The load factor
is an indicator of the relationship between the gross
energy actually produced by a plant over a specific
period of time and that which it would have generated
in this period if it had been functioning at its full
nominal capacity. From 1993 to 2009 this figure
fluctuated between 78.1% (2009) and 93.1% (2001).
(47) and (48)
2. SISTEMA GENERADOR TOTAL DE ESPAÑA
2. TOTAL GENERATION SYSTEM IN SPAIN
2.1. EQUIPO DE GENERACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL RÉGIMEN
ESPECIAL
2.1. SPECIAL REGIME GENERATION PLANTS
La instalación de equipos de producción eléctrica en el
Régimen Especial ha continuado creciendo a un ritmo
alto. Aún con datos provisionales, en el año 2009 la
potencia instalada del Régimen Especial ha alcanzado la
cifra de 32.171 MW que supera en un 8,9% a la potencia
de 29.556 MW del año anterior. La potencia del equipo
64
The installation of Special Regime electricity
generation plants has continued to grow at a high rate.
Based on provisional data, in 2009 Special Regime
installed capacity amounted to 32,171 MW, an 8.9% rise
on the prior year’s capacity of 29,556 MW. Wind
capacity represented 56.8% of Special Regime capacity
in 2009, an increase of 11.9% compared to the prior
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(44) Producción térmica convencional de las empresas del Régimen Ordinario
/Conventional thermal generation by ordinary regime companies
Tipos de Centrales/Type of plant
Mill. kWh
2008
2009
De hulla y antracita nacional/Domestic bituminious coal and anthracite
De lignito pardo nacional/Domestic brown coal
De hulla subbituminosa nacional/Domestic sub-bituminous coal
De carbón importado/Imported coal
De gas natural, ciclo combinado/Natural gas, combined cycle
De gasificación de carbón y ciclo combinado/Coal gasification and combined cycle
Fuelóleo y otros productos petrolíferos/Fuel oil and other petroleum products
TOTAL
2009/2008
(%)
23510
8188
6184
11766
91285
587
1498
12884
13354
7433
3526
12996
78281
282
1788
11946
-43.2
-9.2
-43.0
10.5
-14.2
-52.0
19,4
-7.3
155902
129606
-16.9
(45) Producción térmica convencional por tipos de centrales. Régimen ordinario (Mill. KWh)
/Conventional thermal generation by type of plant. Ordinary regime
2009
2008
2007
Hulla y antracita nacional
/Domestic bituminious coal and anthracite
Lignito pardo nacional
/Domestic brown coal
Hulla subbituminosa nacional
/Domestic sub-bituminous coal
Carbón importado
/Imported coal
Ciclo combinado de Gas natural
/Combined cycle natural gas
Fuelóleo-Gas natural
/Fuel oil-Natural gas
Fuelóleo y otros productos petrolíferos
/Fuel oil and other petroleum products
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100000
80000
60000
40000
20000
0
Gasificación de carbón y ciclo combinado
/Coal gasification and combined cycle
65
Informe eléctrico
/Electricity report
(46) Producción de las centrales nucleares. 2009
/Nuclear plant generation
Central
/Plant
Trillo I
Vandellós II
Cofrentes
Almaraz I
Almaraz II
Ascó I
Ascó II
Sta. Mª de Garoña
TOTAL
Mill. kWh
7712
5390
8049
7126
7060
5659
8191
3575
52762
(47) Factor de carga de las centrales nucleares. 2009
/Load factor of nuclear plants
Central
/Plant
%
Trillo I
Vandellós II
Cofrentes
Almaraz I
Almaraz II
Ascó I
Ascó II
Sta. Mª de Garoña
82.5
56.6
84.1
83.6
82.6
63.8
90.7
87.7
TOTAL
78.1
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(48) Evolución del factor de carga medio de las centrales nucleares
/Average load factor of nuclear plants
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
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2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
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Informe eléctrico
/Electricity report
eólico representó el 56,8% de la potencia del Régimen
Especial en 2009 y se incrementó en un 11,9% respecto
al año anterior. La cogeneración y el tratamiento de residuos aportaron el 21,3% de la potencia del Régimen
Especial y su crecimiento se estima en un 3,5%. La mayoría de los tipos de instalaciones aumentaron su potencia
instalada, pudiendo resaltar el 10% de la solar y la biomasa. La potencia de las instalaciones solares ya representa el 11,9% de la potencia total del Régimen Especial.
(49)
Los excedentes adquiridos al Régimen Especial en el
año 2009 por las empresas asociadas en UNESA, junto
con los que han acudido al mercado, se estiman en
82.216 millones de kWh e implican un crecimiento del
19,4% sobre los del año 2008. El 66,7% de los excedentes proceden de instalaciones de fuentes de energías
renovables y residuos y el 33,3% restante de la cogeneración y el tratamiento de residuos. Casi la mitad de los
excedentes del Régimen Especial, un 45,0%, proceden de
las instalaciones eólicas. En términos de crecimiento respecto a 2008, cabe destacar el 168% de los excedentes
de la solar, el 15,1% de los de la eólica y el 13% de los de
la cogeneración y el tratamiento de residuos. Los excedentes de las instalaciones solares ya representan el 8,3%
de los totales. (50)
Para el año 2009, la producción total estimada del
Régimen Especial alcanza los 94.334 millones de kWh y
supone un crecimiento del 16,4% respecto a los 81.052
de 2008. Por su significación en cuanto a volumen se
refiere, el crecimiento más importante se da en la energía
eólica con un 15,1% aportando una producción que
representa el 40% del total del Régimen Especial en 2009.
La cogeneración y el tratamiento de residuos han aumentado su producción en 7,5% alcanzando los 37.722 millones de kWh que suponen el 40% de la producción de
Régimen Especial. El conjunto de energías renovables y
los residuos sólidos urbanos e industriales aporta el 60%
de la producción total del Régimen Especial. (51)
year. Cogeneration and waste treatment contributed
21.3% of total Special Regime capacity, with estimated
growth of 3.5%. The majority of facility types increased
their installed capacity, with a particularly notable
increase in solar and biomass facilities, which grew by
10%. Solar facility capacity now accounts for 11.9% of
total Special Regime capacity in Spain. (49)
Surpluses acquired from the Special Regime by
UNESA associates in 2009, along with those procured
from the market, are estimated at 82.216 million kWh, a
rise of 19.4% compared to 2008. Of this amount 66.7%
is from renewable energy and waste facilities, and the
remaining 33.3% from cogeneration and waste
treatment. Almost half of the Special Regime surplus
(45.0%) is from wind installations. Particularly
noteworthy are the growth of 168% in solar surpluses,
15.1% in wind surpluses and 13% in surpluses from
cogeneration and waste treatment. Surpluses from solar
facilities account for 8.3% of the total. (50)
In 2009 estimated Special Regime generation totalled
94,334 million kWh, up 16.4% on the 81,052 million
recorded in 2008. Due to its significant volume, the
largest growth was seen in wind energy, up 15.1% and
accounting for 40% of total Special Regime generation
for the year. Co-generation and waste treatment
increased by 7.5% to 37,722 million kWh, 40% of total
Special Regime generation. Taken as a whole, renewable
energies and municipal and industrial solid waste
contributed 60% of total Special Regime generation.
(51)
2.2. POTENCIA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2.2. ELECTRICITY CAPACITY IN SPAIN
La potencia eléctrica instalada en España a finales de
2009 fue de 99.288 MW y supone un crecimiento del
3,2% respecto a los 96.212 MW de 2008. Se ha producido entonces un aumento neto de 3.076 MW, de los cuales 1.939 corresponden a instalaciones eólicas, 355 a solares, 235 a cogeneración y 422 al equipo térmico convencional. En términos porcentuales el 42,7% de la potencia
instalada en 2009 corresponde a las energías renovables y
los residuos, el equipo térmico convencional aporta el
42,6%, las centrales nucleares el 7,8% y la cogeneración
y el tratamiento de residuos el 6,9%. (52) y (53)
En los últimos veinte años, la potencia instalada en
España se ha más que duplicado, pasando de 45.626 MW
del año 1989 a 99.288 en el año 2009. Este aumento ha
Installed electricity capacity in Spain at 2009 year
end totalled 99,288 MW, a rise of 3.2% compared to
the 96,212 MW recorded for 2008. This is a net increase
of 3,076 MW, of which 1,939 MW relates to wind power
facilities, 355 MW to solar facilities, 235 MW to
cogeneration and 422 MW to conventional thermal
plants. In percentage terms 42.7% of 2009 installed
capacity in 2009 reflects renewable energies and waste,
with conventional thermal plants, nuclear plants and
cogeneration and waste treatment contributing 42.6%,
7.8% and 6.9%, respectively. (52) and (53)
Over the past 20 years installed capacity in Spain has
more than doubled, rising from 45,626 MW in 1989 to
99,288 by 2009. This increase has been due to
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(49) Potencia instalada en el Régimen Especial (MW)
/Special Regime power capacity
Tipo de instalación/Type of installation
2008
2009(p)
22924
1981
16324
3463
586
25304
1981
18263
3818
648
570
6632
594
6867
29556
32171
2008
2009(p)
Renovables y residuos/Renewable sources and waste
44529
4634
Eólica/Wind
32130
Solar
2546
Biomasa y otras/Biomass and others
2487
Residuos (R.S.U., R. I., …)/Waste (MSW, IW)
2732
Cogeneración y tratamiento de residuos (purines, lodos)
24331
/Gogeneration and treatment of waste (sludge and liquid manure)
54873
5006
36992
6843
2945
3087
27343
TOTAL
68860
82216
2008
2009(p)
45959
4726
Eólica/Wind
32773
Solar
2597
2803
3060
35093
56612
5106
37732
6980
3322
3472
37722
TOTAL
94334
Eólica/Wind
Solar
/Co-generation and waste treatment (sludge and liquid manure)
TOTAL
(50) Excedentes del Régimen Especial (Mill. kWh)
/Special Regime surplus
(51) Producción estimada del Régimen Especial (Mill. kWh)
/Estimated generation under the Special Regime
81052
(p) Provisional
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Informe eléctrico
/Electricity report
(52) Potencia instalada en España (MW)
/Installed capacity in Spain
2008
2009(p)
39958
19015
Eólica/Wind
16324
Solar
3463
586
570
6632
42377
19054
18263
3818
648
594
6867
Térmica convencional/Conventional thermal
Nuclear
41894
7728
42316
7728
TOTAL
96212
99288
2008
2009(p)
Eólica/Wind
Solar
41.5
19.8
17.0
3.6
0.6
0.6
6.9
42.7
19.2
18.4
3.8
0.7
0.6
6.9
Nuclear
43.5
8.0
42.6
7.8
100.0
100.0
(53) Estructura de la potencia instalada en España (%)
/Structure of installed capacity in Spain
TOTAL
(p) Provisional
70
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
(54) Evolución de la potencia eléctrica instalada en España (MW)
/Installed power capacity in Spain
101000
91000
81000
71000
61000
51000
41000
31000
21000
11000
2009
2 0 0 9
2007
2003
U N E S A
2005
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
0
TOTAL
Térmica/Thermal
Hidroeléctrica, eólica y solar
/Hydroelectric, wind and solar
Nuclear
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
71
Informe eléctrico
/Electricity report
sido impulsado, por un lado, por el del equipo térmico
convencional, especialmente por la construcción de grupos de ciclo combinado de gas natural, que desde los
21.227 MW del año 1989 ha alcanzado la cantidad de
50.425 MW y, por otro, por el del conjunto del grupo
hidroeléctrico, eólico y solar, que desde los 16.545 MW
del año 1989 ha llegado a los 41.135 en 2009 siendo en
este caso el crecimiento del equipo eólico el más destacable. (54)
conventional thermal plants (specially the construction
of new natural gas combined cycle facilities), which
increased their capacity from 21,227 MW in 1989 to
50,425 MW, as well as hydroelectric, wind generation
and solar plants, which rose from 16,545 MW in 1989
to 41,135 in 2008. In the latter group, the growth of
wind facilities was the most notable. (54)
2.3. PRODUCCIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2.3. ELECTRICITY GENERATION IN SPAIN
En el año 2009 la producción eléctrica estimada de
España alcanzó la cifra de 300.571 millones de kWh y
experimentó un descenso del 5,3% respecto a los
317.357 millones de kWh producidos en 2008. El comportamiento de las producciones de los distintos medios
ha sido dispar. La producción de las instalaciones de energías renovables y residuos creció un 19,4% y la de la
cogeneración y tratamiento de residuos lo hizo al 7,5%.
Sin embargo la producción de las centrales térmicas de
Régimen Ordinario descendió un 16,9% y la de las nucleares lo hizo con un 10,5%. (55)
La mayor contribución a la producción total la aportó
la generación térmica del Régimen Ordinario con un
43,1%; en orden de importancia le sigue la producción
con energías renovables, con una cuota del 26,8%, la
energía nuclear con el 17,6% de la producción total y la
cogeneración con el 12,6%. Por grandes segmentos, la
producción del Régimen Ordinario supuso el 68,6% de la
producción total de España y el Régimen Especial aportó
el 31,4% restante. (56) y (57)
Atendiendo a la producción eléctrica española por
fuentes energéticas se ha de indicar que en el año 2009
solamente creció la producción realizada con energías
renovables (un 19,4%) y descendió la realizada con los
demás tipos de energía; estos descensos se cifraron en un
23,5% con el carbón, un 10,5% con la nuclear, un 8,7%
con el gas natural y un 5,8% con el fuelóleo y productos
petrolíferos. En términos de estructura, el 36,5% de la
producción se realizó con gas natural, el 13,1% con carbón, el 26,8% con renovables, el 17,6% con nuclear y el
6,1% con fuelóleo y productos petrolíferos. No existe por
tanto una fuente energética dominante y el "mix" de
generación eléctrica español está diversificado, lo que
confiere una gran flexibilidad al sistema eléctrico para dar
respuesta a situaciones adversas de abastecimiento energético. (58) y (59)
En los últimos veinte años, es decir entre 1989 y 2009,
la producción eléctrica de España se ha multiplicado por
un factor de 2. Este factor multiplicativo es de 2,4 para la
producción térmica y del 3,7 para la correspondiente a las
centrales hidroeléctricas y plantas cólicas y solares, si bien
en este caso se ha de tener en cuenta que el año 1989 fue
de hidraulicidad seca; la producción nuclear ha experi-
In 2009 estimated electricity generation in Spain
reached 300,571 million kWh, down 5.3% compared to
the figure of 317,357 million kWh in 2008. Performance
differed significantly depending on the type of plant.
Production by renewable energy and waste facilities
grew by 19.4% and that from cogeneration and waste
treatment plants by 7.5%. Nevertheless, generation by
Ordinary Regime thermal plants was down 16.9%, with
nuclear generation dropping by 10.5%. (55)
The most significant contribution to total generation
came from Ordinary Regime thermal generation,
(43.1%), followed by (in order of importance) renewable
energies (26.8%), nuclear energy (17.6%) and
cogeneration (12.6%). By major segments, Ordinary
Regime generation accounted for 68.6% of total
generation in Spain, with the Special Regime
contributing the remaining 31.4%. (56) and (57)
With regard to Spanish electricity generation by
energy source, the only growth seen in 2009 was that of
generation using renewable energies (up 19.4%), with
all other energy types decreasing (coal by 23.5%,
nuclear by 10.5%, natural gas by 8.7% and fuel-oil and
oil products by 5.8%). In terms of structure, 36.5% of
electricity was produced using natural gas, 13.1% using
coal, 26.8% with renewable energies, 17.6% with
nuclear power and 6.1% using fuel oil and oil products.
Consequently there is no dominant energy source, and
the Spanish electricity generation mix is adequately
diversified, providing the system with the high degree of
flexibility required to respond to adverse energy supply
situations. (58) and (59)
Over the last twenty years, Spanish electricity
generation has doubled. Thermal generation has
increased by 240%, with a 370% rise for hydroelectric,
wind and solar plants (although it is important to note
that, in terms of water availability, 1989 was a dry year).
Nuclear generation has been reduced by 6% due to
outages for fuel recharging that took place in 2009.
During the 1999-2009 period, thermal generation grew
at an annual rate of 3.8% to meet rising demand for
electricity and to cover fluctuations affecting
hydroelectricity and wind generation as a whole. The
importance of this growth can be seen in the fact that,
72
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
(55) Producción estimada de España por tipo de instalación (Mill. kWh)
/Estimated generation in Spain by type of installation
Tipo de instalación
/Type of installation
2008
2009(p)
Eólica/Wind
Solar
67387
26154
32773
2597
2803
3060
80480
28974
37732
6980
3322
3472
Nuclear
35093
37722
155902
58975
129607
52762
TOTAL
317357
300571
(56) Estructura de la producción eléctrica de España por tipo de instalación (%)
/Structure of electricity generation in Spain by type of installation
Tipo de instalación/
/Type of installation
2008
2009(p)
Eólica/Wind
Solar
21.2
8.2
10.3
0.8
0.9
1.0
26.8
9.6
12.6
2.3
1.1
1.2
Nuclear
11.1
12.6
49.1
18.6
43.1
17.6
100.0
100.0
TOTAL
(p) Provisional
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
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Informe eléctrico
/Electricity report
(57) Estructura de la producción eléctrica de España por tipo de instalacion. 2009 (%)
/Electricity generation in Spain by type of plant
Renovables y residuos/Renewable and waste
Nuclear
Cogeneración y tratamiento residuos
/Co-generation and waste treatment
43.1
26.8
17.6
12.6
(58) Producción estimada de España por fuente energética (Mil. kWh)
/Estimated Spanish generation by energy source
Fuente energética/Energy source
2008
2009(p)
Nuclear
Carbón/Coal
Productos petrolíferos/Oil products
67387
58975
51437
120129
19429
80480
52762
39369
109655
18305
TOTAL
317357
300571
(59) Estructura de la producción eléctrica de España por fuente energética. 2009 (%)
/Electricty generation in Spain by fuel source
Renovables y residuos/Renewable and waste
Nuclear
Carbón/Coal
Productos petrolíferos/Petroleum products
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E S PA Ñ O L A
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E L É C T R I C A
36.5
26.8
17.6
13.1
6.1
U N E S A
2 0 0 9
(60) Evolución de la producción de energía eléctrica de España (Mill. kWh)
/Electricity generation in Spain
340000
320000
300000
280000
260000
240000
220000
200000
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
0
TOTAL
Térmica/Thermal
Nuclear
E S PA Ñ O L A
D E
L A
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E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
75
Informe eléctrico
/Electricity report
mentado un descenso del 6% como consecuencia de las
paradas para recarga de combustible del año 2009. En el
período 1999-2009, la producción térmica ha crecido a
un ritmo del 3,8% anual para atender el crecimiento de la
demanda de electricidad y cubrir las oscilaciones que
caracterizan al conjunto de la producción hidroeléctrica y
la eólica. La importancia de tal crecimiento se pone de
manifiesto al apuntar que, en dicho período, la producción total española aumentó al 3,7% anual y la evolución
de la producción térmica ha seguido una trayectoria similar a la de la producción total. (60)
during the aforementioned period, total generation in
Spain grew at an annual rate of 3.7%, and thermal
generation has followed a similar trend. (60)
2.4. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
2.4. INTERNATIONAL ELECTRICITY EXCHANGES
Los intercambios de electricidad realizados en el 2009
con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos tuvieron un
saldo exportador de 8.104 millones de kWh, inferior en
un 26,5% al también saldo exportador de 2008.
El saldo con Francia fue importador y se cifró en 1.590
millones de kWh, correspondiendo a unas exportaciones
de 2.352 millones de kWh y a unas importaciones de
3.942 millones de kWh; con Francia, el saldo importador
se redujo en un 45%, las importaciones bajaron un 13,4%
y las exportaciones aumentaron un 41,5%. Con Portugal
se ha registrado un saldo exportador de 4.807 millones
de kWh, inferior al también saldo exportador de 2008 en
un 49%; las exportaciones alcanzaron la cifra de 7.608
millones de kWh, con un descenso anual del 29,2%, y las
importaciones fueron de 2.801 millones de kWh, con un
aumento del 113%. El saldo exportador con Marruecos
alcanzó los 4.588 millones de kWh con un crecimiento del
8,9% respecto al también saldo exportador de 2008; las
exportaciones a Marruecos fueron de 4.596 millones de
kWh con un crecimiento respecto a 2008 del 8,8%; las
importaciones fueron casi nulas. (61)
El volumen de intercambios de 2009, importaciones
más exportaciones, ha alcanzado la cifra de 21.606 millones de kWh y experimentó un descenso del 5,2% respecto al de 2008. Si se considera como referencia la energía
eléctrica disponible para el mercado español, cifrada en
277.030 millones de kWh, el volumen de intercambios
representó el 7,8% de la citada energía disponible.
Las importaciones realizadas, 6.751 millones de kWh,
procedieron en un 58,4% de Francia y un 41,5% de Portugal. Las exportaciones realizadas por España, 14.855
millones de kWh, fueron destinadas en un 15,8% a Francia, un 51,2% a Portugal, un 30,9% a Marruecos y un 2%
a Andorra. (62) y (63)
Desde el año 1985, los saldos internacionales han
registrado signo negativo (saldo exportador) en los períodos 1985-1991 y 2004-2009 y signo positivo (saldo
importador) en el período 1992-2003. Se puede decir
que es a partir del año 1994 cuando empieza un mayor
dinamismo en los intercambios internacionales incremen-
76
Electricity exchanges with France, Portugal, Andorra
and Morocco had an export balance of 8,104 million
kWh in 2009, up 26.5% on the export balance for 2008.
The import balance with France stood at 1,590
million kWh, reflecting exports of 2,352 million kWh and
imports of 3,942 million kWh. This balance was down
45% on the prior year (imports fell by 13.4% and
imports increased by 41.5%). The Portuguese export
balance was 4,807 million kWh, down 49% on the prior
year’s export balance (exports totalled 7,608 million
kWh, down 29.2%, whereas imports rose 113% to 2,801
million kWh). With regard to Morocco, the export
balance stood at 4,588 million kWh, a rise of 8.9% on
2008’s export balance (exports to this country grew by
8.8% to 4,596 million kWh, while imports were
practically zero). (61)
The 2009 electricity exchange volume (imports plus
exports) totalled 21,606 million kWh, a fall of 5.2%
compared to 2008. This exchange volume represents
7.8% of total electricity available on the Spanish market
(277,030 million kWh).
Imports totalled 6,751 million kWh, of which 58.4%
came from France and 41.5% from Portugal. Exports
from Spain stood at 14,855 million kWh, of which
15.8% were earmarked for France, 51.2% for Portugal,
30.9% for Morocco and 2% for Andorra. (62) and (63)
International balances were negative (export balance)
from 1985 to 1991 and from 2004 to 2009, and positive
(import balance) during 1992-2003.
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2 0 0 9
(61) Intercambios internacionales de energía eléctrica de España. 2009
/International exchanges of electrical energy from Spain
Pais/Country
Mill. kWh
Francia/France
Exportaciones/Exports
Importaciones/Imports
Saldo/Balance
2352
3942
1590
Portugal
Saldo/Balance
7608
2801
-4807
Marruecos/Morocco
Saldo/Balance
4596
8
-4588
Andorra
Saldo/Balance
299
0
-299
TOTAL
Saldo/Balance
14855
6751
-8104
Fuente/Source: REE
(62) Origen de Importaciones. 2009 (%)
/Imports
Francia/France
Portugal
Marruecos/Morocco
58.4
41.5
0.1
Portugal
Marruecos/Morocco
Francia/France
Andorra
51.2
30.9
15.8
2.0
(63) Destino de Exportaciones. 2009 (%)
/Exports
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77
Informe eléctrico
/Electricity report
tando el volumen de energía importada y exportada, iniciándose una tendencia creciente de las exportaciones y
registrando fuertes oscilaciones en las importaciones.
(64)
International exchange became more dynamic from
1994 onwards, with energy import and export volumes
increasing, marking the start of a period of growing
exports and significant fluctuations in import figures. (64)
3. MERCADO ELÉCTRICO DE GENERACIÓN
3. ELECTRICITY GENERATION MARKET
Durante el año 2009, la energía total contratada en el
mercado de producción español ascendió a 270.795
GWh, lo que supone una disminución del 4,7% respecto
a la contratada el año anterior.
De este total 12.275 GWh se negociaron en los mercados ligados a los procesos de operación del sistema
(reserva secundaria, terciaria y gestión de desvíos), lo
que representa un 4,5% del total contratado. Esta cifra
supone un incremento del 38% respecto al año anterior
como consecuencia, esencialmente, del importante
incremento de energía negociada en el proceso de gestión de desvíos.
Por su parte, la energía uti lizada para resolver las restricciones técnicas, tanto en el PBF, como en tiempo real,
ascendió a 10.227 GWh, un 3,8% de la energía total contratada. Este partida se ha incrementado un 43,6% respecto a la utilizada en 2008. Este incremento puede achacarse en gran medida a la necesidad cada vez mayor de
programar reserva adicional de potencia por parte del
operador del sistema, como consecuencia de la cada vez
mayor programación de energías no gestionables, lo que
también ha motivado el incremento de la energía negociada en gestión de desvíos.
El precio final medio ponderado en el mercado de producción en 2009 se ha situado en 42,01 €/MWh frente a
un precio en 2008 de 69,02 €/MWh, lo que supone un
descenso del 39%. La repercusión de los servicios de ajuste del sistema, restricciones y pagos por capacidad ha
sido de 4,2 €/MWh frente a los 3,4 €/MWh del año anterior.
Del total de energía negociada en el mercado,
270.795 GWh, 252.179 GWh se ha destinado a cubrir la
demanda final. Esta cifra a su vez se descompone en un
57,3% destinado a las compras por parte de las empresas
comercializadoras y clientes directos, para el suministro
en el mercado libre, mientras que el 42,7% restante se
refiere a las compras realizadas por las distribuidoras
hasta junio y por las comercializadoras de último recurso
desde el 1 de julio, para el suministro regulado a los clientes en baja tensión acogidos a la tarifa de último recurso.
El precio medio del suministro en el mercado libre se
situó en 2009 en 42,4 €/MWh frente los 43,0 €/MWh del
suministro a tarifa.
Finalmente indicar que la negociación bilateral se ha
mantenido en niveles prácticamente constantes a lo largo
del año situándose en un porcentaje en torno al 37%.
In 2009 the energy contracted on the Spanish
generation market totalled 270,795 GWh, a drop of
4.7% compared to the prior year.
Of this amount, 12,275 GWh was traded on markets
related to system operation processes (secondary
reserve, tertiary reserve and diversion management),
representing 4,5% of the total energy contracted. This is
a 38% increase on 2008, and mainly due to the
significant growth in energy traded through the
diversion management process.
The energy used to resolve technical restrictions
(both under the basic operating programme and in real
time) totalled 10,227 GWh, reflecting 3.8% of total
energy contracted and up 43.6% on 2008. This growth
is largely attributable to the ever greater need for the
system operator to schedule additional reserve capacity,
due to the rise in the scheduling of non-manageable
energies, which has also led to an increase in energy
used to manage diversions.
The final weighted average price on the generation
market in 2009 totalled €42.01/MWh, compared to
€69.02/MWh in 2008 (a drop of 39%). The impact from
system adjustment services, restrictions and capacity
payments totalled €4.2/MWh, up from €3.4/MWh in
the prior year.
Of the total energy traded on the market (270,795
GWh), 252,179 GWh was earmarked to meet final
demand. 57.3% of this figure was used for purchases by
sellers and direct customers for supply on the
deregulated market, whereas the remaining 42.7%
relates to purchases by distributors up to June and by
last resort sellers from 1 July, for regulated supply to
low-voltage customers under the last resort tariff.
The average supply price for the deregulated market
was €42.4/MWh in 2009, compared to €43.0/MWh for
the tariff-based supply.
Finally, it should be noted that bilateral negotiations
remained constant throughout the year, at
approximately 37%.
78
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2 0 0 9
(64) Evolución de los intercambios internacionales 1985-2009 (GWh)
/International electricity exchanges
18000
14000
10000
Export.
Import.
6000
Saldo/Balance*
2000
0
-2000
* Import. -Export.
-6000
2009
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1985
-10000
-12000
(65) Componentes del precio final del Mercado de Generación. 2009 (%)
/Components of final electricity generation market prices
Mercado Diario e Intradiario/Daily and intraday market
Pagos por capacidad/Capacity payments
Restricciones Técnicas/Technical restrictions
Proceso del OS/System Operator process
89.9
4.2
4.1
1.8
57.4
66.5
69.8
73.2
70.2
68.3
58.5
56.3
56.2
59.1
68.7
70.3
(66) Precios medios mensuales. OMEL. (€/MWh). 2008-2009
/Average monthly prices. OMEL (electricity market operador)
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
U N E S A
35.9
35.8
32.5
30.7
S
O
N
D
34.8
34.8
J
E L É C T R I C A
A
36.9
J
37.0
M
37.3
A
38.4
40.7
F
M
50.1
E/J
2008
2009
2 0 0 9
79
80
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
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2 0 0 9
/
ELECTRICITY TRANSPORT AND DISTRIBUTION
Informe eléctrico
82
/Electricity report
1. DESARROLLO DE LA RED DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
1. DEVELOPMENT OF THE TRANSMISSION AND DISTRIBUTION NETWORK
2. CONSUMO NETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2. NET ELECTRICITY CONSUMPTION IN SPAIN
3. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DEL CONSUMO Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD
3. GEOGRAPHICAL DISTRIBUTION OF ELECTRICITY DEMAND AND CONSUMPTION
083
3.1. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR COMUNIDADES AUTÓNOMAS
3.1. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY AUTONOMOUS REGION
3.2. DEMANDA ELÉCTRICA DE LOS MERCADOS PENINSULAR Y EXTRAPENINSULAR
3.2. ELECTRICITY DEMAND IN THE MAINLAND AND NON-MAINLAND MARKETS
086
4. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR SECTORES ECONÓMICOS
4. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY ECONOMIC SECTOR
5. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO, POTENCIA CONTRATADA Y CLIENTES POR NIVELES DE TENSIÓN
5. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION, CONTRACTED CAPACITY AND CUSTOMERS BY VOLTAGE LEVEL
088
5.1. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR NIVELES DE TENSIÓN
5.1. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY VOLTAGE LEVEL
5.2. DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA CONTRATADA POR NIVELES DE TENSIÓN
5.2. DISTRIBUTION OF CONTRACTED CAPACITY BY VOLTAGE LEVEL
5.3. DISTRIBUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES POR NIVELES DE TENSIÓN
5.3. DISTRIBUTION OF CUSTOMERS BY VOLTAGE LEVEL
088
6. LA CONTINUIDAD DE SUMINISTRO
6. SUPPLY CONTINUITY
094
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E L É C T R I C A
083
086
086
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092
U N E S A
2 0 0 9
Transporte y distribución de electricidad
Electricity transmission and distribution
/
ELECTRICITY TRANSMISSION AND DISTRIBUTION
1. DESARROLLO DE LA RED DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
1. DEVELOPMENT OF THE TRANSMISSION AND DISTRIBUTION
NETWORK
De acuerdo con la información suministrada por Red
Eléctrica de España y por las empresas asociadas en
UNESA, la longitud total de los circuitos de la red de
transporte y distribución a más de 110 kV fue de 57.639
km al finalizar el 2009, lo que supone un incremento del
1,2% sobre la longitud de la red del 2008.
Por escalones de tensión, a finales de 2009 las líneas
de 400 kV sumaban 18.015 km de longitud que equivalen al 31,2% del total. Las de 220 kV alcanzaron los
16.978 km, un 29,5% del total, y las de 132-110 kV suponen 22.646 km es decir, un 39,3% de la longitud del conjunto de las líneas indicadas. (67)
Entre los años 1999 y 2009 la longitud de las líneas de
400 kV ha aumentado en 3.477 km, la de 220 kV lo han
hecho en 1.078 km y las de 132-110 kV en 2.512 km En
términos porcentuales y sobre el 1999, tales variaciones
absolutas suponen unos incrementos del 23,9%, 6,8% y
12,5% respectivamente. La variación de la longitud total
de todos lo niveles de tensión fue de 7.067 km y supuso
un aumento del 14% respecto a 1999. (68)
According to information provided by Red Eléctrica de
España (the Spanish Electricity Network) and UNESA
associate companies, at the end of 2009 the transmission
and distribution network (in excess of 110 kV) had a total
length of 57,639 km, 1.2% longer than in 2008.
Broken down by voltage levels, at the close of 2009
there were 18,015 km of 400 kV lines (representing 31.2%
of the total network), with 220 kV lines extending 16,978
km (29.5% of the total) and 132-110 kV lines stretching
for 22,646 km (39.3% of the total length). (67)
The length of the network’s 400 kV lines increased by
3,477 km from 1999 to 2009, with 220 kV lines up by
1,078 km and 132-110 km lines longer by 2,512 km. In
percentage terms, compared to 1999, these absolute
variations represent growth of 23.9%, 6.8% and 12.5%,
respectively. The total length of the transmission and
distribution network, including all voltage levels,
increased by 7,067 km, a rise of 14% compared to
1999. (68)
2. CONSUMO NETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
2. NET ELECTRICITY CONSUMPTION IN SPAIN
En el año 2009, el consumo neto de energía eléctrica
de España fue de 256.015 millones de kWh y experimentó un descenso anual de 4,4% frente a los 267.688 millones de kWh del año 2008. El 96,7 del consumo corresponde al mercado atendido por las empresas distribuidoras y comercializadoras de electricidad y el 3,3% restante
a una estimación del autoconsumo de los autoproductores del Régimen Especial.
En la historia estadística del consumo neto de energía
eléctrica de España recogida en los anexos estadísticos de
esta memoria, 1960-2009, nunca se había experimentado
un descenso anual tan relevante como el del año 2009.
De hecho, en los años de dicho período, el consumo eléctrico registró crecimientos negativos solamente en dos
años, el 1993 con un 0,3% y el 2008 con un 0,1%. En términos de tendencias, se puede indicar que en los últimos
20 años el consumo neto de electricidad de España creció
a un ritmo medio anual del 3,6% y, en los últimos 10
años, dicho crecimiento fue del 3,2%. (69) y (70)
In 2009 net electricity consumption in Spain totalled
256,015 million kWh, down 4.4% on the 267,688
million kWh consumed in 2008. Of the total, 96.7% was
consumed in the market served by electricity distributors
and sellers and the remaining 3.3% is the estimated selfconsumption of autoproducers in the Special Regime.
The statistical appendices to this report cover the
period from 1960 to 2009, which had never seen such a
dramatic annual drop as that in 2009. In fact, in that
period the only negative growth in electricity
consumption was in 1993 (0.3%) and 2008 (0.1%).
Trends over the past 20 years show net electricity
consumption growing by an average of 3.6% per year,
3.2% for the past ten years. (69) and (70)
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83
Informe eléctrico
/Electricity report
(67) Líneas de transporte y distribución por escalones de tensión (31.12.2009)
/Transmission and distribution lines by voltage levels
Tensión/Voltage
km
%
400 kV
220 kV
110 kV-132 kV
18015
16978
22646
31.3
29.5
39.3
TOTAL
57639
100.0
(68) Longitud de los circuitos de las líneas de transporte y distribución (Total de España)(km)
/Length of transmission and distribution lines (Total for Spain)
400 kV
220 kV
132-132 kV
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
84
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250000
20000
15000
10000
5000
0
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(69) Crecimiento anual del consumo neto de energía eléctrica en España
/Annual growth of net electricity consumption in Spain
2008
2009
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
0
1976
0
1974
5
1972
5
1970
10
1968
10
1966
15
1964
15
-5
(70) Evolución del consumo neto de energía eléctrica en España (Mill. kWh)
/Net electricity consumption in Spain
60000
40000
40000
20000
20000
0
0
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2008
2009
60000
2006
80000
2004
80000
2002
100000
2000
100000
1998
120000
1996
120000
1994
140000
1992
140000
1990
160000
1988
160000
1986
180000
1984
180000
1982
20000
1980
20000
1978
220000
1976
220000
1974
240000
1972
240000
1970
260000
1968
260000
1966
280000
1964
280000
85
Informe eléctrico
/Electricity report
3. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DEL CONSUMO Y DEMANDA
DE ELECTRICIDAD
3. GEOGRAPHICAL DISTRIBUTION OF ELECTRICITY DEMAND
AND CONSUMPTION
3.1. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR COMUNIDADES
AUTÓNOMAS
3.1. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY AUTONOMOUS
REGION
En el año 2009, la estructura del consumo de electricidad por Comunidades Autónomas no ha variado de
forma significativa respecto a la del año anterior ni tampoco lo ha hecho el orden de las Comunidades por el
peso en el consumo nacional.
La Comunidad de Cataluña sigue siendo la mayor consumidora de energía eléctrica con un 17,2% del total de
España. Le siguen en importancia las Comunidades de
Andalucía, Madrid y Valencia con consumos que representan el 14,3%, 12% y 10,3% del total respectivamente.
Galicia, País Vasco y Castilla-León consumen el 7,2%,
6,6% y 5,2% respectivamente del total del país. Los pesos
de Castilla-La Mancha y Asturias fueron el 4,6% y el 4,0%
y les siguen Aragón y Canarias con 3,8% y 3,5%. El resto
de las Comunidades presentan cuotas de consumo más
bajas, así la de Murcia es el 3,1%, la de Baleares el 2,2%,
la de Navarra y Extremadura el 1,8% y la de Cantabria el
1,7%. La Rioja presenta un peso del 0,7% y, en conjunto,
Ceuta y Melilla consumen el 0,2% del consumo eléctrico
nacional. (71) y (72)
Los datos porcentuales indican el peso de las Comunidades Autónomas en el consumo correspondiente a la
energía distribuida por las empresas asociadas en UNESA
que, en el 2009, representó el 96,7% del consumo eléctrico total de España.
In 2009 there was no significant variation in
electricity consumption by autonomous region, and the
ranking of regions by domestic consumption levels has
remained the same.
Catalonia is still the leading consumer of electricity,
accounting for 17.2% of the total for Spain. This region
is followed by Andalusia, Madrid and Valencia, with
14.3%, 12% and 10.3% of total consumption,
respectively. Galicia, the Basque Country and CastillaLeon are next in the ranking, consuming 7.2%, 6.6%
and 5.2%, respectively, of the country's total electricity.
Castilla-La Mancha and Asturias accounted for 4.6% and
4.0%, respectively, followed by Aragón (3.8%) and the
Canary Islands (3.5%). The remaining autonomous
regions consumed less;, Murcia, 3.1%, the Balearics,
2.2%, Navarra and Extremadura both 1.8% and
Cantabria accounting for 1.7% of total consumption.
The figure for La Rioja was 0.7%, and Ceuta and Melilla
combined consumed 0.2% of total domestic electricity
in 2009. (71) and (72)
These percentages show the weighting of the
autonomous regions with regard to the energy
distributed by UNESA associate companies, which
represented 96.7% of total electricity consumption in
Spain during the year.
3.2. DEMANDA ELÉCTRICA DE LOS MERCADOS PENINSULAR Y
EXTRAPENINSULAR
3.2. ELECTRICITY DEMAND IN THE MAINLAND AND NONMAINLAND MARKETS
Por demanda eléctrica se entiende la energía eléctrica
disponible para el mercado, es decir, antes de su transporte y distribución, atendido por las empresas que operan en el Régimen Ordinario. Técnicamente se identifica
como demanda en barras de central y no incluye la
demanda propia de los autoproductores que no haya circulado por las redes de transporte y distribución del Régimen Ordinario.
En el año 2009, la demanda eléctrica alcanzó la cifra
de 268.596 millones de kWh y supuso un descenso del
4,5% respecto a la del año 2008 que fue de 281.130
millones de kWh. En el mercado Peninsular, la demanda
en el 2009 fue de 253.096 millones de kWh, descendió
un 4,6% respecto a la del año anterior y representó el
94,2% de la total. En el mercado Extrapeninsular, la citada demanda alcanzó los 15.500 millones de kWh, descendió un 2,5% respecto a la de 2008 y representó el
5,8% de la demanda total.
Desde el año 1990, la demanda del mercado Peninsular ha experimentado un aumento del 87%, la del Extra-
Electricity demand is understood as the electricity
available for use in the market (prior to transmission and
distribution) as provided by companies operating under
the ordinary regime. It is technically defined as power
station busbar demand, and excludes the selfconsumption of autoproducers which has not gone
through the ordinary regime’s transmission and
distribution network.
In 2009 electricity demand stood at 268,596 million
kWh, down 4.5% on the 2008 total of 281,130 million
kWh. Demand in the mainland market reached 253,096
million kWh in 2009, a drop of 4.6% on the prior year
and amounting to 94.2% of total demand. Finally, in the
non-mainland market electricity demand stood at
15,500 million kWh, a decrease of 2.5% compared to
2008 and reflecting 5.8% of total demand.
Since 1990 mainland market demand has risen by
87% and non-mainland demand by 155%, with total
demand growth standing at 90%. Mainland demand
grew at a compound average annual rate of 3.4% from
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(71) Estructura del consumo por Comunidades Autónomas. 2009. Unesa
/Electricity consumption by autonomous region
Comunidad Autónoma/Autonomous community
CATALUÑA/CATALONIA
ANDALUCIA/ANDALUSIA
MADRID
VALENCIANA/VALENCIA
GALICIA
CASTILLA-LEON
CASTILLA-LA MANCHA
ARAGON
EXTREMADURA
NAVARRA
CANTABRIA
LA RIOJA
CEUTA Y MELILLA/CEUTA AND MELILLA
TOTAL
%
17.2
14.3
12.0
10.3
7.2
6.6
5.2
4.6
4.0
3.8
3.5
3.1
2.2
1.8
1.8
1.7
0.7
0.2
100.0
(72) Estructura del consumo por Comunidades Autónomas. 2009. Unesa (%)
/Electricity consumption by autonomous region
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18
16
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12
10
8
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4
2
0
CATALUÑA/CATALONIA
ANDALUCIA/ANDALUSIA
MADRID
VALENCIANA/VALENCIA
GALICIA
CASTILLA-LEON
CASTILLA-LA MANCHA
ARAGON
EXTREMADURA
NAVARRA
CANTABRIA
LA RIOJA
CEUTA Y MELILLA/CEUTA AND MELILLA
87
Informe eléctrico
/Electricity report
peninsular un 155% y la total un 90%. En términos de
crecimiento medio anual acumulativo durante el período
1990-2009, la demanda Peninsular creció al 3,4% anual,
la Extrapeninsular al 5% y la total al 3,4%. En la última
década, 1999-2009, tales crecimientos anuales fueron del
3,2% en el mercado Peninsular, del 4,4% en el Extrapeninsular y del 3,3% en el total. (73) y (74), (75) y (76)
1990 to 2009, with non-mainland demand up by 5%
and total demand by 3.4%. Over the last decade (19992009), these annual growth rates were 3.2% for the
mainland market, 4.4% for the non-mainland market
and 3.3% in total. (73), (74), (75) and (76)
4. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR SECTORES
ECONÓMICOS
4. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY ECONOMIC SECTOR
En el año 2009 el consumo total correspondiente a la
energía distribuida por las empresas asociadas en UNESA
fue 247.581 millones de kWh y descendió un 4,3% respecto al del año 2008 que se cifró en 258.707 millones de
kWh. La diferencia con el consumo total de España corresponde al autoconsumo estimado para los autoproductores, cuya distribución sectorial todavía no se ha dado a
conocer.
En el año 2009, la Administración ha implantado la
nueva clasificación de actividades económicas, CNAE·2009, que ha de ser tenida en cuenta cuando se hagan
comparaciones con el año anterior. Con los datos recibidos de las empresas asociadas a UNESA se ha estimado la
siguiente distribución sectorial del consumo: el sector de
Comercio y Servicios sería el mayor consumidor de electricidad del año 2009 con un 34,5% sobre el total; le
seguiría el sector de la Energía, Industria y Construcción
con un 33,2% y el Residencial con un 29,5%; el 2,8% restante corresponde a la Agricultura y no clasificados. (77)
In 2009 consumption of the energy distributed by
UNESA associate companies totalled 247,581 million
kWh, a drop of 4.3% on the 2008 figure of 258,707
million kWh. The difference between this amount and
total consumption in Spain is due to the estimated,
autoproducers self-comsumption, for which sector-based
distribution information is not yet known.
In 2009 the government implemented the new
CNAE-2009 classification of economic activities, of
consideration when making comparisons with the prior
year. Information received from UNESA associate
companies has been used to estimate how consumption
is distributed by sector. The business and services sector
was the largest electricity consumer in 2009, accounting
for 34.5% of the total, followed by the energy, industry
and construction sector with 33.2% and the residential
sector, totalling 29.5%. The remaining 2.8% was
consumed by the agricultural and other non-classified
sectors. (77)
5. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO, POTENCIA CONTRATADA Y
CLIENTES POR NIVELES DE TENSIÓN
5. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION, CONTRACTED
CAPACITY AND CUSTOMERS BY VOLTAGE LEVEL
5.1. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO POR NIVELES DE TENSIÓN
5.1. DISTRIBUTION OF CONSUMPTION BY VOLTAGE LEVEL
En el año 2009, el consumo eléctrico en baja tensión
suministrado por las empresas distribuidoras de UNESA
representó un 51,8% del total y el peso del correspondiente a alta tensión fue del 48,4%.
El peso del consumo en baja tensión del 2009 superó
al del 2008 en 2,8 puntos porcentuales a cuenta de una
pérdida del peso del consumo en alta tensión por la
misma cuantía. (78)
In 2009 the consumption of low-voltage electricity
supplied by UNESA distribution companies accounted
for 51.8% of total distribution, with high-voltage
electricity consumption standing at 48.4%
Low-voltage consumption was 2.8 percentage points
higher in 2009 than in the prior year, with high-voltage
consumption falling by the same amount. (78)
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(73) Demanda de electricidad de los mercados Peninsular y Extrapeninsular. 1990-2009 (Mill. kWh b.c.)
/Electricity demand in Spanish markets
Año/Year
Peninsular
/Mainland Spain
Extrapeninsular
/Other Spanish territ.
TOTAL
135311
140898
142166
142276
146283
151768
156245
162031
173188
184449
195157
205809
211616
225891
236309
247291
254909
262504
265238
253096
6088
6394
6584
6798
7241
7729
8008
8598
9254
10064
10792
11589
11971
13118
13884
14541
15032
15559
15892
15500
141399
147292
148750
149074
153524
159497
164253
170629
182442
194513
205949
217398
223587
239009
250193
261832
269941
278063
281130
268596
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
(74) Demanda de electricidad de los mercados Peninsular y Extrapeninsular.1990-2009 (Mill kWh)
/Electricity demand in Spanish markets 1990-2000
300000
280000
Extrapeninsular/Non-mainland
Peninsular/Mainland
260000
240000
220000
200000
180000
160000
140000
120000
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2009
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
100000
89
Informe eléctrico
/Electricity report
(75) Evolución de la demanda eléctrica.1990 = 100%
/Electricity demand
280
260
240
Peninsular/Mainland
220
TOTAL
200
180
160
140
120
2009
2009
2006
2006
2008
2004
2004
2008
2002
2002
2000
1998
1996
1994
1990
1992
100
(76) Crecimiento anual de la demanda eléctrica. 1991-2009 (%)
/Annual growth in electricity demand
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
-0.2
-0.4
2000
1998
1996
1994
1992
1991
-0.6
Peninsular/Mainland
TOTAL
90
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2 0 0 9
(77) Estructura estimada del consumo eléctrico por sectores economicos. 2009 (%)
/Electricity consumption by economic sector
Comercio y Servicios/Trade and services
Energía, Industria y construcción
/Energy, industry and construction
Residencial/Residential
Agricultura y otros/Agriculture and others
34.5
33.2
29.5
2.8
(78) Evolución de la estructura del consumo eléctrico por niveles de tensión. Unesa (%)
/Electricity consumption structure by voltage level
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008 2009(p)
48.8
47.8
47.8
47.9
48.5
48.8
48.8
48.5
48.4
48.8
51.6
Alta tensión:/High voltage:
51.2
> 1 y < 36 kV/> 1 and < 36 kV
29.6
> 36 y < 72.5 kV/> 36 and < 72.5 kV
6.8
> 72.5 y < 145 kV/> 72.5 and < 145 kV 5.3
> 145 kV
9.5
52.2
30.4
6.7
5.5
9.6
52.2
30.5
6.2
4.3
11.2
52.1
31.0
6.2
4.3
10.6
51.5
31.3
6.6
3.9
9.6
51.2
31.3
6.5
3.9
9.5
51.3
31.4
6.6
3.9
9.3
51.5
31.6
6.6
3.9
9.4
51.6
31.5
6.6
3.8
9.7
51.2
31.1
6.7
3.7
9.7
48.4
30.6
6.7
3.2
7.9
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.1
100.0
100.0
100.0
100.0
Baja tensión < 1 kV/Low voltage < 1 kV
TOTAL
100.0
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
91
Informe eléctrico
/Electricity report
5.2. DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA CONTRATADA POR
NIVELES DE TENSIÓN
5.2. DISTRIBUTION OF CONTRACTED CAPACITY BY VOLTAGE
LEVEL
La potencia contratada en el año 2009 por los consumidores suministrados por las empresas asociadas en UNESA
alcanzó la cifra de 172.814 MW y registró un crecimiento
anual del 0,8%. El 81,4% de la potencia contratada corresponde a la baja tensión y el 18,6% restante a la alta tensión.
En el 2009, la potencia contratada en baja tensión creció un
1,7% con respecto a la del año anterior. Por su parte la contratada en alta tensión registró una caída del 3%.
Durante el período 1999-2009, la potencia contratada
experimentó un crecimiento medio anual acumulativo del
3,5%. En este mismo período, los crecimientos anuales de
la potencia contratada en baja y en alta tensión fueron
también del 3,5% en ambos casos. (79)
Capacity contracted by consumers supplied by
UNESA associates totalled 172,814 MW in 2009, an
annual increase of 0.8%. During the year 81.4% of
contracted capacity was low voltage, with the remaining
18.6% high voltage. Contracted low-voltage capacity
was up 1.75% on 2008, whereas the high-voltage
equivalent dropped by 3%.
In the period from 1999-2009 compound growth in
contracted capacity totalled 3.5%, (both contracted low
and high-voltage totalled 3.5%). (79)
5.3. DISTRIBUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES POR NIVELES
DE TENSIÓN
5.3. DISTRIBUTION OF CUSTOMERS BY VOLTAGE LEVEL
El número de clientes suministrados por las empresas
de UNESA sigue su tendencia de crecimiento gradual. En
el año 2009 el número de clientes del mercado eléctrico
fue de 27,3 millones de los cuales el 99,6% tiene su suministro en baja tensión. En el año 2009 el número de clientes aumentó en unos 446.500, representando un crecimiento anual del 1,7% y correspondiendo la casi totalidad de los mismos a baja tensión. (80) y (81)
Durante el período 1999-2009, la potencia contratada
por cliente evolucionó con un crecimiento medio anual
del 1,2%, pasando de los 5,62 kW de 1999 a los 6,34 del
2009. Este comportamiento se debió al aumento de la
potencia contratada por cliente en baja tensión que de
4,59 kW del año 1999 pasó a 5,17 kW en el 2009. En el
bloque de alta tensión, entre los años 1999 y 2009 la
potencia contratada por cliente osciló entre el valor de
314 kW del año 2001 y un máximo de 341 kW registrado
en el 2003; en el 2009 la citada potencia contratada fue
321 kW, magnitud inferior a la correspondiente del año
1999 en un 3,9%.
The number of customers supplied by UNESA
companies has continued to rise gradually. In 2009 there
were 27.3 million customers in the electricity market,
99.6% with low-voltage supplies. This total is 446,500
higher than the prior year (an increase of 1.7%) and
almost all new customers receive low-voltage supplies.
(80) and (81)
From 1999 to 2009 contracted capacity per customer
increased at an average annual growth rate of 1.2%,
from 5.62 kW in 1999 to 6.34 kW in 2009. This rise was
mainly due to higher low-voltage capacity contracted
per customer, up from 4.59 kW in 1999 to 5.17 kW in
2008. Contracted high voltage capacity per customer in
the 1999-2009 period fluctuated between a minimum of
314 kW in 2001 and a maximum of 341 kW in 2003,
totalling 321 kW in 2009 (down 3.9% compared to
1999).
(81) Evolución del número de clientes por niveles de tensión. Unesa
/Number of customers by voltage level
1999
2000
2001
2002
Baja tensión < 1 kV/Low voltage < 1 kV
21767163
22446662
22847683
23551520
> 1 y < 36 kV/> 1 and < 36 kV
> 36 y < 72.5 kV/> 36 and < 72.5 kV
> 72.5 y < 145 kV/> 72.5 and < 145 kV
> 145 kV
68283
67086
1015
133
49
72612
71313
1082
154
63
77775
76357
1167
162
89
83679
82203
1200
178
98
21835446
22519274
22925458
23635199
TOTAL
92
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
(79) Potencia contratada por niveles de tensión. Unesa (MW)
/Contracted power by voltage level. Unesa (MW)
1999
Baja tensión < 1 kV/Low voltage < 1 kV 99895
22771
> 1 y < 36 kV/> 1 and < 36 kV
16295
> 36 y < 72.5 kV/> 36 and < 72.5 kV
2718
> 72.5 y < 145 kV/> 72.5 and < 145 kV 1550
> 145 kV
2208
TOTAL
122666
2000
2001
2002
103817 107272
23771
17160
2719
1521
2371
24417
18059
2398
1270
2690
2003
2004
2005
112867 115624
118040
121872
29562
22075
3179
1402
2906
28884
21461
3145
1478
2800
28897
21195
3186
1445
3071
141272 145186
146924
150769
28405
20993
2964
1422
3026
127588 131689
2006
2007
2008 2009(p)
127456 132840
138197 140605
30978
22928
3389
1582
3079
32157
23766
3496
1670
3225
158434 164997
33213
24316
3541
1650
3706
32209
23134
3526
1723
3826
171410 172814
(80) Evolución del número de clientes por niveles de tensión 1999 = 100%
/Number of customers by voltage level
145
140
135
Alta tensión/High voltage
Baja tensión/Low voltage
TOTAL
130
125
120
115
110
105
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009(p)
24323342
24828229
25192682
25594532
26149609
26726574
27173002
86636
85085
1236
210
105
88480
86846
1262
244
128
91323
89609
1294
262
158
94446
92666
1313
272
195
97413
95568
1331
279
235
100412
98420
1398
309
285
100480
98467
1390
324
299
24409978
24916709
25284005
25688978
26247022
26826986
27273482
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2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
100
93
Informe eléctrico
/Electricity report
6. LA CONTINUIDAD DE SUMINISTRO
6. SUPPLY CONTINUITY
La evolución del TIEPI, desde que se tienen datos de su
registro, mantiene una trayectoria de mejora que supone
que la calidad y continuidad del suministro del sistema
eléctrico español se sitúe en cotas favorablemente comparables con los países de nuestro entorno, situándose en
2008 por debajo de las dos horas al año. Los datos correspondientes al año 2009 no están disponibles al cierre de
este informe. (82)
Este índice, que se aplica habitualmente en el sector
eléctrico español para medir la continuidad del suministro, es el Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada (TIEPI) y refleja anualmente la duración, en
horas, de una hipotética interrupción del suministro referida a la potencia total instalada de una determinada zona
que fuera equivalente a la suma de la duración de todas
las interrupciones reales del servicio, teniendo en cuenta
la potencia afectada en cada una de ellas.
En el cálculo del TIEPI se tienen en cuenta las interrupciones del suministro de más de tres minutos de duración
a la red de media tensión, e incluye tanto las interrupciones causadas por trabajos planificados en la red, a las que
se denomina “programadas”, como las causadas por incidencias en las instalaciones de producción, transporte y
distribución denominadas “imprevistas”.
Since its records began, the SAIDI index has
constantly improved, meaning that the quality and
continuity of the Spanish electricity system’s supply is at
levels comparable with those of neighbouring countries,
at less than two hours per year in 2008. No data was
available on 2009 at the date of this report. (16)
This index, which is usually applied to the Spanish
electricity sector to measure supply continuity, is called
the System Average Interruption Duration Index (SAIDI).
Each year it reflects the duration (in hours) of a
hypothetical interruption to supply compared to total
installed capacity in a particular area, equivalent to the
sum of the duration of all actual service interruptions,
bearing in mind the capacity affected by each
interruption.
Calculation of the SAIDI considers supply
interruptions exceeding three minutes for the medium
voltage network, and includes “scheduled” interruptions
due to planned network maintenance, as well as
interruptions caused by incidents in production,
transmission and distribution facilities, which are
classified as “unforeseen”.
94
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(82) Evolución del TIEPI (Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada en horas/año)
/SAIDI (System Average Interruption Duration Index in hours/year)
Programado
/Planned
Imprevisto
/Unplanned
TOTAL
2.40
2.25
2.19
1.84
1.67
1.58
1.21
0.97
0.89
0.70
0.54
0.53
0.52
0.62
0.59
0.51
0.46
0.36
0.23
0.16
0.20
0.18
7.20
5.26
6.54
4.83
3.90
3.90
3.59
2.75
2.68
2.66
2.79
2.11
2.61
2.42
3.12
2.38
2.40
2.06
1.96
1.89
1.73
1.45
9.60
7.51
8.73
6.67
5.57
5.48
4.80
3.72
3.57
3.36
3.33
2.64
3.13
3.04
3.71
2.88
2.86
2.42
2.19
2.05
1.93
1.63
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Fuente/Source: MITyC.
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/
/Electricity report
Informe eléctrico
98
1. REGULACIÓN SECTORIAL
1. SECTOR REGULATION
099
1.1. EL REAL DECRETO-LEY 6/2009
1.1. ROYAL DECREE LAW 6/2009
1.2. FINANCIACIÓN DEL DÉFICIT
1.2. FINANCING OF THE DEFICIT
1.3. EL “BONO SOCIAL”
1.3. THE SOCIAL TARIFF
1.4. TARIFAS ELÉCTRICAS
1.4. ELECTRICITY TARIFFS
1.5. FINANCIACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DEL PLAN GENERAL DE RESIDUOS RADIACTIVOS
Y DE LA ENTIDAD PÚBLICA EMPRESARIAL ENRESA DE GESTIÓN DE RESIDUOS RADIACTIVOS
1.5. FINANCING OF GENERAL RADIOACTIVE WASTE PLAN ACTIVITY
AND THE PUBLIC RADIOACTIVE WASTE MANAGEMENT ENTITY ENRESA
1.6. PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL
1.6. SPECIAL REGIME GENERATION
1.7. FACTURACIÓN MENSUAL
1.7. MONTHLY BILLING
1.8. DISTRIBUCIÓN
1.8. DISTRIBUTION
1.9. EMISIONES PRIMARIAS DE ENERGÍA
1.9. PRIMARY ENERGY EMISSIONS
1.10. SERVICIO DE GESTIÓN DE LA DEMANDA DE INTERRUMPIBILIDAD
1.10. SERVICE FOR MANAGING SUPPLY INTERRUPTION DEMAND
1.11. OFICINA DE DEFENSA DEL CONSUMIDOR DE PRODUCTOS ENERGÉTICOS
1.11. ENERGY PRODUCT CONSUMER PROTECTION OFFICE
1.12. OFICINA DE CAMBIOS DE SUMINISTRADOR
1.12. OFFICE FOR CHANGE OF ENERGY SUPPLIER
1.13. OTROS ASPECTOS REGULATORIOS RELACIONADOS CON EL SECTOR ELÉCTRICO
1.13. OTHER ELECTRICITY INDUSTRY REGULATORY ISSUES
099
2. TARIFA ELÉCTRICA
2. ELECTRICITY TARIFFS
109
2.1. COSTES RECONOCIDOS PARA LA TARIFA ELÉCTRICA DEL AÑO 2008
2.1. RECOGNISED ELECTRICITY TARIFF COSTS FOR 2008
2.2. FACTURACIÓN DE ELECTRICIDAD POR NIVELES DE TENSIÓN
2.2. ELECTRICITY BILLING BY VOLTAGE LEVEL
2.3. COMPARACIÓN DE PRECIOS CON LOS PAÍSES DE LA UE
2.3. PRICE COMPARISON WITH OTHER EU COUNTRIES
114
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100
101
101
102
102
103
103
104
104
105
105
105
122
122
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2 0 0 9
/Sector regulation and electricity tariffs
Regulación sectorial y la tarifa eléctrcica
/
1. REGULACIÓN SECTORIAL
1. SECTOR REGULATION
En el año 2009 se ha culminado el calendario de la
liberalización del mercado de la energía eléctrica siguiendo con la adaptación de la normativa del sector eléctrico
español a la normativa comunitaria, regulada en 2007
por la Ley 17/2007, de 4 de julio, que modifica la Ley
54/1997 del sector eléctrico.
La publicación del Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de
abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el
sector energético y la desaparición de las tarifas integrales de baja tensión el 1 de julio de 2009 que, con la supresión de las tarifas de alta tensión en julio de 2008, ha
supuesto un cambio de modelo del sector eléctrico. La
actividad de suministro a tarifa ha dejado de formar parte
de la actividad de distribución, tal como lo exige la Directiva 2003/54/CE, y el suministro ha pasado a ser ejercido
en su totalidad por las comercializadoras. Se han establecido las tarifas de último recurso, únicas en todo el territorio nacional, creándose una nueva figura al efecto -las
comercializadoras de último recurso- para asumir las obligaciones del suministro a los consumidores que se acojan
a estas tarifas.
2009 marked the end of the deregulation process
within the electricity sector, and work continued on
adapting Spanish electricity sector legislation to EU
regulations in line with Law 17 of 5 July 2007, which
modified Electricity Sector Law 54/1997.
The publication of Royal Decree Law 6 of 30 April
2009, adopting specific measures within the energy
sector, and the suppression of low-voltage integral tariffs
as of 1 July 2009, along with the suppression of highvoltage tariffs in July 2008, have led to a change in the
electricity sector model. Tariff-based supply is no longer
a part of distribution activity, as required by Directive
2003/54/EC, and is now provided entirely by sellers. Last
resort tariffs have also been established (one tariff for
the whole country), and a new figure called the “last
resort supplier” has been created to meet supply
obligations for consumers who contract these tariffs.
1.1. EL REAL DECRETO-LEY 6/2009
1.1. ROYAL DECREE LAW 6/2009
El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que
se adoptan determinadas medidas en el sector energético, según expone en su preámbulo, procede adoptar las
siguientes medidas relativas al sector eléctrico:
The preamble to Royal Decree Law 6 of 30 April
2009, adopting specific measures for the energy
industry, sets out the following initiatives relating to the
electricity sector:
• “En primer lugar establecer límites para acotar el
incremento del déficit, y definir una senda para la
progresiva suficiencia de los peajes de acceso,
abordando además un mecanismo de financiación del
déficit tarifario. Así se establece que a partir del 1 de
enero de 2013, los peajes de acceso serán suficientes
para satisfacer la totalidad de los costes de las
actividades reguladas sin que pueda aparecer déficit
ex ante y se regula el periodo transitorio hasta dicha
fecha, limitando el déficit de ingresos en las
liquidaciones de las actividades reguladas del sector
eléctrico… y… resulta imprescindible regular de
forma estructurada la financiación de los déficits y el
régimen jurídico del déficit tarifario. Así se prevé la
cesión de los correspondientes derechos de cobro a
un fondo de titulización”.
• “Firstly, to set limits to curb the rising deficit and to
define a roadmap for the gradual sufficiency of access
tolls, whilst also creating a mechanism to finance the
tariff deficit. As of 1 January 2013 access tolls will
therefore be sufficient to meet all costs of regulated
activities, avoiding an ex ante deficit, the transitional
period until that date will be regulated, limiting the
deficit in revenue from regulated electricity sector
activities... and... it is crucial that the financing of
deficits and the legal framework of the tariff deficit
are regulated in a structured manner. The
corresponding collection rights will be transferred to
a securitisation fund.”
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2 0 0 9
99
Informe eléctrico
/Electricity report
• “En segundo lugar establecer mecanismos adicionales
de protección para colectivos vulnerables,
imponiendo una obligación de servicio público, en el
sentido del artículo 3 de la Directiva 2003/54/CE, a
las comercializadoras de último recurso para que el
tránsito a las tarifas de último recurso pueda ser
realizado de una forma razonable para todos… por lo
que se requiere la puesta en marcha de forma
inminente de un bono social… La financiación de
este bono social será compartida por las empresas
titulares de instalaciones de generación del sistema
eléctrico”.
• “En tercer lugar se aborda la necesidad de liberar a la
tarifa eléctrica, lo antes posible, de la carga que
supone financiar las actividades del Plan General de
Residuos Radioactivos… dichos costes pasan a ser
imputados a los titulares de las centrales nucleares”.
• “En cuarto lugar, por su creciente incidencia sobre el
déficit de tarifa, se establecen mecanismos respecto
al sistema retributivo de las instalaciones del Régimen
Especial”.
• “Secondly, to establish additional mechanisms to
protect vulnerable groups, imposing a public service
obligation (in accordance with article 3 of Directive
2003/54/EC) on last resort suppliers to ensure a
reasonable transition to the last resort tariff for all
parties... requiring immediate implementation of a
social tariff... The financing of this social tariff will be
shared among the companies which own the
generation facilities within the electricity sector.”
• “Thirdly, there is a need to free electricity tariffs from
the burden of financing General Radioactive Waste
Plan activities as soon as possible ... these costs will
be subsequently passed on to the owners of nuclear
plants.”
• “Fourthly, mechanisms are established with regard to
the remuneration system for special regime facilities,
due to its increasing impact on the tariff deficit.”
Además, se regulan una serie de aspectos que deben
ser abordados igualmente para la corrección de la situación generada por el déficit tarifario:
A number of other issues are also regulated, which
should be considered to rectify the situation caused by
the tariff deficit:
• “Se establece un sistema para la financiación del
extracoste de generación en el régimen insular y
extra peninsular que, de forma escalonada, se
financiará por los presupuestos generales del Estado”.
• “Se deroga además el Real Decreto-Ley 11/2007, de
7 de diciembre, por el que se detrae de la retribución
de la actividad de producción de energía eléctrica el
mayor ingreso derivado de la asignación gratuita de
derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
La derogación se hace necesaria para adaptar el
marco retributivo del sector eléctrico a un modelo de
negocio en el que el coste de generación ya no es
objeto de liquidación en la Comisión Nacional de
Energía y se hace coincidir con la entrada en vigor de
la tarifa de último recurso el 1 de julio de 2009”.
• “A system has been established to gradually finance
generation cost overruns within non-mainland
systems through the General State Budget.”
• “Royal Decree Law 11 of 7 December 2007, which
deducted revenue from electricity production for the
increase due to freely-allocated greenhouse gas
emission rights, is revoked. This is necessary to adapt
the electricity sector’s remuneration framework to a
business model in which generation costs are not
settled at the National Energy Commission and
coincided with the entry into force of the last resort
tariff on 1 July 2009.”
1.2. FINANCIACIÓN DEL DÉFICIT
1.2. FINANCING OF THE DEFICIT
A partir del 1 de enero de 2013, los peajes de acceso
serán suficientes para satisfacer la totalidad de los costes
de las actividades reguladas sin que pueda aparecer déficit ex ante. No obstante, para los años 2009, 2010, 2011
y 2012, el déficit de ingresos en las liquidaciones de las
actividades reguladas del sector eléctrico no será superior
a 3.500 millones de euros, 3.000 millones de euros, 2.000
millones de euros y 1.000 millones de euros respectivamente.
Los déficit del sistema de liquidaciones eléctrico generarán derechos de cobro que se recaudarán a través de los
As of 1 January 2013 access tolls will be sufficient to
meet all regulated activity costs without incurring an ex
ante deficit. Nevertheless, for 2009, 2010, 2011 and
2012, the deficit in revenue from regulated electricity
sector activities will not exceed Euros 3,500 million,
Euros 3,000 million, Euros 2,000 million and Euros 1,000
million, respectively.
The electricity settlement system deficit will generate
collection rights that will be paid through access tolls in
subsequent years until fully discharged. To finance these
deficits, the corresponding collection rights may be
100
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2 0 0 9
peajes de acceso de los años sucesivos hasta su satisfacción. Para la financiación de dichos déficits, los derechos
de cobro correspondientes se podrán ceder a un fondo de
titulización que se constituirá a estos efectos y se denominará Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico.
El Real Decreto 1301/2009, de 31 de julio, crea la
Comisión interministerial para la designación de la sociedad gestora del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico. Esta comisión interministerial estará compuesta por dos representantes del Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio y dos representantes del Ministerio
de Economía y Hacienda.
transferred to a securitisation fund created for this
purpose, known as the Electricity System Deficit
Securitisation Fund.
Royal Decree 1301 of 31 July 2009 created the interministerial commission for the appointment of the
company which will manage the Electricity System
Deficit Securitisation Fund. This commission will be
made up of two representatives from the Ministry of
Industry, Tourism and Trade and two representatives
from the Ministry of Economy and Finance.
1.3. EL “BONO SOCIAL”
1.3. THE SOCIAL TARIFF
Se crea el bono social para determinados consumidores de electricidad acogidos a la tarifa de último recurso
que cumplan con las características sociales, de consumo
y poder adquisitivo que se determinen por orden del
Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos
Económicos. A estos efectos, se establecerá un umbral
referenciado a un indicador de renta per cápita familiar.
En todo caso, se circunscribirá a personas físicas en su
vivienda habitual. El bono social cubrirá la diferencia
entre el valor de la Tarifa de Último Recurso y un valor de
referencia, que se denominará tarifa reducida. Dicha tarifa reducida será la vigente aplicable al consumidor el 7 de
mayo de 2009. La financiación de este bono social será
compartida por las empresas titulares de instalaciones de
generación del sistema eléctrico.
Lo dispuesto en dicho Real Decreto-Ley, se complementó con lo dispuesto en la Resolución de 26 de junio
de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que
se determina el procedimiento de puesta en marcha del
bono social.
The social tariff was created for certain last resort
electricity consumers who meet the social, consumption
and purchasing power criteria determined by the
Ministry of Industry, Tourism and Trade, following
agreement by the government’s delegate committee on
economic affairs. This discount is granted based on per
capita household income and only available to
individuals for the supply to their main home. The social
tariff will cover the difference between the last resort
tariff and a reference tariff that will be called the
reduced tariff. This reduced tariff is the prevailing tariff
applicable to consumers as of 7 May 2009. Financing of
the tariff will be shared by the companies that own
generating facilities within the Spanish electricity
system.
The terms of the aforementioned Royal Decree Law
were supplemented by the Resolution issued by the
Secretary of State for Energy on 26 June 2009,
determining the procedure for implementing the social
tariff.
1.4. TARIFAS ELÉCTRICAS
1.4. ELECTRICITY TARIFFS
El último día del año 2008 se aprobó la Orden
ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2009.
Dicha norma se complementó a mitad de año con la
Orden ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y
las tarifas y primas de determinadas instalaciones de
Régimen Especial. Al final del año se publicó la Orden
ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010
y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de
Régimen Especial.
Esta s normas que revisan las tarifas y los costes regulados a las diferentes actividades del servicio eléctrico,
influyen de manera determinante en la fijación de los
On 31 December 2008 Order ITC/3801 of 26
December 2008 was approved, reviewing electricity
tariffs from 1 January 2009 onwards. In mid-2009 this
Order was supplemented by Order ITC/1723 of 26 June
2009, reviewing access tolls as of 1 July 2009 and the
tariffs and premiums for certain special regime facilities.
At the end of the year Order ITC/3519 of 28 December
2009 was published, reviewing access tolls from 1
January 2010 and the tariffs and premiums for certain
special regime facilities.
These regulations, which review the tariffs and
regulated costs for the electricity sector’s different
activities, are a determining factor in the revenues set
for the sector and acknowledge an imbalance in the
revenue from payments for these activities since 2000.
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ingresos del sector y reconocen desde el año 2000 la existencia de un desajuste de ingresos en la liquidación de las
actividades. En el año 2009, la Orden ITC/3801/2008
mencionada reconoce una anualidad del desajuste de
ingresos a incluir en la tarifa de 2009 de 1.468 millones
de euros. La Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre,
por la que se revisan los peajes de acceso a partir del 1 de
enero de 2010, prevé un déficit de 3.000 millones de
euros de los ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2010.
In 2009, the aforementioned Order ITC/3801/2008
recognised an annual revenue adjustment payment of
Euros 1,468 million to be included in the 2009 tariff .
Order ITC/3519 of 28 December 2009, which reviewed
access tolls as of 1 January 2010, foresaw a revenue
deficit of Euros 3,000 million in settlements for
regulated activities in 2010.
1.5. FINANCIACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DEL PLAN GENERAL
DE RESIDUOS RADIACTIVOS Y DE LA ENTIDAD PÚBLICA
EMPRESARIAL ENRESA DE GESTIÓN DE RESIDUOS
RADIACTIVOS
1.5. FINANCING OF GENERAL RADIOACTIVE WASTE PLAN
ACTIVITY AND THE PUBLIC RADIOACTIVE WASTE
MANAGEMENT ENTITY ENRESA
El Real Decreto-Ley 6/2009 modificó las disposiciones
adicionales sexta y sexta bis de la Ley 54/1997, de 27 de
noviembre, del Sector Eléctrico y los apartados primero y
segundo del punto 17 de la disposición adicional sexta
bis, con la finalidad de liberar a la tarifa eléctrica, lo antes
posible, de la carga que supone financiar las actividades
del Plan General de Residuos Radioactivos. Dichos costes
pasan a ser imputados a los titulares de las centrales
nucleares.
Royal Decree Law 6/2009 amended additional
provisions 6 and 6 bis of Electricity Sector Law 54 of 27
November 1997, and sections 1 and 2 of point 17 of
additional provision 6 bis, to free electricity tariffs from
the burden of financing General Radioactive Waste Plan
activities as soon as possible. The aforementioned costs
have been passed on to nuclear plant owners.
1.6. PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL
1.6. SPECIAL REGIME GENERATION
Se ha creado la subsección de la sección segunda del
Registro administrativo de instalaciones de producción
de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la
Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,
dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio. Dicha subsección será denominada, en lo
sucesivo, Registro de preasignación de retribución. La
inscripción en el Registro de preasignación de ret ribución
será condición necesaria para el otorgamiento del derecho al régimen económico establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen
Especial.
Por la Circular 4/2009, de 9 de julio, de la Comisión
Nacional de Energía reguló la solicitud de información y
los procedimientos para implantar el sistema de liquidación de las primas equivalentes, las primas, los incentivos
y los complementos a las instalaciones de producción de
energía eléctrica en Régimen Especial.
Una resolución del Ministerio de la Presidencia aprobó
el Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español para
la instalación de parques eólicos marinos, cuyo objetivo
es la determinación de las zonas del dominio público
marítimo-terrestre que, a los solos efectos ambientales,
reúnen condiciones favorables para la instalación de instalaciones eólicas marinas.
A subsection has been created within the second
section of the government register of electricity
production facilities referred to in article 21.4 of
Electricity Sector Law 54 of 27 November 1997, under
the Ministry of Industry, Tourism and Trade. This
subsection will hereinafter be referred to as the
remuneration pre-allocation register. Entry in the
remuneration pre-allocation register is a prerequisite for
obtaining the right to the economic structure set forth
in Royal Decree 661 of 25 May 2007, which regulates
electricity production activity under the special regime.
Through the publication of Circular 4 of 9 July 2009,
the National Energy Commission regulated requests for
information and the procedures for implementing the
system for settlement of the equivalent premiums,
premiums, incentives and supplements for special
regime electricity generation facilities.
A resolution published by the Ministry of the
Presidency approved the strategic environmental study
on the Spanish coast for the installation of offshore wind
farms. The aim of this study is to identify the areas in
the public marine-terrestrial domain which, purely in
environmental terms, present favourable conditions for
the installation of offshore wind farm facilities.
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1.7. FACTURACIÓN MENSUAL
1.7. MONTHLY BILLING
El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre,
impuso en su disposición adicional séptima la obligación
de facturar mensualmente la electricidad a los hogares
con menos de 10 kW de potencia contratada a partir del
1 de noviembre de dicho año, llevándose a cabo con base
en la lectura bimestral.
Con el objetivo de establecer un procedimiento homogéneo a nivel sectorial que permita determinar de forma
unívoca la metodología de estimación que de la facturación mensual se publicó el 26 de mayo de 2009 una Resolución de la Dirección General de Política Energética y
Minas que establece el procedimiento de facturación con
estimación del consumo de energía eléctrica y su regularización con lecturas reales.
The seventh additional provision of Royal Decree
1578 of 26 September 2008 included the obligation to
issue monthly electricity bills to homes with less than 10
kW of contracted power as of 1 November 2008, based
on readings every two months.
To lay down a standard procedure for monthly billing
estimates in the sector, on 26 May 2009 the Directorate
General for Energy Policy and Mining published a
Resolution establishing the billing procedure for using
estimated electricity consumption, subsequently
adjusted to reflect actual readings.
1.8. DISTRIBUCIÓN
1.8. DISTRIBUTION
La actividad de suministro a tarifa ha dejado de formar
parte de la actividad de distribución, tal como lo exige la
Directiva 2003/54/CE. A partir del 1 de julio de 2009 se
suprimen las tarifas integrales y se implanta la Tarifa de
Último Recurso (TUR), tal como establece el Real Decreto
485/2009 de 3 de abril, por el que se regula la puesta en
marcha del suministro de último recurso. Dicho Real
Decreto fijaba una serie de obligaciones a las empresas
distribuidoras de información a los clientes y para el traspaso de estos a las empresas comercializadoras.
También establecía, en su disposición adicional sexta,
la liquidación de los contratos de adquisición de energía
de los distribuidores: “Las empresas distribuidoras procederán a vender los contratos de adquisición de energía
comprometidos de forma obligatoria hasta el 30 de junio
de 2009 en los mercados a plazo y con entrega a partir
del 1 de julio de 2009 en las condiciones que se determinen por orden del Ministro de Industria, Turismo y
Comercio. Los ingresos o costes procedentes de la venta
de dichos contratos serán considerados ingresos o costes
liquidables del sistema”.
Así mismo, determinadas obligaciones de las empresas
distribuidoras con los clientes y las empresas del Régimen
Especial pasan a ser asumidas por las empresas comercializadoras de último recurso. Las primas e incentivos, así
como los complementos correspondientes a todas las instalaciones acogidas al Régimen Especial serán liquidadas
por la Comisión Nacional de Energía a partir del 1 de julio
de 2009.
El 1 de agosto la Comisión Nacional de Energía publicó una Resolución por la que se anuncia la licitación, por
procedimiento abierto y tramitación ordinaria, para la
contratación de la consultoría para la aplicación de la
metodología retributiva a la actividad de distribución de
energía eléctrica establecida en el R.D. 222/2008. Este
Real Decreto establece un nuevo régimen retributivo de la
Tariff-based supply activity is no longer included
under distribution activity, pursuant to Directive
2003/54/EC. On 1 July 2009 integral tariffs were
suppressed, and the last resort tariff (LRT) was
introduced, in line with Royal Decree 485 of 3 April
2009 regulating implementation of the last resort
supply. This Royal Decree included a number of
obligations for distribution companies concerning the
information to be provided to customers and their
transfer to sellers.
The sixth additional provision of this Decree also
established that contracts for energy acquisitions from
distributors would be sold: “Distribution companies are
required to sell their committed energy acquisition
contracts on the forward market before 30 June 2009,
with delivery from 1 July 2009 under the terms and
conditions established by order of the Ministry of
Industry, Tourism and Trade. The revenue or costs
relating to the sale of the aforementioned contracts will
be considered system revenue or costs”.
Certain distribution company obligations to
customers and special regime companies were also
assumed by last resort suppliers. Premiums and
incentives, as well as supplements for all facilities
included under the special regime, will be settled by the
National Energy Commission as of 1 July 2009.
On 1 August the National Energy Commission
published a Resolution calling an open public tender for
advisory services for the application of remuneration
methodology to electricity distribution activity as set
forth in Royal Decree 222/2008. This Royal Decree
established a new remuneration structure for electricity
distribution activity, reviewing the previous structure,
establishing the measures required to guarantee that the
service is rendered correctly, and encouraging
improvements to supply quality and reductions in losses
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actividad de distribución de energía eléctrica, revisando el
régimen anterior, estableciendo las medidas necesarias
encaminadas a garantizar la adecuada prestación del servicio, incentivando la mejora de la calidad de suministro
y la reducción de las pérdidas en las redes de distribución,
siendo de aplicación a todas las sociedades mercantiles y
sociedades cooperativas de consumidores y usuarios que
desarrollen la actividad de distribución. Para el cálculo de
la retribución de la actividad de distribución de energía
eléctrica se empleará, como herramienta de contraste técnico, un Modelo de Red de Referencia para todo el territorio nacional.
El 8 de septiembre, se publicó la Orden ITC/2524/2009,
por la que se regula el método de cálculo del incentivo o
penalización para la reducción de pérdidas a aplicar a la
retribución de la distribución para cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica.
En el ámbito autonómico, la Comunidad Autónoma de
Cataluña promulgó la Ley 18/2008, de 23 de diciembre,
de garantía y calidad del suministro eléctrico, para regular la garantía y la calidad del suministro de energía eléctrica en Cataluña para proteger los derechos y los intereses legítimos de los consumidores y los usuarios, de conformidad con los artículos 123 y 133 del Estatuto de autonomía y, en marzo de 2009, el Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio suscribió un Convenio marco de
colaboración con la Generalitat de Cataluña, para la realización de planes de mejora de la calidad del servicio
eléctrico, planes de control de tensión y de limpieza de
márgenes.
from distribution networks. The Decree is applicable to
all trading companies and consumer and user
cooperatives engaged in distribution activity. To
calculate remuneration for electricity distribution
activity, a Reference Network Model for the entire
country will be used as a technical comparison tool.
On 8 September Order ITC/2524/2009 was
published, regulating the method for calculating the
loss-reducing incentives or penalties to be applied to
distribution remuneration for each electricity distribution
company.
At regional level, the autonomous region of Catalonia
enacted Law 18 of 23 December 2008 concerning
guaranteed electricity supplies and the quality thereof,
to regulate a guaranteed supply of quality electricity in
Catalonia and protect the rights and legitimate interests
of consumers and users, pursuant to articles 123 and
133 of the Statute of Autonomy. In March 2009 the
Ministry of Industry, Tourism and Trade also signed a
framework collaboration agreement with the Catalan
regional government to draft plans for improvements to
the quality of the region’s electricity supply, voltage
control and areas surrounding generation facilities.
1.9. EMISIONES PRIMARIAS DE ENERGÍA
1.9. PRIMARY ENERGY EMISSIONS
A lo largo del año 2009 se celebraron las subastas del
Real Decreto 324/2008, que establece las condiciones y el
procedimiento de funcionamiento y participación en las
emisiones primarias de energía eléctrica, como instrumento destinado al fomento de la contratación a plazo,
que se instrumentan a través de opciones de compra de
energía hasta una potencia horaria determinada, ejercitables a lo largo de un período de entrega prefijado.
Throughout 2009 the auctions detailed in Royal
Decree 324 of 29 February 2008 were held. This Royal
Decree sets forth the conditions and procedures for the
functioning and allocation of primary electricity
emissions, as a tool for encouraging futures contracts,
based on options on energy purchases up to a specified
hourly power, which can be exercised throughout a predefined delivery period.
1.10. SERVICIO DE GESTIÓN DE LA DEMANDA DE
INTERRUMPIBILIDAD
1.10. SERVICE FOR MANAGING SUPPLY INTERRUPTION
DEMAND
En 2009 se han fijado trimestralmente los precios de la
energía a aplicar en el cálculo de la retribución del servicio de gestión de la demanda regulado por la Orden
ITC/2370/2007, de 26 de julio, para los consumidores
que adquieren su energía en el mercado de producción,
que sustituyó al complemento por interrumpibilidad de
las tarifas, materializados mediante la formalización de
contratos de prestación del servicio con el Operador del
Sistema como gestor del servicio.
In 2009 the energy prices used to calculate
remuneration for regulated demand management
services were set for each quarter by Order ITC/2370 of
26 July 2007, for consumers who acquire their energy
from the production market. This remuneration replaced
tariff interruption supplements and was implemented
through service contracts with the system operator, as
administrator of the service .
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1.11. OFICINA DE DEFENSA DEL CONSUMIDOR DE
PRODUCTOS ENERGÉTICOS
1.11. ENERGY PRODUCT CONSUMER PROTECTION OFFICE
El Real Decreto-Ley 1/2009, de 23 de febrero, dispone
en su capítulo III, la Creación y puesta en funcionamiento
de la Oficina de Defensa del Consumidor e insta a la
Comisión Nacional de Energía a proceder de inmediato a
la creación y puesta en funcionamiento de una Oficina de
Defensa del Consumidor de productos energéticos
ampliando sus competencias en los siguientes términos:
“Ejercerá por medio de la Oficina de Defensa del Consumidor, las siguientes funciones:
a) Informar y atender al consumidor de productos
energéticos.
b) Resolver controversias entre operadores del sector
energético y consumidores de productos energéticos.
Esta función de arbitraje tendrá carácter voluntario
para las partes.
c) Informar a la Secretaría General de Energía del
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de las
reclamaciones y proponer, en su caso, las
correspondientes mejoras regulatorias”.
Chapter III of Royal Decree Law 1 of 23 February
2009 orders the creation and launch of a consumer
protection office and requires the National Energy
Commission to immediately open such an office for
energy products, with its powers extended as follows:
The consumer protection office will exercise the
following functions:
a) To inform and serve energy product consumers.
b) To resolve disputes between energy sector operators
and energy product consumers. This arbitration
function is voluntary for the parties involved.
c) To inform the General Secretariat for Energy of the
Ministry of Industry, Tourism and Trade of any
complaints and propose corresponding regulatory
improvements where applicable.
1.12. OFICINA DE CAMBIOS DE SUMINISTRADOR
1.12. OFFICE FOR CHANGE OF ENERGY SUPPLIER
El Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, regula la
Oficina de Cambios de Suministrador creada por el nuevo
artículo 47 bis de la Ley del Sector Eléctrico, que constituye una novedad no sólo en el panorama energético
español sino también en el de los países de nuestro entorno y realiza sus funciones simultáneamente en los sectores del gas natural y de la electricidad. En el capital de la
Oficina de Cambios de Suministrador deberán participar
los distribuidores y comercializadores de gas natural y de
electricidad. La supervisión se atribuye a la Comisión
Nacional de Energía.
Royal Decree 1011 of 19 June 2009 regulates the
office for change of energy supplier, which was created
by article 47 bis of the Electricity Sector Law. This office
is a step forward not only for the Spanish energy
industry but also our neighbouring countries, and
operates in the natural gas and electricity sectors.
Natural gas and electricity distributors and sellers
participate in the share capital of this office, Oficina de
Cambios de Suministrador, S.A., which is supervised by
the National Energy Commission.
1.13. OTROS ASPECTOS REGULATORIOS RELACIONADOS CON
EL SECTOR ELÉCTRICO
1.13. OTHER ELECTRICITY INDUSTRY REGULATORY ISSUES
Por lo que respecta a otros temas relacionados, directa o indirectamente, con el sector, en el año 2009, se promulgaron las siguientes normas:
The following standards, directly or indirectly related
to the electricity industry, were enacted in 2009:
• Ley 11/2009, de 26 de octubre, por la que se regulan
las Sociedades Anónimas Cotizadas de Inversión en el
Mercado Inmobiliario.
• Law 11 of 26 October 2009 regulating listed real
estate investment trusts.
— Disposición final novena. Modificación de la Ley
25/1964, sobre Energía Nuclear, y de la Ley 54/1997,
del Sector Eléctrico.
— Ninth final provision: Amendment to Nuclear Energy
Law 25/1964 and Electricity Sector Law 54/1997.
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• Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de modificación de
diversas leyes para su adaptación a la Ley sobre el libre
acceso a las actividades de servicios y su ejercicio.
• Law 25 of 22 December 2009 amending various laws
to bring them into line with the law on free access to
service activities and the exercise of this access.
— Artículo 18. Modificación de la Ley 54/1997, de 27
de noviembre, del Sector Eléctrico.
— Artículo 19. Modificación de la Ley 34/1998, de 7 de
octubre, del Sector de Hidrocarburos.
— Article 18: Amendment to Electricity Sector Law 54 of
27 November 1997.
— Article 19: Amendment to Hydrocarbon Sector Law
34 of 7 October 1998.
• Real Decreto 1219/2009, de 17 de julio, por el que
se modifica el Real Decreto 1112/2007, de 24 de
agosto, por el que se establece el régimen de ayudas
al desarrollo de las infraestructuras en las comarcas
mineras del carbón.
• Resolución de 9 de febrero de 2009, de la Presidencia
del Instituto para la Reestructuración de la Minería
del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas
Mineras, por la que se convocan las ayudas a la
industria minera del carbón para el ejercicio de 2009,
correspondientes a las previstas en el artículo 5.3 del
Reglamento (CE) n.º 1407/2002 del Consejo, de 23
de julio de 2002, sobre las ayudas estatales a la
industria del carbón.
• Resolución de 18 de noviembre de 2009, del Instituto
para la Reestructuración de la Minería del Carbón y
Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras, por
la que se convocan las ayudas por costes laborales
mediante bajas incentivadas y las ayudas destinadas a
compensar los costes derivados del cierre de
unidades de producción de las empresas mineras de
carbón, para el ejercicio 2009.
• Real Decreto 40/2009, de 23 de enero, por el que se
determinan los valores a aplicar para la financiación
de los costes correspondientes a la gestión de los
residuos radiactivos y del combustible gastado, y al
desmantelamiento y clausura de instalaciones.
• Resolución de 15 de enero de 2009, de la Dirección
General de Política Energética y Minas, por la que se
determina la anualidad correspondiente a 2008 y el
importe pendiente de compensación, a 31 de
diciembre de 2008, de los proyectos de centrales
nucleares paralizados definitivamente por la
disposición adicional octava de la Ley 40/1994, de 30
de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico
Nacional, sustituida por la Ley 54/1997, de 27 de
diciembre, del Sector Eléctrico.
• Real Decreto 243/2009, de 27 de febrero, por el que
se regula la vigilancia y control de traslados de
residuos radioactivos y combustible nuclear gastado
entre Estados miembros o procedentes o con destino
al exterior de la Comunidad.
• Real Decreto 1428/2009, de 11 de septiembre, por el
que se modifica el Plan Básico de Emergencia
Nuclear, aprobado por Real Decreto 1546/2004, de
25 de junio.
• Royal Decree 1219 of 17 July 2009, amending Royal
Decree 1112 of 24 August 2007 establishing the
structure for aid to develop infrastructures in coalmining regions.
• Resolution of 9 February 2009 issued by the Institute
for Restructuring of Coal Mining Activities and the
Alternative Development of Mining Sites, calling for
aid for the coal industry for 2009 pursuant to article
5.3 of Council Regulation (EC) no. 1407/2002 on
state aid to the coal industry.
• Resolution of 18 November 2009 issued by the
Institute for Restructuring of Coal Mining Activities
and the Alternative Development of Mining Sites,
calling for aid for labour costs through voluntary
redundancies and aid to offset the costs derived from
the closure of production units by coal mining
companies in 2009.
• Royal Decree 40 of 23 January 2009 determining the
values to be applied for financing costs associated
with the management of radioactive waste and spent
fuels and the decommissioning and closure of
facilities.
• Resolution of 15 January 2009 issued by the
Directorate General for Energy Policy and Mining,
determining the annual payment for 2008 and the
amount pending offset at 31 December 2008 for
nuclear plant projects permanently suspended by the
eighth additional provision of National Electricity
System Law 40 of 30 December 1994, which was
substituted by Electricity Sector Law 54 of 27
December 1997.
• Royal Decree 243 of 27 February 2009, regulating
the supervision and control of the transfer of
radioactive waste and spent nuclear fuel between
Member States or to and from areas outside the
European Union.
• Royal Decree 1428 of 11 September 2009 amending
the Basic Nuclear Emergency Plan approved by Royal
Decree 1546 of 25 June 2004.
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• Orden ITC/1785/2009, de 3 de julio, por la que se
acuerda como fecha de cese definitivo de la
explotación de la Central Nuclear de Santa María de
Garoña el día 6 de julio de 2013, y se autoriza su
explotación hasta dicha fecha.
• Resolución de 23 de diciembre de 2009, de la
Secretaría de Estado de Energía, por la que se efectúa
la convocatoria pública para la selección de los
municipios candidatos a albergar el emplazamiento
del Almacén Temporal Centralizado de combustible
nuclear gastado y residuos radiactivos de alta
actividad (ATC) y su centro tecnológico asociado.
• Sentencia de 21 de octubre de 2009, de la Sala
Tercera del Tribunal Supremo, por la que se anula la
disposición adicional única del Real Decreto
1767/2007, de 28 de diciembre, por el que se
determinan los valores a aplicar en el año 2008 para
la financiación de los costes correspondientes a la
gestión de los residuos radiactivos y del combustible
gastado, y al desmantelamiento y clausura de
instalaciones.
• Resolución de 2 de abril de 2009, del Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía, por el que se
establecen las bases reguladoras para la Convocatoria
2009 del programa de ayudas IDAE a proyectos
estratégicos de inversión en ahorro y eficiencia
energética dentro del Plan de Acción 2008-2012 de
la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en
España (E4).
• Orden ITC/885/2009, de 2 de abril, por la que se
regula las transferencias de fondos, con cargo a la
tarifa eléctrica y a los peajes de acceso de terceros a
las instalaciones gasistas, de la cuenta específica de la
Comisión Nacional de Energía al Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía, en el año 2009,
para la ejecución de las medidas del plan de acción
2008-2012 de la estrategia de ahorro y eficiencia
energética 2004-2012 (E4), y los criterios para la
ejecución de las medidas contempladas en dicho plan.
• Resolución de 22 de mayo de 2009, de la Secretaría
de Estado de Energía, por la que se aprueban las
reglas del sistema de liquidaciones y garantías de
pago de los sistemas eléctricos insulares y
extrapeninsulares.
• Resolución de 15 de julio de 2009, de la Dirección
fijan los precios de los combustibles definitivos del
primer semestre de 2009 a aplicar en el cálculo de la
prima de funcionamiento de cada grupo generador y
los precios de los combustibles provisionales del
segundo semestre de 2009 a aplicar para efectuar el
despacho de los costes variables de generación en los
sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
• Resolución de 25 de agosto de 2009, de la Dirección
• Order ICT/1785 of 3 July 2009, agreeing 6 July 2013
as the definitive date for shutdown of operations at
the Santa María de Garoña nuclear power plant,
authorising operation of the plant until that date.
• Resolution of 23 December 2009 from the Secretary
of State for Energy announcing the public selection
of candidate locations for the temporary centralised
storage facilities for spent nuclear fuel and highly
radioactive waste (known by the Spanish acronym
ATC), and related technological centre.
• Ruling by the Third Chamber of the Supreme Court
of 21 October 2009, revoking the single additional
provision to Royal Decree 1767 of 28 December
2007, determining the amounts applicable to 2008
to finance costs for management of radioactive waste
and spent fuel and the decommissioning and closure
of facilities.
• Resolution of 2 April 2009 issued by the Institute for
Diversification and Saving of Energy, establishing the
regulatory basis for the 2009 call for the IDAE aid
program for strategic investment projects relating to
energy saving and efficiency, as part of the 20082012 Action Plan under Spain’s Energy Saving and
Efficiency Strategy (E4).
• Order ITC/885 of 2 April 2009, regulating the
transfer of funds in 2009 (with a charge to electricity
tariffs and tolls for third-party access to gas facilities)
from the National Energy Commission's specified
account to the institute appointed for energy saving
and diversification , for implementing the measures
included in the 2008-2012 Action Plan, the 20042012 energy saving and efficiency strategy (E4). The
Order also sets forth the implementation criteria for
the measures contained in the aforementioned plan.
• Resolution of 22 May 2009 from the Secretary of
State for Energy approving the regulations governing
the system for settling and guaranteeing payment for
non-mainland electricity systems.
• Resolution of 15 July 2009 from the Directorate
General for Energy Policy and Mining, establishing
the definitive fuel prices for the first half of 2009 to
be applied when calculating the operating premium
for each generating group, as well as the provisional
fuel prices for the second half of 2009 applicable for
the discharge of non-mainland system variable
generation costs.
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/Electricity report
Informe eléctrico
•
•
•
•
•
•
•
•
actualizan los parámetros de los diferentes
componentes del coste variable de generación de las
instalaciones de generación en Régimen Ordinario de
los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares
para el año 2009.
Resolución de 25 de agosto de 2009, de la Dirección
publica el valor unitario de garantía de potencia
anual GPOTn(i) correspondiente a las instalaciones de
generación en Régimen Ordinario de los sistemas
eléctricos insulares y extrapeninsulares para el año
2009.
Orden ITC/1721/2009, de 26 de junio, por la que se
regula, para el año 2007, la minoración de la
retribución de la actividad de producción de energía
eléctrica en el importe equivalente al valor de los
derechos de emisión de gases de efecto invernadero
asignados gratuitamente.
regula, para el año 2008 y el primer semestre de
2009, la minoración de la retribución de la actividad
de producción de energía eléctrica en el importe
equivalente al mayor ingreso derivado de la
asignación gratuita de derechos de emisión de gases
de efecto invernadero.
establecen las obligaciones de presentación de
información de carácter contable y económicofinanciero para las empresas que desarrollen
actividades eléctricas, de gas natural y gases
manufacturados por canalización.
Resolución de 17 de noviembre de 2009, de la
Secretaría de Estado de Energía, por la que se
aprueba la información de carácter contable y
económico financiero a suministrar por las empresas
que desarrollen actividades eléctricas, de gas natural
y gases manufacturados por canalización.
Circular 5/2009, de 16 de julio, de la Comisión
Nacional de Energía, sobre obtención de información
de carácter contable y económico financiera de las
empresas que desarrollen actividades eléctricas, de
gas natural y gases manufacturados por canalización.
Resolución de 27 de noviembre de 2009, de la
Dirección General de Política Energética y Minas, por
la que se aprueba el perfil de consumo y el método
de cálculo a efectos de liquidación de energía,
aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5
que no dispongan de registro horario de consumo,
así como aquellos que han pasado de ser tipo 4 a
tipo 3, según el Real Decreto 1110/2007, de 24 de
agosto, por el que se aprueba el Reglamento
Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico,
para el año 2010.
Resolución de 17 de marzo de 2009, de la Comisión
Nacional de Energía, por el que se procede a la
108
• Resolution of 25 August 2009 from the Directorate
General for Energy Policy and Mining, updating the
parameters of the different variable generation costs
for ordinary regime generating facilities within nonmainland systems in 2009.
• Resolution of 25 August 2009 from the Directorate
General for Energy Policy and Mining, publishing the
unit value for the annual capacity guarantee (known
as GPOTn(i)) for ordinary regime generation facilities
within non-mainland systems in 2009.
• Order ITC/1721 of 26 June 2009 regulating the
reduction in remuneration of electricity production
activity for 2007, by the value of the greenhouse gas
emission rights allocated free of charge.
• Order ITC/1722 of 26 June 2009, regulating, the
deduction from electricity generation activity
remuneration for the increase due to freely-allocated
greenhouse gas emission rights for 2008 and the first
half of 2009.
• Order ITC/1548 of 4 June 2009, establishing the
obligation for companies that carry out activities
related to electricity, natural gas and gases produced
through channelling, to disclose accounting,
economic and financial information.
• Resolution of 17 November 2009 from the Secretary
of State for Energy, approving the accounting,
economic and financial information to be disclosed
by companies that carry out activities related to
electricity, natural gas and gases produced through
channelling.
• National Energy Commission Circular 5 of 16 July
2009 on the procurement of accounting, economic
and financial information from companies that carry
out activities related to electricity, natural gas and
gases produced through channelling.
• Resolution of 27 November 2009 from the
approving the consumer profile and calculation
methodology for energy payments applicable to type
4 and type 5 consumers which do not have hourly
consumption records, as well as those which have
passed from type 4 to type 3, in accordance with
Royal Decree 1110 of 24 August 2007, which
approved the unified regulation for electricity system
measurement points.
• Resolution of 17 March 2009 from the National
Energy Commission, leading to the review and
modifications of 3 July 2009 which established and
published lists of the main and leading operators
within the energy sectors.
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revisión y modificación de las de 3 de julio de 2009,
por las que, respectivamente, se establecen y hacen
publicas las relaciones de operadores principales y
dominantes de los sectores energéticos.
• Acuerdo de modificación del Convenio Internacional
relativo a la constitución de un mercado ibérico de la
energía eléctrica entre el Reino de España y la
República Portuguesa, de 1 de octubre de 2004,
hecho en Braga el 18 de enero de 2008.
• Agreement amending the international convention on
the creation of an Iberian electricity market, signed
by the Kingdom of Spain and the Republic of
Portugal on 1 October 2004. This agreement was
signed in Braga on 18 January 2008.
2. TARIFA ELÉCTRICA
Tarifas de venta de la energía eléctrica y tarifas de
acceso por el uso de las redes.
La aprobación a finales de 2008 de la Orden
ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan
las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2009, prorrogó las tarifas integrales de baja tensión hasta el
momento de entrada en vigor del mecanismo de suministro de último recurso, que se hizo efectivo a partir del
1 de julio de 2009 con la publicación de la Resolución de
29 de junio de 2009 de la Dirección General de Política
Energética y Minas que estableció las tarifas de último
recurso culminando la liberalización del mercado del sector eléctrico. La tarifa de último recurso ya no será aplicada por los distribuidores sino por las empresas comercializadoras denominadas expresamente de último recurso.
El Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, que reguló la
puesta en marcha del suministro de último recurso, se
completó con la Orden ITC/1659/2009 que establece el
mecanismo de traspaso de clientes y el procedimiento de
cálculo y estructura de la TUR y culminó con la Resolución
de 29 de junio que fijó los precios para el segundo semestre de 2009.
Además, se ha implantado en la regulación la aplicación del “bono social” como mecanismo adicional de protección para colectivos vulnerables a determinados colectivos de consumidores de electricidad en baja tensión.
Este bono aprobado por el Real Decreto-Ley 6/2009, de
30 de abril, consiste en una bonificación en las facturas
domésticas de electricidad que cubra la diferencia entre el
valor de la tarifa de último recurso y la tarifa aplicable al
consumidor en la fecha de entrada en vigor de este Real
Decreto-Ley, en concreto el 7 de mayo de 2009. Su aplicación a partir del 1 de julio de 2009 beneficia a los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso en la
vivienda habitual con potencia contratada menor de 3
kW, a los pensionistas que perciban las cuantías mínimas
vigentes, a familias numerosas y desempleados.
Las siguientes normas recogen los cambios de las tarifas en 2009:
These comprise tariffs for electricity sales, as well as
access tariffs for network use.
The approval of Order ITC/3801 of 26 December
2008, reviewing electricity tariffs as of 1 January 2009,
extended low-voltage integral tariffs until the entry into
force of the last resort supply mechanism. This
mechanism was effective as of 1 July 2009 with the
publication of the Directorate General for Energy Policy
and Mining Resolution on 29 June 2010, which
established last resort tariffs and culminated in the
deregulation of the electricity sector market. The last
resort tariff will not be applied by distributors, but rather
by sellers known specifically as “last resort suppliers”.
Royal Decree 485 of 3 April 2009, which regulated
implementation of the last resort supply, was completed
with Order ITC/1659/2009 which established the
mechanism for transferring customers and the procedure
for calculating the structure of the LRT. This process
culminated in the publication of a resolution on 29 June
2009 which established the prices for the first quarter.
Regulations also included the application of a social
tariff as an additional protection measure for certain
vulnerable groups of low-voltage electricity consumers.
This tariff, approved by Royal Decree Law 6 of 30 April
2009, involves a discount in domestic electricity bills,
covering the difference between the value of the last
resort tariff and the tariff applicable to the consumer at
the date on which the Royal Decree Law came into force
(7 May 2009). The application of the social tariff rates as
of 1 July 2009 benefits consumers with a last resort
supply to their normal place of residence and with
contracted power of less than 3 kW, pensioners who
receive the minimum amounts stipulated, large families
and the unemployed.
• Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la
que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de
enero de 2009.
• Order ITC/2801 of 26 December 2008, reviewing
electricity tariffs from 1 January 2009.
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The following regulations concerning tariff changes
were introduced in 2009:
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Informe eléctrico
/Electricity report
• Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se
regula la puesta en marcha del suministro de último
recurso en el sector de la energía eléctrica.
• 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.
revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de
2009 y las tarifas y primas de determinadas
instalaciones de Régimen Especial.
• Resolución de 26 de junio de 2009, de la Secretaría
de Estado de Energía, por la que se determina el
procedimiento de puesta en marcha del bono social.
• Resolución de 29 de junio de 2009, de la Dirección
establece el coste de producción de energía eléctrica
y las tarifas de último recurso a aplicar en el segundo
semestre de 2009.
que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de
enero de 2010 y las tarifas y primas de las
instalaciones del Régimen Especial.
• Resolución de 29 de diciembre de 2009, de la
la que se establece el coste de producción de energía
eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el
primer semestre de 2010.
• Royal Decree 485 of 3 April 2009, regulating
implementation of the last resort supply in the
electricity sector.
mechanism for transferring customers from the tariffbased market to the electricity last resort supply, as
well as the procedure for calculating and structuring
electricity last resort tariffs.
• Order ITC 1723 of 26 June 2009, reviewing access
tolls as of 1 July 2009 and the tariffs and premiums
for certain special regime facilities.
• Resolution of 26 June 2009 from the Secretary of
State for Energy, determining the procedure for
implementing the electricity social tariff.
• Resolution of 29 June 2009 from the Directorate
electricity production costs and the last resort supply
tariffs applicable for the second half of 2009.
• Order ITC/3519 of 28 December 2009, reviewing
access tolls as of 1 January 2010 and tariffs and
premiums for special regime installations.
• Resolution of 29 December 2009 from the
establishing electricity production costs and the last
resort supply tariffs applicable for the first half of
2010.
Teniendo en cuenta las revisiones de tarifas realizadas
en 2009 para los clientes domésticos del 3,2% en el primer trimestre, y del 2% en julio para el resto del año coincidiendo con la creación de la Tarifa de Último Recurso, el
aumento registrado para estos clientes se situó en torno
al 5,7%. Cabe destacar que en el período 1997-2009 la
variación de la tarifa ha supuesto un incremento del 13%,
en términos reales, y una disminución del 20%, en términos constantes descontado el efecto de la inflación. (83),
(84) y (85)
Respecto al año 2010, la Orden ITC/3519/2009, de 28
de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a
partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las
instalaciones del Régimen Especial, actualiza las tarifas de
acceso. Esta revisión se produce en el contexto de la
publicación del Real Decreto Ley 6/2009 que introdujo,
entre otros aspectos, el compromiso de adecuar las tarifas
de acceso para que el déficit tarifario no supere unos valores máximos ya establecidos en los próximos años. Hay
que hacer especial mención que la determinación de las
tarifas se debe realizar con el máximo rigor y menor incertidumbre sobre todo en dos epígrafes cuantitativamente
más importantes como son: la retribución de la actividad
de distribución y las primas al Régimen Especial.
Considering the domestic customer tariff reviews
carried out in 2009, (3.2% in the first half of the year
and 2% in July applicable to the rest of the year,
coinciding with the creation of the last resort tariff), the
increase for these customers totals approximately 5.7%.
It should be noted that from 1997-2009 tariff variations
resulted in a 13% rise in real terms, and a 20% decrease
in constant terms, excluding the impact of inflation.
(83), (84) and (85)
Order ITC/3519 of 28 December 2009, reviewing
access tolls as of 1 January 2010 and the tariffs and
premiums of special regime facilities, has also updated
access tariffs for 2010. This review was carried out
within the context of the publication of Royal Decree
Law 6/2009 which introduced, inter alia, the
commitment to adapt access tariffs to keep the tariff
deficit within set limits in subsequent years. It is also
particularly important to note that tariffs should be
determined as accurately and with as little uncertainty as
possible, especially the two largest components:
remuneration for distribution activity and special regime
premiums.
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(83) Evolución de la tarifa media y del IPC (Variaciones en % anual)
/Average tariffs and CPI (annual % variation)
IPC/CPI
Tarifa media/Average Tariff
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2009/1996
2.00
-3.00
1.40
-3.63
2.90
-5.57
4.00
-4.85
2.70
-1.52
4.00
0.32
2.60
1.65
3.20
1.72
3.70
1.71
2.70
5.92
4.20
6.18
1.40
9.08
0.80
5.67
41.98
13.13
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
1.0000 1.0200 1.0343 1.0643 1.1068 1.1367 1.1822 1.2129 1.2518 1.2981 1.3331 1.3891 1.4086
1.0000 0.9700 0.9348 0.8827 0.8399 0.8271 0.8298 0.8435 0.8580 0.8727 0.9243 0.9815 1.0706
1.4198
1.1313
Nota: La tarifa del año 1998 está corregida del efecto del impuesto de la electricidad.
Note: The 1998 tariff is has been adjusted to reflect the effect of electricty tax.
Cálculo de índices/Index calculation
1996
Índice IPC/CPI
Índice Tarifa/Tariff
1997
1998
1999
2000
142.0
113.1
79.7
2009
140.9
107.1
2008
76.0
138.9
98.1
70.7
2007
92.4
2006
69.3
133.3
129.8
87.3
2005
67.2
125.2
85.8
2004
68.5
121.3
84.3
2003
69.5
118.2
83.0
70.2
2002
113.7
82.7
2001
72.8
110.7
84.0
75.9
2000
106.4
88.3
1999
82.9
103.4
93.5
90.4
1998
1997
1996
95.1
100.0
97.0
102.0
(84) Evolución de la tarifa media y del IPC desde 1996
/Average tariffs and CPI since 1996
IPC/CPI
Términos corrientes/Current terms
Términos constantes/Constant terms
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/Electricity report
Informe eléctrico
(85) Variaciones de las tarifas integrales en los últimos años (%)
/Changes in integral tariffs in recent years (%)
1997
1998
1999
abr-99
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Tarifa social (*)/Social tariff (*)
–
1.0
0.00
2.0
-1.10
3.0 - 4.0 y 3.0.2 (*)/3.0 - 4.0 and 3.0.2 (*) -6.00
B.0. y R.0 (*)/B.0. and R.0 (*)
-2.00
–
-7.80
-7.80
-7.80
-7.80
–
-2.50
-2.50
-3.00
-2.50
–
-1.50
-1.50
–
–
–
–
-2.10
–
–
–
–
-4.00
–
–
–
–
–
1.00
1.00
–
1.50
1.50
2.00
2.00
–
1.475
1.475
1.60
1.60
–
1.74
1.74
1.61
1.61
-6.00
-4.40
-3.00
-2.20
-9.80
-9.80
-8.80
-9.80
-1.50
–
–
–
–
–
–
–
2.00
2.00
2.00
2.00
1.50
1.50
1.50
1.50
1.00
1.00
1.00
1.00
2.00
2.00
2.00
2.00
1.60
1.60
1.60
1.60
1.61
1.61
1.61
1.61
0.00
-4.90
–
–
–
1.50
1.00
2.00
1.60
1.61
-2.30
-4.00
-12.10
-8.30
-2.50
–
–
–
–
2.00
1.50
1.50
-0.25
1.00
2.85
2.00
2.43
1.60
2.78
1.61
Baja tensión/Low voltage:
Alta tensión/High Voltage:
Corta utilización/Short use
Media utilización/Medium use
Larga utilización/Long use
Tracción y riegos (*)
/Traction and irrigation (*)
G.4. (grandes consumidores)
/G.4. (major consumers)
Distribuidores/Distributors
T.H.P. (tarifa horaria de potencia)
/H.P.T. (Hourly Power Tariff)
(*) La Tarifa 3.0 y 4.0 se unifican en la 3.0.2 en 2007./Tariffs 3.0 and 4.0 were unified as tariff 3.0.2 in 2007.
Las tarifas de Alumbrado y Tracción se suprimen el 1 de enero de 2007./Public Light and Traction tariffs were lifted on 1 January 2007.
Las tarifas generales de A.T.; T.H.P. y de Riegos desaparecen el 1 de julio de 2008./Irrigation tariffs will cease on 1 July 2008.
En julio de 2008 se implanta la "Tarifa social"./The social tariff was introduced in July 2008.
En julio de 2009 se suprimen todas las tarifas integrales./In July 2009 all integral tariffs are removed.
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ene-06
/Jan 06
jul-06
ene-07
/Jan 07
jul-07
ene-08
/Jan 08
jul-08
ene-09
/Jan 09
–
–
4.48
4.48
4.60
–
–
0.80
0.80
6.00
–
2.00
2.0 a 5.0
4.0 y 5.3
4.26
–
0.00
0.00
5.00
5.00
–
3.30
3.30
3.30
3.30
(*)
33.10
5.60
5.60
sup.
2.60
2.70
2.5 a 4.7
3.50
–
5.05
5.05
5.05
5.08
6.00 3.0 y 6.0
6.00 3.5 y 6.5
6.00 4.0 y 10.0
6.00
5.90
1.90
1.90
1.90
5.00
3.30
3.30
3.30
3.30
sup.
sup.
sup.
sup.
–
–
–
–
5.08
6.00
5.0 y 9.0
1.90
3.30
4.70
5.00
7.39
5.08
1.81
6.00
3.44
5.0 y 9.8
0.54
1.90
5.42
3.30
17.50
sup.
3.60
–
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jul-09
Se suprimen las tarifas integrales y se crea la Tarifa de último recurso (TUR)
/ Integral tariffs are removed and Last Resort Tariff (LRT) is established
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Informe eléctrico
/Electricity report
2.1. COSTES RECONOCIDOS PARA LA TARIFA ELÉCTRICA DEL
AÑO 2009
2.1. RECOGNISED ELECTRICITY TARIFF COSTS FOR 2009
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en el artículo 17 en
su nueva redacción establece que: “El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión
Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará
las disposiciones necesarias para el establecimiento de los
peajes de acceso a las redes, que se establecerán en base
a los costes de las actividades reguladas del sistema que
correspondan, incluyendo entre ellos los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. Los Reales Decretos 325/2008 y 222/2008
revisan la retribución de las actividades de transporte y
distribución. Con estas consideraciones, la Orden
ITC/3801/2008, que establece la tarifa eléctrica a partir
de 1 de enero de 2009, fija los costes reconocidos a las
actividades reguladas del servicio eléctrico previstos para
2009.
El importe total de los costes regulados incluidos en la
tarifa de acceso se cifró en 15.294 millones de euros, su
confrontación con los ingresos previstos con las tarifas
fijadas en el propio Real Decreto y teniendo en consideración la revisión de tarifas del 1 de julio, ofrece un déficit, evaluado provisionalmente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio para la determinación de la propuesta de tarifas de enero 2010 en 3.426 millones de
euros.
Los costes regulados del servicio eléctrico en 2009
ascienden a 15.294.495 miles de euros y responden a los
siguientes conceptos e importes:
• El coste de la actividad de transporte, asciende a
1.344.021 miles de euros. De los cuales 1.129.116
miles de euros corresponden a la retribución
concedida a Red Eléctrica de España, 77.981 miles de
euros a las empresas distribuidoras peninsulares en
concepto de transporte y 136.924 a las empresas
distribuidoras por las actividades de transporte en
territorio insular y extrapeninsular.
• El coste reconocido a la actividad de distribución se
ha fijado en 5.071.838 miles de euros, que incluye
308.900 miles de euros del plan de ahorro y
eficiencia energética y 10.000 miles de euros en
concepto de limpieza de la vegetación en las líneas.
Dicho coste incluye 336.916 miles de euros a las
distribuidoras acogidas al procedimiento transitorio
regulado por la disposición transitoria 11ª de la Ley
54/1997.
• El coste acreditado en la tarifa a la gestión comercial
realizada por las empresas distribuidoras es de
312.639 miles de euros.
114
Article 17 of Electricity Sector Law 54/1997 states
that: “The Ministry of Industry, Tourism and Trade, upon
agreement with the Government’s Delegate Commission
for Economic Affairs, will declare the provisions required
to establish network access tolls, based on the costs for
regulated activity within the relevant system and
including permanent, diversification and supply security
costs. Royal Decrees 325/2008 and 222/2008 reviewed
remuneration levels for transmission and distribution
activities. Order ITC/3801/2008, which established
electricity tariffs as of 1 January 2009, set the recognised
costs for regulated electricity service activities in 2009.
The total regulated costs included in the access tariff
stood at Euros 15,294 million. When compared with
forecast revenues generated by the tariffs set forth in the
Royal Decree, and considering the tariff review at 1 July,
a deficit of Euros 3,426 million is obtained (based on
provisional evaluations from the Ministry of Industry,
Tourism and Trade for determining proposed tariffs for
January 2010).
Regulated costs for electricity services in 2009 total
Euros 15,294,495 thousand, broken down as follows:
• Transmission activity costs stand at Euros 1,344,021
thousand, of which Euros 1,129,116 thousand are
remuneration paid to Red Eléctrica de España, Euros
77,981 thousand to mainland distribution companies
for transmission and Euros 136,924 to distributors for
non-mainland transmission activity.
• The recognised cost for distribution activity totals
Euros 5,071,838 thousand, including Euros 308,900
thousand for the energy efficiency and saving plan
and Euros 10,000 thousand relating to clearing of
vegetation surrounding supply lines. These costs
include Euros 336,916 thousand for distributors
involved in the temporary procedure regulated by the
11th transitory provision of Law 54/1997.
• The cost in the tariff allocated to commercial
management by distribution companies totals Euros
312,639 thousand
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• Los denominados costes permanentes, de
diversificación y seguridad de abastecimiento del
sistema, incluidas las primas al Régimen Especial,
ascienden conjuntamente a 7.148.638 miles de euros
repartidos entre los siguientes conceptos:
• Permanent, diversification and system supply security
costs, including special regime premiums, jointly
stand at Euros 7,148,638 thousand, and are broken
down as follows:
— La compensación a los sistemas insulares y
extrapeninsulares asciende a 1.295.213 miles de
euros.
— Los costes correspondientes al Operador del Sistema
37.517 miles de euros, al Operador del Mercado
11.140 miles de euros y a la Comisión Nacional de la
Energía 13.880 miles de euros.
— El Plan de viabilidad de Elcogas 64.501 miles de
euros.
— El incentivo al consumo de carbón es 93.089 miles de
euros.
— La anualidad de la moratoria nuclear con 3.688 miles
de euros.
— El fondo para la financiación de actividades del Plan
General de Residuos Radiactivos por importe de
71.047 miles de euros
— Para el servicio de gestión de la demanda de
interrumpibilidad de los consumidores que adquieren
su energía en el mercado se prevé una retribución de
750.000 miles de euros.
— Las primas al Régimen Especial previstas ascienden a
4.808.563 miles de euros
— Y se estiman unos ingresos por peajes de
exportaciones de 51.050 miles de euros.
— Compensation for non-mainland systems: Euros
1,295,213 thousand.
— Costs corresponding to the System Operator standing
at Euros 37,517 thousand, those for the Market
Operator at Euros 11,140 thousand and National
Energy Commission costs amounting to Euros 13,880
thousand.
— The Elcogas feasibility plan: Euros 64,501 thousand.
— The coal consumption incentive: Euros 93,089
thousand.
— The nuclear moratorium annual payment: Euros
3,688 thousand.
— The fund for financing General Radioactive Waste
Plan activity: Euros 71,047 thousand.
— Remuneration of Euros 750,000 thousand is forecast
for managing service interruption requests for
consumers acquiring their energy on the market.
— Foreseen special regime premiums total Euros
4,808,563 thousand.
— Export tolls are expected to generate revenue of
Euros 51,050 thousand.
El monto resultante de las anualidades repercutidas en
la tarifa de 2008 para recuperar el valor del déficit de las
tarifas en las liquidaciones de las actividades reguladas de
años anteriores es de 1.468.409 miles de euros, que no
incluyen cuantía alguna por la amortización de la estimación provisional del propio déficit de ingresos del año
2009.
Los costes regulados fijados por la Orden
ITC/3801/2008, que establece la tarifa eléctrica a partir
de 1 de enero de 2009 y los costes previstos para la tarifa de acceso del año 2010. (86)
Las disposiciones oficiales que regulan la aplicación de
las tarifas integrales y de acceso y sus precios desde la
implantación del Sistema Integrado de Facturación de la
Electricidad (SIFE) en 1973 y la liberalización del mercado
en 1998. Las tarifas de suministro completo originadas
por el SIFE han dejado de existir el 1 de julio de este año
y se ha implantado la tarifa de último recurso (TUR) en
aplicación de la normativa comunitaria. (87)
Annual adjustment payments charged to the 2008
tariff to recover the tariff deficit in settlements for prior
years’ regulated activity amount to Euros 1,571,706
thousand, which does not include any amount for
repayment of the provisional estimate of the revenue
deficit for 2009.
Regulated costs set forth in Order ITC/3801/2008,
establishing electricity tariffs as of 1 January 2009 and
the forecast costs for access tariffs in 2010. (86)
Official provisions have regulated the application of
integral and access tariffs, and their prices since
implementation of the Integrated Electricity Billing
System (IEBS) in 1973 and deregulation of the market in
1998. The full-supply tariffs which arose from the IEBS
were suppressed on 1 July 2009 with application of the
last resort tariff (LRT), in line with EU regulations. (87)
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/Electricity report
Informe eléctrico
(86) Costes regulados incluidos en la tarifa de acceso (peajes) del 2009 y 2010 (Miles de euros)
/Costs included in the 2009 and 2010 electricty tariff (Thousands of Euros)
2009
OM 3801/2008
2010
OM 3519/2009
TRANSPORTE/TRANSPORT
DISTRIBUCION/DISTRIBUTION
1344021
5071838
1397104
4974955
Distribuidoras régimen ordinario/Ordinary regime distribution companies
Pequeñas Distribuidoras/small distribution companies
Plan de ahorro y eficiciencia energética/Energy saving and efficiency plan
Calidad de servicio/Service quality
4416022
336916
308900
10000
4305513
350542
308900
10000
GESTION COMERCIAL/COMMERCIAL MANAGEMENT
DEFICITS TARIFARIOS/TARIFF DEFICITS
312639
1468409
226.591
1843927
220897
379051
211449
119538
348485
–
–
188989
201235
310379
171210
94573
326961
247114
211812
280643
COSTES PERMANENTES/PERMANENT COST
1515340
1026226
Compensación extrapeninsular/Non-mainland compensation
Operador del Sistema/System operator
Operador del Mercado/Market operator
CNE/National Energy Commission
Plan de Viabilidad ELCOGAS/ELCOGAS feasibility plan
Incentivo al consumo de carbón/Incentive for coal consumption
1295213
37517
11140
13880
64501
93089
897240
38267
–
23800
66919
–
DIVERSIFICACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO/DIVERSIFICATION AND SAFETY OF SUPPLY
5633298
6442424
Primas al régimen especial/Special regime incentives
Moratoria nuclear/Nuclear moratorium
2ªparte ciclo combustible nuclear/2nd part of nuclear fuel cycle
Fondo financiación PGRR/Funding for the General Plan for Radioactive Waste
Interrumpibilidad GC en mercado/Interruption of supply to large consumers in the market
Otras compensaciones/Other costs
4808563
3688
71047
750000
–
5888099
104196
129
–
450000
–
-51050
-43100
15294495
15868127
Conceptos/Items
Déficit ingresos liquidación actividades reguladas ANT. 2003/Deficit in revenue on regulated activities prior to 2003
Déficit ingresos liquidación actividades reguladas 2005/Deficit in revenue on regulated activities for 2005
Déficit ingresos liquidación actividades reguladas 2006/Deficit in revenue on regulated activities for 2006
Déficit EX-ANTE 2007/Ex-ante deficit 2007
Desajustes por revisión costes extrapeninsulares/Imbalance from review of costs in non-mainland Spain
INGRESOS POR PEAJES EXPORTACIÓN/REVENUE FROM EXPORT TOLLS
TOTAL COSTES REGULADOS/TOTAL REGULATED COSTS.
Déficit ex ante/Ex-ante Deficit
-3000000
TOTAL INGRESOS PREVISTOS POR TARIFAS DE ACCESO/TOTAL EXPECTED REVENUES FROM NETWORK ACCESS TARIFF
12868127
Nota: El cálculo la tarifa de 2008 preveía además un coste de producción de 21.239.378 miles de euros que incluía los extracostes del Régimen Especial y de los Sistemas insulares, el incentivo al carbón
y la interrumpibilidad de G.C. en el mercado. /Note: The calculation of the 2008 tariff also includes a forecast production cost of Euros 21.239.378 thousand comprising additional special regime and
insular system costs. the coal incentive and the interruption of supply to large consumers in the market.
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(87) Tarifas desde la implantación del Sistema Integrado de Facturación de la Electricidad (SIFE)
/Tariffs since the introduction of the Integrated Electricity Billing System (IEBS)
Disposiciones oficiales
/Oficial provisions
B.O.E.
/Official State Gazette
Variación(%)
/Variation
Entrada en vigor
/Came into force
Observaciones
/Observations
DECRETO 3561/1972 de 21 diciembre
ORDEN de 11 abril 1973
DECREE 3561of 21 December 1972
ORDER of 11 April 1973
15-01-73
18-04-73
5
1-05-73
Implantación SIFE/Introduction of IEBS
DECRETO 55/1974 de 1 marzo
ORDEN de 11 marzo 1974
DECREE 55 of 1 March 1974
ORDER of 11 March 1974
2-03-74
14-03-74
15.857
2-03-74
12.857%: Combustibles/Fuels
DECRETO 52/1975 de 24 enero
ORDEN de 30 enero 1975
DECREE 52 of 24 January 1975
ORDER of 30 January 1975
30-01-75
1-02-75
15
1-02-75
8%: Combustibles/Fuels
DECRETO 2930/1975 de 14 noviembre
ORDEN de 3 diciembre 1975
DECREE 2930 of 14 November 1975
ORDER of 3 December 1975
15-11-75
10-12-75
16.5
15-11-75
DECRETO 2930/1975 de 14 noviembre
ORDEN de 3 diciembre 1975
DECREE 2930 of 14 November 1975
ORDER of 3 December 1975
15-11-75
10-12-75
1.72
1-03-76
REAL DECRETO 354/1977 de 25 febrero
ROYAL DECREE 354 of 25 February 1977
10-03-77
7-04-77
13.8
1-03-77
REAL DECRETO 1836/1977 de 23 julio
ORDEN de 5 agosto 1977
ROYAL DECREE 1836 of 23 July 1977
ORDER of 5 August 1977
25-07-77
12-08-77
5.36
25-07-77
ORDEN de 14 julio 1979
ORDER of 14 July 1979
10-07-79
21-07-79
21.19
10-07-79
0.30pta/kWh: Combustibles/Fuels
(» 10.2%)
REAL DECRETO 89/1980 de 18 enero
ROYAL DECREE 89 of 18 January 1980
19-01-80
19-01-80
17
19-01-80
ORDEN de 19 julio 1980
ORDER of 19 July 1980
19-07-80
23-07-80
19.5
19-07-80
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1/5
2% sobre precios/2% of prices
1 febrero 1975/1 February 1975
117
/Electricity report
Informe eléctrico
/Oficial provisions
B.O.E.
Variación(%)
/Variation
Entrada en vigor
/Came into force
2/5
Observaciones
/Observations
17-01-81
28-01-81
19.17
18-01-81
REAL DECRETO 574/1981 de 27 marzo
ROYAL DECREE 574 of 27 March 1981
2-04-81
11-04-81
7.68
3-04-81
16-01-82
20-01-82
12.6
17-01-82
20-01-83
24-01-83
7.5
21-01-83
REAL DECRETO 2660/1983 de 13 octubre
ORDEN de 14 octubre 1983
ROYAL DECREE 2660 of 13 October 1983
ORDER of 14 October 1983
14-10-83
20-10-83
6
15-10-83
REAL DECRETO 774/1984 de 18 abril
ROYAL DECREE 774 of 18 April 1984
19-04-84
30-04-84
8.75
20-04-84
ORDEN de 13 febrero 1985
ORDER of 13 February 1985
9-02-85
14-02-85
6.8
10-02-85
ORDEN de 6 marzo 1986
ORDER of 6 March 1986
1-03-86
14-03-86
7.25
2-03-86
7-02-87
25-02-87
4.01
8-02-87
30-01-88
16-02-88
5.50
31-01-88
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1º Aplicación del MarcoLegal
/Application of legal framework
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/Oficial provisions
B.O.E.
Variación(%)
/Variation
Entrada en vigor
/Came into force
3/5
Observaciones
/Observations
ORDEN de 23 January 1989
21-01-89
24-01-89
4.10
22-01-89
20-01-90
24-01-90
5.50
21-01-90
1.85%, corresponde a desviaciones de 1989
/reflects 1989 deviations
REAL DECRETO 1678/1990 de 28 diciembre
ROYAL DECREE 1678 of 28 December 1990
31-12-90
8-01-91
6.80
1-01-91
28-12-91
15-01-92
3.2
1-01-92
30-12-92
14-01-93
2.9
1-01-93
y 1992/reflects 1991 and 1992 deviations
31-12-93
5-01-94
2.06
1-01-94
31-12-94
14-01-95
1.48
1-01-95
-1.26%, corresponde a desviaciones de 1994
29-12-95
0.00
1-01-96
-2.44% corresponde a -0.25% a desviaciones
de 1995/reflects 1995 deviations
desviaciones de 1994/reflects 1994 deviations;
28-12-96
-3.0
1-01-97
Protocolo eléctrico/Electricity protocol
27-12-97
-8.32
1-01-98
Se suprime el recargo de la minería del carbón
y se crea el Impuesto sobre la Electricidad. La
reducción neta resultante es del 3.63%.
/The coal mining charge is lifted and elctricity tax
is created. The resulting net reduction is 3.63%.
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/Electricity report
Informe eléctrico
/Oficial provisions
B.O.E.
Variación(%)
/Variation
Entrada en vigor
/Came into force
4/5
Observaciones
/Observations
30-12-98
-2.5
1-01-99
Tarifas “integrales”/Integral tariffs
30-12-98
-25.0
1-01-99
Tarifas de acceso. Nueva estructura para facilitar
el acceso al mercadoAccess taridds/New structure
to enable access to the market
REAL DECRETO-LEY 6/1999 de 16 abril
ROYAL DECREE-LAW 6 of 16 April 1999
17-04-99
-1.5
18-04-99
31-12-99
-1.0
1-01-00
30-12-00
-2.22
1-01-01
9-11-01
Nueva estructura de tarifas de acceso
/New access tariff structure
REAL DECRETO 1164/2001 de 26 octubre
ROYAL DECREE 1164 of 26 October 2001
8-11-01
Tarifas de usos domésticos/Household tariffs
28-12-01
0.412
1-01-02
Tarifas integrales y acceso
/Integral and access tariffs
31-12-02
1.65
1-01-03
27-12-03
1.72
1-01-04
31-12-04
1.71
1-01-05
28-12-05
4.48
1-01-06
1-07-06
1.38
1-07-06
Revisión tarifas integrales
/Review of Integral tariffs
30-12-06
ND
1-01-07
REAL DECRETO 871/2007 de 29 junio
ROYAL DECREE 871 of 29 June 2007
30-06-07
ND
1-07-07
Tarifas integrales/Integral tariffs
ORDEN ITC/2784/2007 de 27 de septiembre
ITC ORDER 2784 of 27 September 2007
29-09-07
–
1-10-07
Se mantienen las tarifas/Tariffs are maintained
ORDEN ITC/3860/2007 de 28 de diciembre
ITC ORDER 3860 of 28 December 2007
29-12-07
ND
1-01-08
REAL DECRETO 809/2006 de 30 junio
ROYAL DECREE 809 of 30 June 2006
120
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/Oficial provisions
B.O.E.
Variación(%)
/Variation
Entrada en vigor
/Came into force
5/5
Observaciones
/Observations
ORDEN ITC/1857/2008 de 26 de junio
ITC ORDER 1857 of 26 June 2008
28-06-08
ND
1-07-08
Tarifas integrales. Se suprimen las tarifas
integrales de A.T./Integral tariffs. A.T. tariffs
are lifted
ITC ORDER 3801 of 26 December 2008
31-12-08
ND
1-01-09
REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril
ROYAL DECREE 485/2009 of 3 April
4-04-09
–
5-04-09
Suministro de último recurso/Last resort supply
REAL DECRETO-LEY 6/2009 de 30 de abril
7-05-09
–
7-05-09
Bono social/Social tariff
ITC ORDER/1659/2009 of 22 June
23-06-09
–
24-06-09
Cálculo y estructura de las tarifas de último
recurso/Calculation and structure of last resort
tariff
RESOLUCIÓN de 26 de junio de 2009
RESOLUTION of 26 June 2009
29-06-09
–
30-06-09
Puesta en marcha Bono social
/Implementation of the social tariff
ITC ORDER/1723/2009 of 26 June
29-06-09
ND
1-07-09
Peajes de acceso/Network access tariff
RESOLUCIÓN de 29 de junio de 2009
RESOLUTION of 29 June 2009
30-06-09
ND
1-07-09
Tarifas de último recurso (TUR)
/Last resort tariffs (LRT)
ITC ORDER 3519/2009 of 28 December
31-12-09
ND
1-01-10
Peajes de acceso/Network access tariff
RESOLUCIÓN de 29 de diciembre 2009
RESOLUTION of 29 December 2009
31-12-09
ND
1-01-10
Tarifas de último recurso (TUR)
/Last resort tariffs (LRT)
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121
Informe eléctrico
/Electricity report
2.2. FACTURACIÓN DE ELECTRICIDAD POR NIVELES DE
TENSIÓN
2.2. ELECTRICITY BILLING BY VOLTAGE LEVEL
La facturación por venta de electricidad de las empresas que integran UNESA, según datos provisionales,
ascendió en 2009 a 25.349 millones de euros. A continuación se recogen las cifras de la facturación en los diferentes niveles de tensión y la evolución del precio medio
de venta del kWh, antes de impuestos, para los suministros realizados en dichos niveles de tensión. (88) y (89)
In 2009 electricity sales billing for UNESA associate
companies totalled Euros 25,349 million (based on
provisional data). Figures on billing for different voltage
levels are included below, along with trends in the
average kWh sale price for supplies at these voltage
levels. (88) and (89)
2.3. COMPARACIÓN DE PRECIOS CON LOS PAÍSES DE LA UE
2.3. PRICE COMPARISON WITH OTHER EU COUNTRIES
Eurostat recaba la información semestralmente y compara los precios de la electricidad de los 27 países de la
Unión Europea, para cinco tipos de consumidores domésticos y siete consumidores industriales. En los gráficos
adjuntos se muestran los precios para un consumidor tipo
doméstico e industrial seleccionado en los distintos países
para el primer semestre de 2009. (90) y (91)
En términos generales, los precios de la electricidad en
España para consumidores domésticos en el primer
semestre de 2009 se siguen situando por debajo de la
media de los países de la UE.
Más concretamente, los precios de España (15,77
cts€/kWh) son un 70% más baratos que los precios que
pagan los consumidores domésticos en Dinamarca (26,98
cts€/kWh) y el 90% mas caros que en Bulgaria (8,23
cts€/kWh) que es el país con los precios más bajos de esta
muestra de países europeos.
Bulgaria, Estonia, Polonia, Grecia, Francia, Finlandia,
República Checa, Reino Unido, Hungría y Portugal son los
países que tienen los precios más bajos que España para
un consumidor con un consumo anual de 2.500 a 5.000
kWh.
Dinamarca, Alemania, Italia, Irlanda, Bélgica, Austria,
Holanda y Suecia tienen los precios más altos de los países europeos.
Si se comparan los precios de la electricidad para suministros industriales, gráfico 6, España se sitúa en el bloque
de precios intermedios con Alemania, Holanda, Reino
Unido, Bélgica y Republica Checa mientras que Estonia,
Bulgaria, Suecia, Finlandia y Francia son los países con los
precios más bajos para consumos entre 500 y 2.000 MWh
al año. Italia es el país con los precios más caros.
Los precios españoles se sitúan en 11,54 cts€/kWh
frente a los 14,35 cts€/kWh de Italia y muy por encima de
los 6,43 cts€/kWh de Estonia.
Eurostat collects information every six months, and
compares electricity prices for the 27 EU countries for
five types of domestic consumers and seven industrial
consumers. The accompanying charts show prices for a
selected domestic and industrial user in the different
countries for the first half of 2009. (90) and (91)
In general terms Spanish household electricity prices
remained below the EU average during the first quarter
of 2009.
Prices in Spain (15.77 cents/kWh) are 70% lower
than those paid by household consumers in Denmark
(26.98 cents/kWh) and 90% more expensive than in
Bulgaria (8.23 cents/kWh), the country with the lowest
prices within this sample of European countries.
Bulgaria, Estonia, Poland, Greece, France, Finland, the
Czech Republic, the United Kingdom, Hungary and
Portugal all have lower prices than Spain for consumers
with annual consumption of between 2,500 and 5,000
kWh.
Denmark, Germany, Italy, Ireland, Belgium, Austria,
the Netherlands and Sweden have the highest prices in
Europe.
If prices for industrial electricity supplies are
compared (figure 6), Spain is found in the mid-price
group alongside Germany, the Netherlands, the United
Kingdom, Belgium and the Czech Republic, whereas
Estonia, Bulgaria, Sweden, Finland and France have the
lowest prices for annual consumption of between 500
and 2,000 MWh. The most expensive prices are found in
Italy.
Spanish prices stand at 11.54 cents/kWh, lower than
the price of 14.35 cents/kWh in Italy and much higher
than the 6.43 cents/kWh of Estonia.
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(88) Valor de la facturación de electricidad por niveles de tensión* (miles de Euros)
/Electricity billing by voltage level* (thousands of Euros)
1998
1999
Baja tensión < 1 kV
/Low Voltage < 1 kV
8493707
8651348
Alta tensión
/High Voltage
4169239
>1 y < 36kV
/>1 and < 36kV
> 36 y < 72,5 kV
/> 36 and < 72.5 kV
> 72,5 y < 145 kV
/> 72.5 and < 145 kV
> 145 kV/> 145 kV
Total
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
8905629 9087371
9441164 10201051 10781334
11348741
12423451 13634542 15332531 16063805
3977856
4424087 4653264
4927559 5275701
5559159
5921289
6690843 7994015 10197053 9285464
3049517
2847904
3117566 3266051
3547808 3859293
4058435
4325829
4874497 5793553 7370650 6633134
507170
468808
531555
524646
538056
602941
630884
683443
768330
918501 1232939 1046058
260737
270255
323156
280309
279979
273558
301104
313996
373883
442076
351814
390889
451810
582258
561716
539909
568736
598021
674133
839885 1044689 1121731
12662946 12629204 13329716 13740635 14368723 15476752 16340493
17270030
548775
2009(P)
484541
19114294 21628557 25529584 25349269
(*) Incluye el coste de la energía adquirida en el Mercado de Producción por los clientes cualificados.
(*) Includes the cost of energy purchased by qualified customers in the generation market.
(89) Precio medio por niveles de tensión (cent.EURO/kWh) (sin impuestos)
/Average prices by voltage level (Euro cent/kWh) (before taxes)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008 2009(P)
Baja tensión < 1 kV/Low Voltage < 1 kV 10.71
10.24
9.97
9.67
9.67
9.71
9.73
9.78
10.41
11.13
12.34
12.75
4.95
4.48
4.53
4.54
4.64
4.73
4.77
4.86
5.27
6.12
7.79
7.86
6.21
4.38
3.08
2.32
5.55
3.98
2.95
2.36
5.49
4.22
3.16
2.51
5.46
4.33
3.31
2.65
5.62
4.23
3.17
2.60
5.68
4.20
3.25
2.58
5.71
4.27
3.40
2.62
5.78
4.34
3.44
2.69
6.27
4.70
3.89
2.91
7.26
5.50
4.54
3.43
9.27
7.23
5.74
4.20
8.87
6.42
6.20
5.85
Alta tensión:/High Voltage:
>1 y < 36kV/>1 and < 36kV
> 36 y < 72,5 kV/> 36 and < 72.5 kV
> 72,5 y < 145 kV/> 72.5 and < 145 kV
> 145 kV
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/Electricity report
Informe eléctrico
(90) Precios de la electricidad para usos domésticos en países de la UE. Primer semestre de 2009 (cent €/kWh, Impuestos incluidos)
Consumo anual entre 2.500 y 5.000 kWh. EUROSTAT.
/Electricity prices for household use in the European Union. Prices for first half of 2009 (€cents/kWh, including taxes)
Annual consumption between 2,500 and 5,000 kWh. EUROSTAT
BULGARIA
ESTONIA
POLONIA
GRECIA
FRANCIA
FINLANDIA
REP. CHECA
REINO UNIDO
HUNGRIA
PORTUGAL
ESPAÑA
SUECIA
HOLANDA
AUSTRIA
BELGICA
IRLANDA
ITALIA
ALEMANIA
DINAMARCA
EU 27
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6
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2
0
EU 16
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(91) Precios de la electricidad para usos industriales en países de la UE. Primer semestre de 2009 (cent €/kWh, Impuestos incluidos,
excepto IVA). Consumo anual entre 500 y 2.000 MWh. EUROSTAT.
/Electricity prices for industrial use in the European Union. Prices for first half of 2009 (€cents/kWh, including taxes, except VAT)
Annual consumption between 500 and 2,000 MWh. EUROSTAT
ESTONIA
BULGARIA
SUECIA
FINLANDIA
FRANCIA
DINAMARCA
PORTUGAL
POLONIA
GRECIA
REP. CHECA
BELGICA
REINO UNIDO
HOLANDA
ALEMANIA
ESPAÑA
IRLANDA
HUNGRIA
ITALIA
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ECONOMÍA Y FINANZAS / ECONOMY AND FINANCES
/Electricity report
Informe eléctrico
1. INTRODUCCIÓN. CLAVES ECONOMICAS DEL EJERCICIO 2009
1. INTRODUCTION. KEY FINANCIAL DATA FOR 2009
2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS Y NORMAS DE VALORACIÓN
2. BASIS OF PRESENTATION OF THE CONSOLIDATED ANNUAL ACCOUNTS AND MEASUREMENT STANDARDS
3. NORMAS DE VALORACIÓN
3. MEASUREMENT STANDARDS
4. LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL Y LA ESTRUCTURA DE LAS EMPRESAS DE UNESA
4. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY AND THE STRUCTURE OF UNESA ASSOCIATE COMPANIES
5. ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL
5. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY – CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS
6. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL EN 2009
6. ECONOMIC ANALYSIS OF DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY IN 2009
7. ANALISIS DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES ELÉCTRICAS
7. ANALYSIS OF ELECTRICITY ACTIVITIES
8. INVERSIONES
8. INVESTMENTS
9. LA CAPACIDAD FINANCIERA DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL
9. THE FINANCIAL CAPACITY OF DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY
10. RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN EN LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL
10. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY RETURN ON INVESTMENT
11. INFORMACIÓN BURSÁTIL
11. STOCK EXCHANGE INFORMATION
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Economy and finances
Economía y finanzas
1. INTRODUCCIÓN. CLAVES ECONOMICAS DEL EJERCICIO
2009
En este capítulo se recoge la información económica y
financiera de las actividades eléctricas desarrolladas en
España por las empresas de UNESA correspondiente a los
ejercicios 2008 y 2009.
La información económica recoge separadamente la
actividad conjunta de Generación y Comercialización
(incluye CUR), y por otra parte la actividad de Distribución, lo cual permite el análisis económico de las actividades liberalizadas que se desarrollan en competencia por
un lado, y de la actividad regulada por otro, con independencia del resto de las actividades de diversificación
realizadas por las empresas del sector y de las actividades
realizadas fuera de España.
1. INTRODUCTION. KEY FINANCIAL DATA FOR 2009
This chapter includes financial and economic
information on the electricity operations carried out by
UNESA companies in Spain during 2008 and 2009.
Economic information is provided for the combined
activities of generating and selling electricity and
separately for distribution activity. This enables an
economic analysis of deregulated activities carried out in
competition and regulated activity, irrespective of the
various other activities performed by companies in the
sector and operations outside Spain.
1.1. CLAVES ECONÓMICAS QUE DEFINEN EL RESULTADO DEL
PERÍODO
1.1. KEY ECONOMIC DATA DEFINING THE RESULTS FOR THE
PERIOD
El ejercicio 2009 ha venido definido por los siguientes
hechos y claves económicas:
2009 was defined by the following key economic
data and events:
• Ralentización de las economías mundiales medida en
términos de Producto Interior Bruto a la que España
no escapa. Por agregación de los cuatro trimestres, la
contracción del PIB en 2009 en España fue del 3,6%,
cuatro puntos y medio inferior al del año 2008.
• La Actividad Eléctrica en España a nivel sectorial se ha
caracterizado durante el año 2009 por el descenso de
la demanda en un 4,4% y por una producción de
energía eléctrica en la que destaca la mayor
participación de la producción hidráulica (+11,4%),
compensando en parte, la menor producción con
carbón (-24,9%) y la caída de la producción de los
ciclos combinados de gas (-14,2%) y de la producción
nuclear (-10,5%). La aportación del Régimen Especial
(renovables, cogeneración, residuos, tratamiento de
residuos) han incrementado su aportación en un
20,4% con respecto al periodo anterior.
• El mercado peninsular de energía eléctrica cubierto
con energía generada en el Régimen Ordinario en
2009 ha sido de 190.852 millones de kWh, lo que
supone una disminución del 13,4% respecto del
mismo período del pasado ejercicio. Dicha energía
representa el 71,6 % de la demanda total peninsular
del ejercicio. El 28,4 % restante ha sido cubierto por
la energía generada por los productores en Régimen
Especial y el saldo de los intercambios internacionales
• A downturn in the Gross Domestic Product of the
global economies, to which Spain was no exception.
Aggregate figures from the four quarters show GDP
contraction of 3.6% in the country during 2009, 4.5
percentage points lower than in 2008.
• At sector level there was a 4.4% drop in electricity
demand in Spain. Electricity generation was
characterised by an increase in hydropower
generation (+11.4%), partly offsetting the reduction
in coal-based (24.9%), gas combined cycle (-14.2%)
and nuclear generation (-10.5%). Contributions from
the Special Regime (renewables, co-generation,
waste, waste treatment) rose by 20.4% compared to
the preceding period.
• The mainland electricity market was covered by a
total of 190,852 kWh of electricity generated under
the Ordinary Regime in 2009, a reduction of 13.4%
compared to the same period during the previous
year. This electricity represents 71.6% of total
mainland demand for the year. The remaining 28.4 %
was covered by electricity generated by Special
Regime producers and by the balance from
international electricity exchanges. UNESA member
companies contributed 86% of total energy produced
under the Ordinary Regime on the mainland.
• The weighted average price in the Spanish wholesale
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129
/Electricity report
Informe eléctrico
•
•
•
•
•
•
de energía eléctrica. Las empresas integradas en
UNESA han aportado el 86% de la energía producida
por el Régimen Ordinario en la península.
A lo largo del año 2009 se registró una disminución
del 39,1% en el precio medio ponderado del
mercado mayorista español, como consecuencia,
fundamentalmente, del incremento de la producción
hidráulica, así como de la disminución de los precios,
tanto de las materias primas en los diferentes
mercados, como el registrado por los derechos de
emisión de CO2 durante el año 2009.
El coste unitario total de los combustibles utilizados
en los procesos productivos (incluido los derechos de
emisión y la 2ª parte del ciclo de combustible
nuclear) relativo a las empresas que integran UNESA,
refleja una disminución, con respecto al ejercicio
anterior, del 29,6%, descenso netamente inferior al
registrado por el precio medio ponderado de la
energía en el mercado (-39,1%).
A pesar de que las tarifas de acceso se incrementaron
por término medio a lo largo del 2009 en un 74%
(+37%+27%), los ingresos regulados no permitieron
cubrir la totalidad de los costes del sistema a lo largo
del año. Como consecuencia de ello, se ha producido
un déficit en los ingresos de las actividades reguladas
del sector que, a la fecha de realización de este
informe, alcanza los 4.600 millones de euros (sin
deducir la detracción por CO2).
El esfuerzo inversor realizado por las compañías que
desarrollan actividades eléctricas en España tiene su
reflejo en los 5.630 millones de euros invertidos
durante 2009 de forma directa, importe que se ha
materializado en 2.850 millones de euros destinados
a activos afectos a la producción de electricidad y
2.780 millones de euros invertidos en ampliación y
mejora de las líneas de distribución.
Para llevar a cabo el proceso inversor y además
financiar el déficit reconocido durante el ejercicio, las
empresas integradas en UNESA se han visto obligadas
a acudir al recurso de la deuda, circunstancia que ha
motivado que la cifra relativa al endeudamiento
correspondiente a las actividades eléctricas
desarrolladas en España haya aumentado en 2.600
millones de euros.
Tanto la deuda pública a largo plazo como el Euribor
a un año, tomados como tipos medios anuales de
referencia a largo y corto plazo, han seguido una
tendencia bajista durante el año 2009, lo que ha
provocado la natural reducción de las tasas medias de
coste de la deuda del sector.
El legislador ha sido muy prolijo durante el año 2009 a
la hora de emitir normativa que afecte a la Actividad Eléctrica desarrollada en España. A continuación se hace mención de aquellas medidas regulatorias con una repercu-
130
•
•
•
•
•
market fell by 39.1% in 2009, essentially due to the
rise in hydraulic generation, as well as a drop in the
prices of raw materials in the different markets and
CO2 emission rights during 2009.
The total unit cost of fuels used in generation
processes (including emission rights and the second
stage of the nuclear fuel cycle) fell by 29.6%
compared to the prior year for UNESA member
companies, a lower net decrease than that seen in
the weighted average price of electricity in the
market (down 39.1%).
Although access tariffs rose by 74% (37% + 27%)
over the year as a whole, regulated revenue did not
cover total system costs for the year. Consequently,
there was a deficit in revenue from regulated
activities in the sector totalling Euros 4,600 million at
the date of this report (without the deduction for
CO2).
Electricity companies in Spain directly invested Euros
5,630 million in 2009, of which Euros 2,850 million
was earmarked for electricity generation assets and
Euros 2,780 million for investment in extending and
improving distribution lines.
UNESA associate companies were required to increase
their borrowings to carry out their investment plans
and finance the deficit for the year, leading to Euros
2,600 million higher debt related to electricity
activity in Spain.
Both long-term public debt and the 12-month
Euribor, taken as the average annual benchmark rates
in the long and short term, dropped continuously
during the year, which naturally led to increases in
the average cost of debt within the sector.
Extensive legislation affecting electricity activity in
Spain was enacted in 2009. The regulatory measures
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sión económica directa en los estados financieros de las
compañías:
with a direct impact on the financial statements of
electricity sector companies are described below:
• El 4 de abril de 2009 se publicó el Real Decreto
485/2009 por el que se regula la puesta en marcha
del suministro de último recurso en el sector de la
energía eléctrica, completándose la separación
funcional exigida por la Directiva 54/2003/CE, de tal
forma que el distribuidor se dedica exclusivamente a
la gestión de la red y son los comercializadores los
que suministran electricidad.
• A partir del 1 de julio de 2009 ha dejado de aplicarse
el Real Decreto Ley 11/2007, que minoraba los
ingresos de las compañías del sector por los derechos
de emisión asignados en el Plan Nacional de
Asignaciones en función del precio de mercado de los
derechos de emisión de CO2. Como consecuencia de
esta derogación normativa, la partida correspondiente
a la Cifra de Negocios de la Cuenta de Pérdidas y
Ganancias Consolidada de 2009, tan sólo refleja las
minoraciones derivadas de la aplicación práctica del
mencionado Real Decreto producidas durante el
primer semestre del ejercicio, lo que ha supuesto una
detracción de ingresos por importe de 297 millones
de euros, un 71% menos de lo que supuso la
mencionada aplicación normativa en 2008.
• El Real Decreto Ley 6/2009 de 30 de abril, ha
aprobado también las siguientes medidas en relación
con el déficit del sistema eléctrico español, tanto del
peninsular como del extrapeninsular:
• Publication of Royal Decree 285 of 4 April 2009,
regulating the implementation of the last resort
supply within the electricity sector, completing the
functional segregation required by Directive
54/2003/EC and whereby distributors are exclusively
engaged in network management and sellers are
responsible for electricity supply.
• Royal Decree-Law 11/2007 was repealed on 1 July
2009. This Decree-Law had reduced revenue for
companies in the sector in line with the emission
rights allocated through the National Allocation Plan,
based on the market price of CO2 emission rights.
Following this move, revenues in the consolidated
income statement for 2009 only reflect reductions
derived from the practical application of the
aforementioned Royal Decree during the first half of
the year, leading to a Euros 297 million contraction
in revenue, 71% lower than the impact of the
application of this regulation in 2008.
• Royal Decree-Law 6 of 30 April 2009 also approved
the following measures concerning the Spanish
electricity system deficit in both the mainland and
non-mainland markets:
— A partir del 1 de enero de 2013 los peajes de acceso
serán suficientes para cubrir la totalidad de los costes
de las actividades reguladas sin que pueda aparecer
déficit ex ante, limitándose el volumen máximo del
déficit para los años 2009 a 2012.
— Se prevé la cesión de los derechos de cobro del
déficit, tanto pasados como futuros, al “Fondo de
Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico”,
incluyendo las compensaciones por los extracostes de
la generación extrapeninsular devengados hasta el 31
de diciembre de 2008. Dicho Fondo contará con la
garantía del Estado.
— Los extracostes de generación de los sistemas
insulares y extrapeninsulares se financiarán con cargo
a los Presupuestos Generales del Estado de forma
gradual, llegándose al 100% en 2013. La parte no
recogida en los presupuestos del extracoste de estos
sistemas hasta el 2013, será financiado por las tarifas
de acceso y seguirá teniendo carácter de coste
permanente del sistema. De igual forma, el fondo de
liquidación del sistema eléctrico actuará en el futuro
como mecanismo de financiación subsidiario,
también con naturaleza de costes permanentes del
sistema.
— As of 1 January 2013 access tolls will be sufficient to
fully cover all regulated activity costs with no ex ante
deficit, limiting the maximum deficit level for the
2009-2012 period.
— The transfer of past and future deficit collection
rights to the electricity system deficit securitisation
fund has been planned, including compensation for
non-mainland generation cost overruns accrued until
31 December 2008. The aforementioned fund is
guaranteed by the State.
— Mainland and non-mainland generation cost overruns
will be financed with a gradual charge to the general
State budget, reaching 100% by 2013. The share not
included in the cost overrun budget for these systems
up to 2013 will be financed by access tariffs, and will
remain a permanent system cost. The electricity
system settlement fund will act as an auxiliary
financing mechanism in the future, and will also be
considered as permanent system costs.
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131
Informe eléctrico
/Electricity report
— A este respecto, el pasado mes de diciembre de 2009
la Dirección General de Política Energética y Minas ha
aprobado la revisión definitiva de los costes
específicos destinados a la compensación de estos
sistemas correspondientes a los ejercicios 2006, 2007
y 2008.
— La financiación de los costes correspondientes a la
gestión de los residuos radioactivos y del combustible
gastado generados en las centrales nucleares en
explotación, se realizará desde el 1 de enero de 2010
mediante una tasa que deberán abonar las empresas
titulares de las centrales, en función de los kilowatios
hora brutos generados por cada una de las centrales.
Desde dicha fecha, Enresa se constituye como
entidad gestora de tal servicio publico, en medio
propio y servicio técnico de la Administración,
realizando las funciones que le sean encomendadas
por el Gobierno. Todo ello de conformidad con lo
establecido por las disposiciones finales novena y
duodécima de la Ley 11/2009, de 26 de octubre, por
la que se regulan las Sociedades Anónimas Cotizadas
de Inversión en el Mercado Inmobiliario, publicada en
el BOE de 27 de octubre.
— In December 2009 the Directorate General for
Energy Policy and Mining approved the definitive
review of specific costs earmarked for compensation
of these systems corresponding to 2006, 2007 and
2008.
— As of 1 January 2010, costs for the management of
radioactive waste and spent fuel in nuclear power
plants in operation will be financed through a fee
payable by the companies that own these plants,
based on the gross kilowatt-hours generated by each
facility. On the aforementioned date Enresa was
appointed as administrator of this public service, as a
resource and technical service carrying out the
functions entrusted to it by the government. This
measure is subject to the ninth and twelfth final
provisions of Law 11 of 26 October 2009, which
governs listed real estate market investment
companies and was published in the Official State
Gazette of 27 October.
• Las Órdenes ITC 1721/2009 y la ITC 1722/2009,
ambas de 26 de junio, regularon para el año 2007, la
primera, y para el año 2008 y primer semestre de
2009, la segunda, la minoración de la retribución de
la actividad de producción de energía eléctrica en el
importe equivalente al valor de los derechos de
emisión de gases de efecto invernadero asignados
gratuitamente.
• El pasado mes de diciembre de 2009 se estableció
también la revisión de las tarifas de acceso a partir
del 1 de enero de 2010, suponiendo un incremento
medio del 14,5%. La revisión de los peajes de acceso
de los clientes con derecho a acogerse a la tarifa de
último recurso sin discriminación horaria, implica un
incremento medio del 9%.
• Finalmente, en diciembre de 2009 se publicó
también la resolución por la que se establecen las
tarifas de último recurso a aplicar en el primer
semestre de 2010, supone un incremento medio de
la tarifa de último recurso sin discriminación horaria
del 2,6%.
• Orders ITC 1721/2009 and ITC 1722/2009, both
published on 26 June, regulate (for 2007 and for
2008 and the first half of 2009, respectively) the
reduction in remuneration from electricity generation
activity in an amount equivalent to the value of freely
allocated greenhouse gas emission rights.
• In December a review of access tolls as of 1 January
2010 was also established, with an average increase
of 14.5%. Access tolls for customers who can avail of
the last resort tariff without time restrictions
increased by an average of 9%.
• Finally, in December 2009 a resolution was published
establishing the last resort tariffs applicable for the
first six months of 2010, involving an average
increase of 2.6% in the last resort tariff without time
restrictions.
2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LAS CUENTAS ANUALES
CONSOLIDADAS Y NORMAS DE VALORACIÓN
2. BASIS OF PRESENTATION OF THE CONSOLIDATED ANNUAL
ACCOUNTS AND MEASUREMENT STANDARDS
Las cuentas anuales consolidadas de los distintos grupos relativas al ejercicio 2009 han sido formuladas de
acuerdo con lo establecido en las Normas Internacionales
de Información Financiera, según han sido adoptadas por
la Unión Europea a la fecha del Balance de Situación Consolidado, de conformidad con el Reglamento (CE) nº
The 2009 consolidated annual accounts of the
different groups have been prepared on the basis of
International Financial Reporting Standards as adopted
by the European Union at the date of the consolidated
balance sheet, pursuant to (EC) Regulation 1606/2002 of
the European Parliament and Council (hereinafter IFRS).
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1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo (en
adelante, “NIIF”).
Estas cuentas anuales muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera a 31 de diciembre de
2009 y 2008, y de los resultados de las operaciones del
Sector Eléctrico representado por los Grupos de empresas
citadas en los ejercicios terminados en esas fechas.
Es conveniente señalar que la actividad de estructura
que se desarrolla por las sociedades de cabecera de los
Grupos de empresas, no forma parte de la Actividad Eléctrica Nacional. Por otra parte, dado que no es significativa la participación de las empresas asociadas en UNESA
en la red de transporte de electricidad, sus cifras se presentan en los estados financieros adjuntos conjuntamente
con los de la actividad de Distribución.
Para elaborar el presente documento, y en aras de que la
información ofrecida en ambos ejercicios fuera comparable,
se han llevado a cabo los ajustes pertinentes para homogeneizar los resultados ofrecidos por las diferentes empresas.
La información relativa al ejercicio 2009 recoge, en
algunos casos estimaciones y previsiones de cierre. A
pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible a la fecha, es
posible que acontecimientos que puedan tener lugar en
el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en
próximos ejercicios, lo que se haría reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes
cuentas anuales consolidadas futuras.
Las sociedades consideradas en el análisis por actividades realizado en este capítulo, integran la Actividad Eléctrica en España de los siguientes grupos de empresas:
These annual accounts present fairly the equity and
f inancial position at 31 December 2009 and 2008, as
well as the results of electricity operations of the
aforementioned groups of companies for the years then
ended.
The infrastructure activity carried out by the parent
companies of these groups does not form part of
national electricity operations. Given that UNESA
member companies are not significantly involved in the
electricity transmission network, their figures are shown
combined with those reflecting distribution activity in
the accompanying financial statements.
The relevant adjustments have been made to
harmonise the results of the different companies to
make the information for both years comparable for the
purposes of this document.
In certain cases, 2009 information comprises closing
forecasts. Although these estimates have been based on
the best available information to date, future events
could increase or reduce these figures over the coming
years. The effects of changes in estimates would be
recognised in the corresponding future consolidated
annual accounts.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Grupo ENDESA
Grupo IBERDROLA
Grupo Gas Natural Fenosa*
HC Energía
E.ON España
The companies considered in the analysis by activities
included in this chapter reflect the electricity operations
of the following groups of companies in Spain:
ENDESA Group
IBERDROLA Group
Gas Natural Fenosa Group*
HC Energía
E.ON España
Además de la presentación y comentarios de los estados financieros, este capítulo incluye información sobre la
evolución de los flujos de caja, inversiones, endeudamiento, la evolución bursátil del sector y la participación
de las actividades no eléctricas del sector.
This chapter presents and comments on the financial
statements and also includes information on trends in
cash flows, investment, debt, the sector’s stock
exchange performance, non-electricity activity in the
sector and investment plans for the coming years.
2.1. PRINCIPIOS DE CONSOLIDACIÓN Y COMBINACIONES DE
NEGOCIO
2.1. CONSOLIDATED PRINCIPLES AND BUSINESS
COMBINATIONS
Las sociedades dependientes en las que los grupos poseen control se han consolidado, en general, por el método
de integración global, integrándose en los Estados Financieros Consolidados la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes
Subsidiaries controlled by the groups are, in general,
fully consolidated and all their assets, liabilities, income,
expenses and cash flows are included in the
consolidated financial statements once the
corresponding adjustments and eliminations of intra-
* A los efectos de que estas cuentas sean comparables y por lo tanto homogéneas en ambos
/* To ensure that these accounts are comparable and therefore standardised for both years, only
ejercicios, tan solo se refleja la información relativa al antiguo Grupo Unión Fenosa.
information on the former Unión Fenosa Group is included.
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y eliminaciones correspondientes de las operaciones intragrupo. Se considera que un grupo mantiene el control en
una sociedad, cuando tiene la capacidad suficiente para
establecer las políticas financieras y operativas, de forma
que pueda obtener los beneficios de sus operaciones.
Las sociedades multigrupo que se gestionan conjuntamente con otras sociedades han sido consolidadas, por
término general, según el método de integración proporcional. En el caso excepcional de alguna central compartida, consolidada por el método de participación, se ha
mantenido este método dada su escasa materialidad.
Las sociedades asociadas, sobre las que no se tiene el
control pero sí una influencia significativa, han sido valoradas por el método de participación. Con carácter general,
la influencia significativa se presume en aquellos casos en
los que el Grupo posee una participación superior al 20%.
El método de participación consiste en registrar la participación en el Balance de Situación por la fracción de su
patrimonio neto que representa la participación del
Grupo en su capital, una vez ajustado, en su caso, el efecto de las transacciones realizadas con el Grupo, y las plusvalías tácitas que correspondan al Fondo de Comercio
pagado en la adquisición de la sociedad. Si el importe
resultante fuera negativo se deja la participación a cero en
el Balance de Situación Consolidado, a no ser que exista
el compromiso por parte del Grupo de reponer la situación patrimonial de la sociedad, en cuyo caso se dota la
correspondiente provisión para riesgos y gastos.
Los resultados de las sociedades dependientes adquiridas o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en las
cuentas de resultados consolidadas desde la fecha efectiva de adquisición o hasta la fecha efectiva de enajenación, según corresponda.
group transactions have been made. A group is
considered to control a company when it is able to
establish that company’s operating and financial policies
and take profit from its operations.
Companies controlled jointly with other investors
have generally been proportionately consolidated. In
exceptional cases, certain shared power stations have
been accounted for under the equity method given that
they are not of material value.
Associates, which are not controlled but over which
groups have significant influence, have been accounted
for using the equity method. In general, groups are
considered to have significant influence when they hold
an interest exceeding 20%.
When investments are accounted for using the equity
method, the proportion of the investee’s equity
represented by the group’s interest is recognised on the
balance sheet, adjusted for any transactions with the
group and underlying goodwill paid on acquisition of
the company. If the resulting amount is negative, the
investment is recognised at zero in the consolidated
balance sheet, unless the group has undertaken to
redress the company’s equity balance. In that case, the
corresponding provision for liabilities and charges is
recognised.
The results of subsidiaries purchased or sold during
the year are included in the consolidated income
statements from the effective date of purchase or until
the effective date of sale, as applicable.
3. NORMAS DE VALORACIÓN
3. MEASUREMENT STANDARDS
Las principales normas de valoración utilizadas en la
elaboración de las cuentas anuales consolidadas adjuntas
han sido las siguientes:
The following were the main measurement standards
used in the preparation of the accompanying
consolidated annual accounts:
3.1. INMOVILIZADO MATERIAL
3.1. PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENT
El inmovilizado material se halla valorado por su coste,
neto de su correspondiente amortización acumulada y las
pérdidas por deterioro que haya experimentado. Adicionalmente al precio pagado por la adquisición de cada elemento,
el coste también incluye en su caso, los siguientes conceptos:
Property, plant and equipment are measured at cost,
net of accumulated depreciation and any impairment
losses. Cost includes the price paid to purchase the asset
and the following, where applicable:
1. Los gastos financieros devengados durante el período
de construcción que sean directamente atribuibles a
la adquisición, construcción o producción de activos
cualificados, que son aquellos que requieren de un
período de tiempo sustancial antes de estar listos
para su uso, como, por ejemplo, instalaciones de
generación eléctrica o de distribución.
1. Financial expenses accrued during the construction
period directly attributable to the acquisition,
construction or production of qualified assets, which
are those that require a substantial period of time
before they are ready for use, such as power
generating or distribution facilities.
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2. Los gastos de personal relacionados directamente con
las obras en curso. Los importes capitalizados por
este concepto se registran en la Cuenta de Resultados
Consolidada como gasto en el epígrafe “Gastos de
personal” y como ingreso en el epígrafe “Trabajos
para el inmovilizado" (TREI).
2. Personnel expenses directly related with work in
progress. Amounts capitalised are recognised in the
consolidated income statement as an expense under
“personnel expenses” and as income under “selfconstructed assets”.
Los costes futuros a los que el Grupo deberá hacer
frente en relación con el cierre de sus instalaciones se
incorporan al valor del activo por el valor actualizado,
recogiendo la correspondiente provisión.
Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de bienes de inmovilizado material se reconocen
como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del
activo.
The future costs which the Group will have to meet
in relation with the closure of its facilities are included in
the carrying amount of the asset, at restated value,
making the corresponding provision.
Profits or losses on the sale or retirement of property,
plant and equipment are recognised as profits or losses
for the year and calculated as the difference between
the sales value and the carrying amount of the asset.
3.2. ACTIVOS INTANGIBLES
3.2. INTANGIBLE ASSETS
Los activos intangibles se reconocen inicialmente por
su coste de adquisición o producción y, posteriormente,
se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en
su caso, hayan experimentado. Los activos intangibles se
amortizan en su vida útil, que, en la mayor parte de los
casos, se estima en 5 años. Los activos intangibles con
vida útil indefinida no se amortizan.
A partir del año 2005, las sociedades que realizan emisiones de CO2 en su actividad de Generación eléctrica
deben entregar, antes del 30 de abril del ejercicio siguiente, derechos de emisión de CO2 equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior. Los Estados
Financieros Consolidados adjuntos, recogen como un
activo intangible no amortizable los derechos de emisión
de CO2. Los derechos de emisión se valoran inicialmente
por su coste de adquisición, dotándose posteriormente la
correspondiente provisión en caso de que el valor de mercado sea inferior a dicho coste. Para los derechos recibidos gratuitamente, conforme al Plan Nacional de Asignación, se considera como coste de adquisición el precio de
mercado vigente en el momento en que se reciben, registrando un ingreso diferido por el mismo importe. Para
estos derechos, en caso de tener que dotar una provisión
para minorar el coste hasta el valor de mercado, la provisión se dota minorando el saldo de ingresos diferidos.
El Fondo de Comercio generado en la consolidación
representa el exceso del coste de adquisición sobre la participación del Grupo en el valor razonable de los activos y
pasivos, incluyendo los contingentes identificables de una
sociedad dependiente en la fecha de adquisición.
Las empresas siguen la política de registrar como activo intangible en el Balance de Situación Consolidado los
costes de los proyectos en la fase de desarrollo siempre
que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén
razonablemente aseguradas.
Intangible assets are initially recognised at cost of
acquisition or production and subsequently measured at
cost net of accumulated amortisation and any
impairment losses. Intangible assets are amortised over
their useful lives which, in most cases, are estimated at
five years. Intangible assets with indefinite useful lives
are not amortised.
Since 2005, companies emitting CO2 in their power
generating activity have been required to deliver , CO2
emission rights by 30 April each year equivalent to
emissions in the preceding year. The accompanying
financial statements show CO2 emission rights as an
unamortisable intangible asset. Emission rights are
initially measured at cost of acquisition and provision is
made if market value falls below that cost. For rights
received free of charge as part of the National Allocation
Plan, the prevailing market price when the rights are
received is considered as the cost of acquisition and
deferred income is recognised for the same amount.
Where a provision is required to reduce cost to market
value, provision is made with a charge to deferred
income.
Goodwill generated on consolidation represents the
excess of the cost of acquisition over the Group’s share
in the fair value of assets and liabilities, including
identifiable contingent assets and liabilities of a
subsidiary at the acquisition date.
Companies recognise costs of projects at the
development stage as intangible assets in the
consolidated balance sheet, provided that their technical
feasibility and profitability is reasonably assured.
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Los costes de investigación se registran como gastos
en la Cuenta de Resultados Consolidada.
Research costs are recognised as an expense in the
consolidated income statement.
3.3. INVERSIONES FINANCIERAS (EXCEPTO DERIVADOS)
3.3. FINANCIAL INVESTMENTS (EXCEPT DERIVATIVES)
Los Grupos clasifican sus inversiones financieras, ya
sean estas corrientes o no corrientes en cuatro categorías:
Groups classify their current and non-current financial
investments into four categories:
• Préstamos y cuentas a cobrar: se registran en el
momento de su reconocimiento en el balance a su
valor de mercado, siendo posteriormente valorados a
coste amortizado utilizando la tasa de interés
efectivo.
• Inversiones a mantener hasta su vencimiento:
aquéllas que los Grupos pueden y tiene intención de
conservar hasta su finalización, y que también son
contabilizadas a su coste amortizado.
• Activos financieros valorados a valor razonable con la
contabilización de cambios con cargo o abono en la
Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada.
• Inversiones disponibles para la venta: son todas las
que no entran dentro de las tres categorías
anteriores, viniendo a corresponder casi en su
totalidad a inversiones financieras en capital. Estas
inversiones también figuran en el Balance de
Situación Consolidado a su valor de mercado en la
fecha de cierre, que, en el caso de sociedades no
cotizadas, se obtiene a través de métodos alternativos
como la comparación con transacciones similares o,
en caso de disponer de la suficiente información, por
la actualización de los flujos de caja esperados.
• Loans and receivables: initially recognised at market
value and subsequently measured at amortised cost
using the effective interest rate.
• Held-to-maturity investments: investments the groups
have the positive intention and ability to hold to
maturity and which are also recognised at amortised
cost.
• Financial assets measured at fair value through
consolidated profit and loss.
• Available-for-sale investments: those that do not fall
into the preceding three categories. Almost all of
these are capital investments. These investments are
also recognised at market value at the consolidated
balance sheet date. The market value of unlisted
companies is obtained through alternative methods
such as comparison with similar transactions or,
where sufficient information is available, by
discounting the expected cash flows.
3.4. PASIVOS FINANCIEROS (EXCEPTO DERIVADOS)
3.4. FINANCIAL LIABILITIES (EXCEPT DERIVATIVES)
Los pasivos financieros se registran generalmente por
el efectivo recibido, neto de los costes incurridos en la
transacción. En períodos posteriores estas obligaciones se
valoran a su coste amortizado, utilizando el método del
tipo de interés efectivo.
En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable,
como excepción, se valoran por su valor razonable por la
parte del riesgo cubierto.
Financial liabilities are generally recognised at the
cash received, net of transaction costs. In subsequent
periods these liabilities are measured at amortised cost
using the effective interest method.
In the case of liabilities which are the underlying of a
fair value hedging derivative the portion of risk hedged
is measured at fair value.
3.5. DERIVADOS Y OPERACIONES DE COBERTURA
3.5. DERIVATIVES AND HEDGING OPERATIONS
Los derivados mantenidos por el Grupo corresponden
fundamentalmente a operaciones de cobertura de tipo de
interés, de tipo de cambio o de precios o suministros de
electricidad o combustible, y tienen como objetivo eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura.
Los derivados se registran por su valor razonable en la
fecha del Balance de Situación Consolidado en el epígrafe “Inversiones financieras”, si su valor es positivo, y en
Derivatives held by the Group are essentially interest
rate, exchange rate, price, electricity or fuel supply
hedges aimed at eliminating or significantly reducing
these risks in the underlying hedged transactions.
Derivatives are recognised at fair value at the
consolidated balance sheet date, under investments if
positive and financial debt (current and non-current
payables) if negative.
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“Deuda Financiera” (acreedores a L/C plazo), si su valor
es negativo.
Los cambios en el valor razonable se registran en la
Cuenta de Resultados Consolidada, salvo que el derivado
haya sido designado como instrumento de cobertura de
flujos de caja o de cobertura de la inversión neta en una
entidad extranjera, en cuyo caso los cambios en el valor
razonable de los derivados se registran, en la parte en que
dichas coberturas sean efectivas, en cuentas que afectan
al Patrimonio Neto del Estado Consolidado.
Changes to fair value are recognised in the
consolidated income statement.
3.6. EXISTENCIAS
3.6. INVENTORIES
Las existencias se valoran al precio medio ponderado
de adquisición o valor neto de realización si éste es inferior.
El consumo del combustible nuclear se imputa a resultados en función de la capacidad energética consumida
durante el período.
Inventories are measured at the lower of weighted
average cost of acquisition and net realisable value.
Consumption of nuclear fuel is recognised as an
expense based on the energy capacity consumed during
the period.
3.7. ACTIVOS NO CORRIENTES MANTENIDOS PARA LA VENTA
Y ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS
3.7. NON-CURRENT ASSETS HELD FOR SALE AND
DISCONTINUED OPERATIONS
Las empresas clasifican como activos no corrientes
mantenidos para la venta los activos materiales, intangibles o aquellos incluidos en el epígrafe “Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación” y los grupos
sujetos a disposición (grupo de activos que se van a enajenar junto con sus pasivos directamente asociados) para
los cuales en la fecha de cierre del Balance de Situación
Consolidado se han iniciado gestiones activas para su
venta y se estima que la misma se llevará a cabo dentro
de los doce meses siguientes a dicha fecha.
A su vez, consideran actividades interrumpidas las líneas de negocio que se han vendido o se han dispuesto de
ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para
ser clasificadas como mantenidas para la venta, incluyendo, en su caso, aquellos otros activos que junto con la
línea de negocio forman parte del mismo plan de venta.
Asimismo, se consideran actividades interrumpidas aquellas entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad
de revenderlas.
Estos activos o grupos sujetos a disposición se valoran
por el menor del importe en libros o el valor estimado de
venta deducidos los costes necesarios para llevarla a cabo, y
dejan de amortizarse desde el momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta.
Los activos no corrientes mantenidos para la venta y
los componentes de los grupos sujetos a disposición clasificados como mantenidos para la venta se presentan en
el Balance de Situación Consolidado adjunto de la
siguiente forma: los activos en una única línea denominada “Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de
Actividades Interrumpidas” y los pasivos también en una
única línea denominada “Pasivos asociados a Activos no
Property, plant and equipment, intangible assets,
investments accounted for under the equity method and
disposal groups (groups of assets that will be disposed
of together with directly associated liabilities) for which
sales have been initiated and which are expected to be
sold within twelve months of the consolidated balance
sheet date, are classified by companies as non-current
assets held for sale.
Lines of business which have been sold or disposed of
by other means or meet the conditions for classification
as held for sale including, where applicable, other assets
which together with the line of business form part of the
same sales plan, are considered as discontinued
operations. Entities acquired exclusively for resale are
also considered discontinued operations.
These disposal assets or groups are measured at the
lower of the carrying amount and estimated sales value
less costs to sell and when classified as non-current
assets held for sale are no longer amortised or
depreciated.
Non-current assets for sale and components of
disposal groups classified as held for sale are recognised
in the accompanying consolidated balance sheet as
follows: assets are recognised under non-current assets
held for sale and discontinued operations, and liabilities
are accounted for under liabilities associated with noncurrent assets held for sale and discontinued operations.
Profits after tax from discontinued operations are
disclosed in a single caption in the consolidated income
statement.
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Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades
Interrumpidas”.
Los resultados después de impuestos de las operaciones discontinuadas se presentan en una única línea de la
Cuenta de Resultados Consolidada denominada “Resultado después de Impuestos de Actividades Interrumpidas”.
3.8. INGRESOS DIFERIDOS
3.8. DEFERRED INCOME
Los ingresos reconocidos al amparo de lo previsto en
los convenios firmados entre las administraciones públicas y las empresas eléctricas, en relación con las inversiones afectas a planes de electrificación rural e inversiones
en la mejora de la calidad del servicio, se contabilizan en
el epígrafe “Ingresos diferidos” del pasivo de los correspondientes balances, una vez realizadas las inversiones
correspondientes y reconocida la concesión oficial de
dichos ingresos.
Estos importes se imputan a resultados en el epígrafe
“Otros ingresos de explotación” de la Cuenta de Resultados Consolidada en la vida útil del activo, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la amortización.
En el caso de los derechos de emisión de CO2 recibidos de forma gratuita en el marco del correspondiente
Plan Nacional de Asignación (en adelante, “PNA”) de
Derechos aprobado por cada país, éstos se registran inicialmente como un activo intangible y un ingreso diferido por el valor de mercado en el momento en el que se
reciben los derechos, reduciéndose en el mismo importe
que el activo intangible si el valor de mercado de los derechos disminuye respecto del registrado en el momento en
que se reciben. El ingreso diferido correspondiente a los
derechos de emisión recibidos gratuitamente que se van
a utilizar para cubrir emisiones realizadas durante el año,
se imputa a la Cuenta de Resultados Consolidada en el
epígrafe “Otros ingresos de explotación”.
Income recognised based on agreements between
the government and electricity companies on
investments for rural electricity supply and
improvements to service quality are recognised as
deferred income in the corresponding balance sheets,
once the corresponding investment has been made and
the income is officially awarded.
These amounts are taken to other operating income
in the consolidated income statement over the useful life
of the assets, thereby offsetting the depreciation
expense.
CO2 emission rights received free of charge as part of
the National Allocation Plan (NAP) approved in each
country are initially recognised as an intangible asset
and deferred income at the market value of the rights
when received, and are reduced by the same amount as
the intangible asset if the market value of the emission
rights falls below that recognised when they were
received. The deferred income for emission rights
received free of charge that will be used to cover
emissions during the year is taken to other operating
income in the consolidated income statement.
3.9. PROVISIONES
3.9. PROVISIONS
Las obligaciones existentes a la fecha del Balance de
Situación Consolidado surgidas como consecuencia de
sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios
patrimoniales de probable materialización, cuyo importe y
momento de cancelación son indeterminados, se registran
en el Balance de Situación Consolidado como provisiones
por el valor actual del importe más probable que se estima tendrá que desembolsarse para cancelar la obligación.
Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible en la fecha de la formulación de cuentas sobre las consecuencias del suceso
en el que traen su causa y son estimadas de nuevo con
ocasión de cada cierre contable.
También se recogen en este epígrafe las obligaciones
recogidas en concepto de provisiones para pensiones y
Provisions are recognised when present obligations
exist as a result of a past event and it is probable that
any outflow of resources embodying economic benefits
will be required to settle the obligation. The amount
recognised as a provision is the best estimate of the
present value of the expenditure required to settle the
obligation.
Provisions are made considering the best information
available, at the date of preparing the accounts,
considering the most likely outcome, and are reestimated at each accounting close.
Provisions also include pension and similar
obligations and liabilities for restructuring programmes
arising as a result of group or individual agreements
with employees whereby the company undertakes to
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obligaciones similares y para planes de reestructuración
de plantilla que surgen como consecuencia de acuerdos
de carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores del Grupo en los que se establece el compromiso
por parte de la empresa de proporcionar un régimen
complementario al otorgado por el sistema público para
la cobertura de las contingencias de jubilación, incapacidad permanente, fallecimiento, o cese de la relación laboral por acuerdo entre las partes.
Para los planes de prestación definida, las sociedades
registran el gasto correspondiente a estos compromisos
siguiendo el criterio del devengo durante la vida laboral
de los empleados mediante la realización a la fecha del
Balance de Situación Consolidado de los oportunos estudios actuariales.
Con respecto a las provisiones a dotar por reestructuración de plantilla, generalmente se sigue el criterio de
registrar la totalidad del gasto correspondiente a estos
planes en el momento en que surge la obligación mediante la realización de los oportunos estudios actuariales para
el cálculo de la obligación actual actuarial al cierre del
ejercicio.
La obligación de entrega de derechos de emisión por
las emisiones de CO2 realizadas durante el ejercicio se
registra como provisiones a corto plazo dentro del epígrafe "Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar a
corto plazo” (acreedores a corto plazo) del Balance de
Situación Consolidado, habiéndose registrado el coste
correspondiente en la correspondiente cuenta de gastos
de la Cuenta de Resultados Consolidada.
Esta obligación se valora por el mismo importe por el
que están registrados los derechos de emisión de CO2
destinados a entregarse para cubrir esta obligación en el
epígrafe “Activo intangible” del Balance de Situación
Consolidado.
supplement state benefits for retirement, permanent
disability, death or termination of employment by
agreement between the parties.
Companies recognise the expense of defined benefit
plans on an accruals basis for the duration of employees’
services, performing the appropriate actuarial studies at
the consolidated balance sheet date.
In general the full expense of workforce restructuring
plans is recognised when the liability arises, by carrying
out the appropriate actuarial studies to calculate the
present actuarial obligation at year end.
The requirement to deliver emission rights for
emissions of CO2 during the year is recognised as shortterm provisions under current trade and other payables
in the consolidated balance sheet. The corresponding
cost is recognised in the respective expense account in
the consolidated income statement.
This liability is measured at the same amount as the
CO2 emission rights earmarked for delivery to meet this
obligation, under intangible assets in the consolidated
balance sheet.
3.10. IMPUESTOS SOBRE SOCIEDADES
3.10. INCOME TAX
El gasto por impuesto sobre sociedades del ejercicio se
determina como la suma del impuesto corriente de las
distintas sociedades que resulta de la aplicación del tipo
de gravamen sobre la base imponible del ejercicio, una
vez aplicadas las deducciones fiscalmente admisibles, más
la variación de los activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos fiscales, tanto por bases imponibles negativas como por deducciones.
Las diferencias entre el valor contable de los activos y
pasivos y su base fiscal generan los saldos de impuestos
diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando
las tasas fiscales que se espera que estén en vigor cuando
los activos y pasivos se realicen.
El impuesto sobre sociedades y las variaciones en los
impuestos diferidos de activo o pasivo que no provengan
de combinaciones de negocio se registran en la Cuenta
de Resultados Consolidada o en las cuentas de patrimonio
The income tax expense for the year is calculated as
the sum of the current tax of the various companies by
applying the tax rate to taxable income for the year,
after admissible tax deductions, plus the change in
deferred tax assets and liabilities and tax credits for loss
carryforwards and deductions.
Differences between the carrying amount of assets
and liabilities and their taxable amount generate
deferred tax assets and liabilities which are calculated
using the tax rates expected to be in force when assets
and liabilities are realised.
Income tax and variations in deferred tax assets or
liabilities that do not derive from business negotiations
are recognised in the consolidated income statement or
under equity in the consolidated balance sheet,
depending on where the originating gains or losses are
recognised.
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139
Informe eléctrico
/Electricity report
neto del Balance de Situación Consolidado en función de
donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que
lo hayan originado.
Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales
se reconocen únicamente cuando se considera probable
que las entidades consolidadas vayan a disponer de
ganancias fiscales futuras suficientes para recuperar las
deducciones por diferencias temporarias y hacer efectivos
los créditos fiscales.
Las deducciones de la cuota originadas por hechos
económicos acontecidos en el ejercicio minoran el gasto
devengado por impuesto sobre sociedades, salvo que
existan dudas sobre su realización, en cuyo caso no se
reconocen hasta su materialización efectiva, o correspondan a incentivos fiscales específicos, registrándose en este
caso como subvenciones.
Deferred tax assets and tax credits are only
recognised when it is considered probable that the
consolidated entities will earn sufficient future tax profits
to recover the deductions for temporary differences and
apply the tax credits.
Deductions from taxable income due to financial
events during the year reduce the accrued income tax
expense, except where such events are doubtful, in
which case the reductions are not recognised until the
events have occurred, or where the events are specific
tax incentives, which are recognised as subsidies.
3.11. RECONOCIMIENTO DE INGRESOS Y GASTOS
3.11. RECOGNITION OF INCOME AND EXPENSES
Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo. El ingreso ordinario se reconoce cuando
se produce la entrada bruta de beneficios económicos originados en el curso de las actividades ordinarias de los
Grupos durante el ejercicio, siempre que dicha entrada de
beneficios provoque un incremento en el patrimonio neto
que no esté relacionado con las aportaciones de los propietarios de ese patrimonio y estos beneficios puedan ser
valorados con fiabilidad. Los ingresos ordinarios se valoran por el valor razonable de la contrapartida recibida o
por recibir, derivada de los mismos.
En el caso de la actividad regulada de Distribución, los
Estados Financieros Consolidados registran en el epígrafe
“Importe neto de la Cifra de Negocios” la retribución fijada con carácter administrativo correspondiente a cada
ejercicio.
En el caso de las actividades de Distribución y Comercialización de energía eléctrica a clientes a tarifa, dado
que su retribución viene determinada por su margen
regulado reconocido, no se registran las compras y ventas
de energía, sino que únicamente contabiliza la retribución que por dichas actividades se le reconoce anualmente vía Real Decreto.
Income and expenses are recognised on an accruals
basis. Revenue is recognised when there is a gross inflow
of economic benefits generated as part of the groups’
ordinary activities during the year, provided that the
inflow of benefits leads to an increase in equity not
related to contributions from shareholders and that the
benefits can be reliably measured. Revenue is measured
at the fair value of the respective consideration received
or receivable.
Gross inflows of economic benefits are only
recognised as revenue when generated by companies’
own activity and not when acting as an agent or
commission agent on behalf of third parties.
Where electricity is distributed and sold to tariff
customers, energy sales and purchases are not
recognised, as the remuneration for these activities is
determined by the regulated margin. Therefore, only the
remuneration established annually by Royal Decree for
these activities is recognised.
4. LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA NACIONAL Y LA ESTRUCTURA DE
LAS EMPRESAS DE UNESA
4. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY AND THE STRUCTURE OF
UNESA ASSOCIATE COMPANIES
Las empresas eléctricas asociadas en UNESA han
experimentado desde la liberalización del sector en
1998 una notable evolución que ha transformado su
actividad inicial única de Producción y Distribución de
electricidad en España, para convertirse en empresas
globales y diversificadas, tanto a nivel nacional como
internacional.
La liberalización del sector, resultado de la aplicación
de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y una política tari-
Since sector deregulation in 1998 UNESA associate
companies have undergone significant transformation,
changing from their initial role of generating and
distributing electricity in Spain to become diversified
global companies at both domestic and international
level.
Deregulation, which arose from Electricity Law
54/1997, and a restrictive tariff policy enforced by the
government (particularly from 1998 to 2004), were the
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faria restrictiva ejercitada por la Administración, especialmente a lo largo del periodo 1998-2004, fueron los factores desencadenantes del inicio de la diversificación de
actividades de las empresas del sector, gran parte de la
cual ha sido de ámbito geográfico.
Esta diversificación buscaba, por una parte una mayor
eficiencia de los recursos, principalmente humanos, una
reducción de costes afectos a la Actividad Eléctrica Nacional; y por otra, una búsqueda de tasas de rentabilidad
ajustadas al coste de capital que decaen por efecto de la
liberalización y de los cambios regulatorios.
Hoy en día, las actividades internacionales y no eléctricas aportan ya una parte muy importante del resultado
obtenido por los Grupos eléctricos. A día de hoy, el objetivo del que se hablaba hace años parece consolidarse a
tenor de los resultados obtenidos por estos negocios.
Como consecuencia, la Actividad Eléctrica Nacional de
las empresas del sector agrupadas en UNESA pierde peso
respecto al negocio global de las empresas. Efectivamente, la Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica ha venido disminuyendo a lo largo del período 1998-2009 en
relación a la Cifra de Negocios total de las empresas. En
2009, la Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica representa un 39% del total. (92)
Asimismo, paralelamente, el Resultado Neto de Explotación (EBIT) ha evolucionado a lo largo del periodo, de
forma que hoy en día, el resto de negocios (Actividad
Eléctrica en el extranjero y otros negocios de diversificación nacionales y extranjeros) son responsables del 48%
del resultado de las empresas. (93)
Con respecto al Balance, haciendo caso omiso de la
actividad de estructura, se puede estimar que el total de
activos y pasivos afectos a actividades eléctricas desarrolladas en España supone el 64% de los activos totales propiedad de las empresas eléctricas asociadas en UNESA
Conviene, por último, poner de manifiesto la importancia que ha ido cobrando el desarrollo de las actividades no eléctricas nacionales en la solidez y salud financiera de las empresas eléctricas.
main factors that marked the start of activity
diversification within sector companies, much of which
has been geographical in nature.
This diversification process sought to improve
resource efficiency (mainly human resources) and reduce
domestic electricity activity costs, as well as to ensure
profitability levels in line with the cost of capital, which
had fallen within the sector due to the impact of
deregulation and regulatory change.
International and non-electricity activity currently
contribute a significant share to the profit obtained by
electricity groups, and it seems that the objectives
envisaged years ago have been consolidated with regard
to the profit obtained by these businesses.
Domestic electricity activity carried out by UNESA
companies is therefore on the decline compared to their
overall business. In fact, electricity activity revenue has
decreased over the 1998-2009 period compared to total
revenue for all businesses, and in 2009 this revenue
accounted for 39% of the total. (92)
Net operating profit (EBIT) has also varied over the
period, with other business (foreign electricity activity
and other domestic and international diversification
businesses) now accounting for 48% of company profit.
(93)
With respect to the balance sheet, and disregarding
structure activity, the total assets and liabilities relating
to electricity activity carried out in Spain reflect an
estimated 64% of total assets owned by UNESA associate
electricity companies.
Finally, it is important to note the significant role
played by domestic non-electricity activity in ensuring
financially sound and healthy electricity companies.
5. ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS DE LA ACTIVIDAD
ELÉCTRICA NACIONAL
5. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY – CONSOLIDATED
FINANCIAL STATEMENTS
A continuación se presentan los Balances consolidados
de la Actividad Eléctrica desarrollada en España, correspondiente a las empresas integradas en UNESA para los
años 2008 y 2009. Asimismo se recogen las Cuentas Consolidadas de Pérdidas y Ganancias, así como una selección de ratios indicadores de la explotación y de la situación económico financiera del Sector Eléctrico Nacional.
(94), (95) y (96)
The consolidated balance sheets reflecting electricity
operations in Spain of UNESA member companies in
2008 and 2009 are included below. Consolidated
income statements and a number of financial ratios
reflecting operations and the financial position of the
domestic electricity sector are also included. (94), (95)
and (96)
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Informe eléctrico
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2009(E)
61
40
2008
60
42
2007
58
52
48
2006
50
50
2004
2003
2005
42
Otros negocios/Other businesses
Eléctrico nacional/Domestic electricity activity
58
40
60
41
59
2002
43
57
2001
37
63
2000
31
69
1999
1998
93
7
(92) Estructura de la Cifra de Negocio del Sector Eléctrico (%)
/Breakdown of Electricity Sector Turnover
48
48
47
41
39
39
35
33
34
30
28
34
33
35
2007
2008
2009(E)
17
48
2006
19
46
2005
41
44
2002
2004
42
2001
46
44
2000
2003
48
1999
59
1998
19
11
15
20
20
23
24
26
24
26
15
(93) Aportación de las distintas actividades al Resultado Neto de Explotación (EBIT) de las empresas eléctricas (%)
/Contribution by activities to the Net Operating Profit (EBIT) of electricity companies
Otros negocios/Other businesses
Distribución/Distribution
Generación + Comercialización/Generation + sales
(94) Balance Consolidado de la Actividad Eléctrica Nacional Total Unesa. 2009-2008 (Mill. €)
/Consolidated balance sheet of the Domestic Electricity Activity. Total Unesa
ACTIVO/ASSETS
2009(E)
2008
Inmovilizado/Fixed assets
Activo intangible/Intangible assets
Inmovilizaciones materiales
/Property, plant and equipment
Inversiones financieras/Investments
Activo circulante/Current assets
Existencias/Inventories
Clientes/Trade receivables
Otro activo circulante/Other current assets
Activos mantenidos p/venta/Assets held for sale
70587
4897
59005
66.807
5437
55154
6685
14180
2066
9226
2888
6215
14656
1968
8361
1722
2606
TOTAL ACTIVO/TOTAL ASSETS
84768
81463
142
PASIVO/EQUITY AND LIABILITIES
2009(E)
2008
Fondos propios/Equity
Ingresos diferidos/Deferred income
Provisiones para riesgos y gastos
/Provisions for liabilities and charges
Acreedores a largo plazo/Non-current payables
Acreedores a corto plazo/Current payables
Pasivos mantenidos p/venta
/Liabilities held for sale
23574
6365
5263
21440
6770
4632
27705
21862
0
25285
22403
933
TOTAL PASIVO/TOTAL EQUITY AND LIABILITIES
84768
81463
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(95) Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada de la Actividad Eléctrica Nacional según NIIF. Total Unesa (Mill. €)
/Analytical income statement under IFRS of Domestic Electricity Activity
CONCEPTOS/ITEMS
2009(E)
2008
+Cifra de Negocios/+Net sales
-Aprovisionamientos/-Supplies
-Derechos de emisión/-Emission rights
19669
-5590
-722
20959
-7556
-1266
Margen Bruto/Gross margin
13357
12137
+Otros ingresos de explotación/+Other operating income
+TREI/+Self-constructed assets
-Gtos.externos/-External expense
-Gtos de personal/-Personnel expense
1742
330
-3877
-2334
1537
290
-3340
-1982
EBITDA
9219
8642
Amortizaciones y provisiones/Depreciation and provisions
-3107
-2524
EBIT
6112
6118
+-Rtdo. financiero/+-Net finance expense/income
+-Rtdo. sociedades participación
/+-Profit of equity-accounted companies
+-Rtdo. venta activos/+-Profits on the sale of assets
-1121
95
-1191
60
1289
131
Rtdo. antes de impuestos/Profit/loss before income tax
6375
5118
-Impto. sociedades/-Income tax expense
-1507
-1541
Rtdo. actividad continuada/Profit/loss from continuing operations
Rtdo. actividad interrumpida/Profit from discontunued operations
4868
0
3577
320
RTDO. DEL EJERCICIO
/PROFIT FROM DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY
4868
3897
2009(E)
2008
23.7
20.4
0.2
5.5
16.3
0.3
5.2
13.8
62.3
62.8
5.4
5.5
5.7
6.7
5.7
5.6
(96) Ratios. Total UNESA. Actividad Eléctrica Nacional
/Domestic Electricity Activity
Rtdo. neto de explotación d/ imp.sobre ventas (%)
/Net operating profit after income tax (%)
Ventas sobre activos netos (veces)/Sales over net assets (frequency)
R.O.A.: Rentabilidad del activo neto (%)/Net return on assets (%)
Rentab.s/ Fondos propios (ROE: Rtado d/ imp./F.propios) (%)
/Return on equity (ROE: profit after tax/equity) (%)
Endeudamiento (%): Acreedores / Acreedores + F. propios
/Debt (%): Payables/Payables + equity
Vida restante deuda (años): Deuda/ Cash flow operativo (EBITDA)
/Term remaining debt (years): Debt/Operating cash flow (EBITDA)
Gastos financieros / Cifra de negocios (%)/Finance expenses/turnover (%)
Bº neto + Imp. socied.+ Gtos financieros
/Net profit + income tax + finance expenses
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Informe eléctrico
/Electricity report
6. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA
NACIONAL EN 2009
6. ECONOMIC ANALYSIS OF DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY
IN 2009
La evolución de las magnitudes más representativas
que han tenido una repercusión directa sobre los resultados alcanzados por la Actividad Eléctrica Nacional:
The most representative indicators directly affecting
the results of domestic electricity activity are as follows:
• La demanda de energía eléctrica en España se ha
visto reducida en un 4,4%.
• La producción de las centrales hidráulicas ha
aumentado un 11,3%.
• La aportación del Régimen Especial (renovables,
cogeneración, residuos, etc.) se incrementó en un
20,4% con respecto al periodo anterior.
• El precio medio de los combustibles fósiles en los
mercados se ha visto reducido en un 22,8%.
• Derivado de la evolución registrada por las variables
anteriores el precio de la electricidad intercambiada
en el mercado se ha visto reducido en un 39,1% con
respecto al año anterior.
• Electricity demand in Spain dropped by 4.4%.
• Hydraulic plant generation rose by 11.3%.
• Contributions from the Special Regime (renewables,
co-generation, waste, etc.) grew by 20.4% compared
to the preceding period.
• The average market price for fossil fuels dropped by
22.8% (average estimated price for fossil fuels).
• Due to the aforementioned variables, the market
price of electricity was 39.1% lower than in the prior
year.
Como consecuencia de las variaciones observadas, los
principales parámetros de la Actividad Eléctrica desarrollada en el territorio español se ha visto directamente
afectada con respecto al ejercicio 2008 (97):
As a result of these changes, the main indicators for
electricity activity in Spain have been directly affected
compared to 2008 (6).
• La Cifra de Negocios de la activad eléctrica
desarrollada en España se ha visto reducida en un
6,2%
• El Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) ha
aumentado un 6,7%
• El Resultado Neto de Explotación (EBIT) se ha
mantenido prácticamente en los mismos términos
que el año anterior, registrado una variación del 0,1%
• Las ventas de activos llevadas a cabo durante 2009
han colaborado en gran medida a que el Resultado
de la Actividad Continuada de la Actividad Eléctrica
desarrollada en territorio español refleje un
incremento del 36,1 % en el ejercicio 2009
• Como consecuencia de los efectos de la crisis
económica, de la menor demanda y la necesidad de
mejorar la estructura financiera de las empresas y su
solvencia de cara a los mercados de capitales, las
inversiones efectuadas por las compañías durante
2009 se han visto reducidas en un 19,0%.
• Electricity activity revenue in Spain was down by
6.2%.
• Gross operating profit (EBITDA) rose by 6.7%.
• Net operating profit (EBIT) remained stable compared
to 2008, decreasing by just 0.1%.
• The sale of assets in 2009 played a significant role in
the 36.1% rise in profit from ongoing electricity
activity in Spain during the year.
• Due to the impact of the economic crisis, the drop in
demand and the need to improve the financial
structure and solvency of companies with regard to
the capital markets, investments by electricity
companies in 2009 were down by 19.0%.
6.1. LA CIFRA DE NEGOCIOS
6.1. REVENUES
La Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica Nacional
se obtiene de la agregación de los siguientes conceptos:
Revenue for domestic electricity activity is obtained
by aggregating the following items:
• Ventas realizadas por los comercializadores de último
recurso a la tarifa establecida TUR.
• Ventas en el mercado liberalizado.
• Sales by last resort suppliers at the established LRT.
• Sales in the deregulated market.
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• Resto de las ventas de las empresas generadoras al
Pool.
• Retribución regulada de la Distribución y Transporte.
• Otras ventas e ingresos tales como la compensación
por actividad extrapeninsular.
• Rest of the sales by generating companies to the
pool.
• Regulated distribution and transmission
remuneration.
• Other sales and income, such as compensation for
non-mainland activity.
La Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica desarrollada en España durante 2009, resultante de la mencionada agregación, asciende a 19.669 millones de euros.
A pesar de la disminución 39,1% reflejada por el precio ponderado de la energía en el mercado mayorista,
que afecta de forma negativa a la hora de examinar la
evolución de la cifra de ventas, existen diversos factores
que han influido de forma directa, positivamente en unos
casos, y sirviendo de atenuante del mencionado precio de
la energía en el mercado, en otros. Por una parte el efecto positivo, derivado de la aplicación del R.D.L.11/2007 y
de su derogación a partir de julio de 2009, que ha
supuesto la minoración de la Cifra de Negocios en 297
millones de euros, cuando en 2008 suponía la detracción
de 1.040 millones de euros; y por otra, el incremento de
la cantidad de la energía negociada en el mercado libre,
fruto de la desaparición de la tarifa integral. Si en 2008 el
42% de los ingresos consolidados procedían de la energía
que se negociaba en el mercado (pool), en 2009 la mayor
parte de los ingresos (+55%) provienen de actividades
desarrolladas por agentes comercializadores, tanto en el
mercado liberalizado como en el regulado. (98)
La Cifra de Negocios de la Actividad de Distribución
recoge una disminución del 1,0%. Esta variación ha sido
consecuencia, fundamentalmente, de los ajustes diferenciales de las liquidaciones relativas a años anteriores que
han sido liquidados y remitidos por OMEL y CNE y que
inciden de forma positiva en el ejercicio 2008. Si consideramos de forma individualizada la retribución de la actividad de Distribución, tal y coma queda reflejado en los
correspondientes expedientes de tarifa, ésta habría
aumentado en un 4%.
Revenue from domestic electricity activity in 2009,
aggregated as above, totalled Euros 19,669 million.
Despite the 39.1% reduction in the weighted price of
energy in the wholesale market, which has had a
negative impact on the revenue analysed, several other
factors have had a direct effect on sales, which has been
positive in some cases, whereas in others lowered the
aforementioned energy market price. The impact was
positive with regard to the application of Royal Decree
11/2007 and its repeal in July 2009, which cut revenue
by Euros 297 million, compared to Euros 1,040 million
in2008. The levels of energy traded on the deregulated
market also grew, due to the suppression of the integral
tariff. In 2008, 42% of consolidated revenue came from
energy traded on the market (pool), however, in 2009
the majority of this revenue (over 55%) came from
activities carried out by sellers in the regulated and
deregulated markets. (98)
Revenue for distribution activity is down by 1.0%.
This reduction was mainly due to the adjustments for
prior years’ settlements which are being settled and
remitted by OMEL and the National Energy Commission,
with a positive impact on 2008 ¡. If remuneration for
distribution activity is considered individually, as shown
in the corresponding tariff files, the growth is by 4%.
6.2. EL MARGEN BRUTO (MARGEN DE CONTRIBUCIÓN)
6.2. GROSS MARGIN (CONTRIBUTION MARGIN)
El Margen Bruto (Margen de Contribución) de la Actividad Eléctrica Nacional correspondiente al año 2009 se
sitúa en 13.358 millones de euros. Para explicar esta partida, además de las consideraciones realizadas anteriormente, hay que tener en cuenta los siguientes aspectos
(99) y (100):
The gross margin (contribution margin) for domestic
electricity activity in 2009 amounts to Euros 13,358
million. In addition to the considerations set forth
above, to understand this margin the following aspects
should also be considered (99) and (100):
• La disminución experimentada por la producción en
Régimen Ordinario de las empresas que integra
UNESA en un 9,5% y el aumento de la aportación del
Régimen Especial que crece un 20,4% respecto a
2008.
• The 9.5% decrease in Ordinary Regime generation by
UNESA companies and the increase in the Special
Regime contribution, up 20.4% compared to 2008.
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/Electricity report
Informe eléctrico
(97) Comportamiento de las principales variables económicas de la Actividad Eléctrica Nacional 2008-2009 (%)
/Evolution of the key economic variables of the Domestic Electricity Activity
C. Negocios/Turnover
-6.2
EBITDA
6.7
EBIT
-0.1
Rtdo. Actividad Continuada 36.1
/Net income from continuing
operations
Inversión/Investment
-19.0
Endeudamiento/Debt
6.6
(98) Desglose de la Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Breakdown of Domestic Electricity turnover of the Domestic Electricity Activity
Ventas en el pool
/Wholesale market sales
Ventas en el mercado liberalizado
/Liberalised market sales
Ventas a tarifa último recurso (TUR)
/Last resort tariff sales
Peajes
/Access tariffs
Primas Régimen Especial
/Special regime premia
Compensaciones extrapeninsulares
/Non-mainland compensations
RDL 11/2007
/LRD 11/2007
Otras ventas y prestación de servicios
/Other sales and services
Cifra Negocios Distribución
/Distribution turmover
Total Cifra de Negocios
/Turnover
146
2009(E)
2008
299
7277
11271
8282
5851
-5956
-1767
904
632
1393
1540
-297
-1040
892
668
5312
5367
19669
20958
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(99) Cifra de Negocios y Margen Bruto de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill €)
2008
12137
20959
13358
2009(E)
19669
Cifra Negocios/Revenue
/Revenue and gross margin of Domestic Electricity Activity
(100) Evolución del Margen de Contribución de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
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2009(E)
Distribución
/Distribution
Generación + Comerc.
/Generation + sales
2008
1098
122
12137
13357
/Contribution margin of Domestic Electricity Activity
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2 0 0 9
147
Informe eléctrico
/Electricity report
• La caída del 39,1 % del precio medio ponderado de
la energía en el mercado (OMEL) (42,0 € /MWh),
como consecuencia del menor precio alcanzado por
los combustibles fósiles y por el CO2.
• El menor precio de mercado de los derechos de
emisión de CO2, que pasan de representar 21,3
€/Tm en 2008 a 14,2 €/Tm en 2009. Para las
empresas de UNESA estas circunstancias han supuesto
que el coste medio unitario de los derechos de
emisión para producir un MW eléctrico haya pasado
de suponer 6,7 euros en el año 2008 a 4,2 euros en
el ejercicio 2009.
• The 39.1% drop in the weighted average price of
energy on the market (OMEL) (Euros 42.0/MWh),
due to the lower price of fossil fuels and CO2.
• The reduction in the market price of CO2 emission
rights, from Euros 21.3/mT in 2008 to Euros 14.2/mT
in 2009. For UNESA companies this variation has
meant that the average unit cost of the emission
rights required to produce one MW of electricity has
dropped from Euros 6.7 in 2008 to Euros 4.2 in
2009.
Si bien es cierto que la Cifra de Negocios de la Actividad Eléctrica desarrollada en territorio español por las
empresas de UNESA se ha visto minorada en 1.290 millones de euros (6,2%), tan sólo el coste de los combustibles, incluyendo en dicho concepto el coste de los derechos de emisión de CO2 consumidos en el ejercicio, ha
experimentado una disminución del 37,0%, equivalente a
2.610 millones de euros. (98) y (101)
Si omitimos el coste de los derechos de emisión de
CO2 al analizar la partida de Aprovisionamientos de la
Actividad Eléctrica Nacional, la cifra más representativa
quedaría constituida por el consumo de los combustibles
utilizados en los procesos productivos. La cifra global relativa a los combustibles ha experimentado una disminución cercana al 36,0%, equivalente a 2.065 millones de
euros. En términos de coste unitario por MW eléctrico
producido (Reg. Ordinario + Reg. Especial), el combustible utilizado en los procesos se ha visto reducido en el
periodo analizado en un 29,8%, situándose para el año
2009 en 19,8 € /MWh. Este resultado tampoco contempla
en este caso el coste de los derechos de emisión ni el derivado de la segunda parte del ciclo del combustible nuclear, conceptos que se analizan de forma pormenorizada en
el epígrafe relativo a la actividad liberalizada de Generación-Comercialización.
Although it is true that revenue from electricity
activity carried out by UNESA companies in Spain has
fallen by Euros 1,290 million (6.2%), the cost of fuel
alone, encompassing the cost of the CO2 emission
rights consumed during the year, is down 37.0%,
equivalent to Euros 2,610 million. (98) y (101)
Excluding the cost of CO2 emission rights from our
analysis of the materials consumed by domestic
electricity activity, the most representative figure would
reflect the consumption of fuels used in generation
processes. The overall fuel figure has fallen by almost
36.0%, equivalent to a Euros 2,065 million drop. In
terms of the unit cost per MW of electricity generated
(Special and Ordinary Regime), the fuel used in
processes has decreased by 29.8% during the period
analysed, dropping to Euros 19.8/MWh in 2009. In this
case the result shown does not consider the costs of
emission rights or those arising from the second stage of
the nuclear combustion cycle. These items are analysed
in detail in the section on deregulated generation and
sales activity.
6.3. LOS COSTES OPERATIVOS
6.3. OPERATING COSTS
Los costes operativos de la Actividad Eléctrica Nacional, constituidos por los gastos de personal y los gastos
por servicios externos, han registrado un aumento del
16,7% (889 millones de € ), dato que da idea de la imposibilidad de lograr mayores cuotas de eficiencia y ahorro
de costes, más aún si se tiene en cuenta la incorporación
en fechas recientes (1 de julio de 2009) de la Comercialización de Último Recurso, que se ejerce de forma separada por las empresas independientes y que ha supuesto la
imputación de costes adicionales en la Actividad Eléctrica
desarrollada en España. Los gastos por servicios externos
han aumentado en 538 millones de euros (+16,1%), y los
gastos de personal se han visto incrementados en un
17,7% (352 millones de euros), lo cual ha colaborado de
Operating costs for domestic electricity activity,
which comprise personnel and external service
expenses, rose by 16.7% (Euros 889 million). This
gives an idea of how impossible it is to achieve greater
efficiency and cost-saving ratios, even more so when
the recent incorporation of the last resort tariff (1 July
2009) is considered, which is carried out separately by
independent companies and has led to the recognition
of additional costs for electricity activity in Spain.
Expenses for external services are up by Euros 538
million, (16.1%), and personnel expenses rose by
17.7% (Euros 352 million), which has led to a
reduction in relative EBITDA. The new installed
capacity which entered into service throughout 2009
148
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forma sensible aminorar la cifra relativa al Resultado Bruto
de Explotación (EBITDA). La nueva potencia instalada que
ha entrado en funcionamiento a lo largo de 2009 también
justifica el crecimiento de estos costes operativos. (102)
also explains the increase in these operating costs.
(102)
6.4. EL RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN (EBITDA)
6.4. EARNINGS BEFORE INTEREST, TAXES, DEPRECIATION AND
AMORTISATION (EBITDA)
El Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) obtenido
por las empresas eléctricas integradas en UNESA que desarrollan su actividad en territorio español ha aumentado
un 6,7%, equivalente a 577 millones de euros, con respecto al mismo periodo del año anterior. La evolución
seguida por esta variable se sitúa 3,7 puntos porcentuales
por debajo del crecimiento observado por el Margen de
Contribución (Margen Bruto) antes mencionado. La distorsión producida entre las variaciones observadas por
ambas magnitudes ha sido consecuencia directa del
aumento registrado por los denominados costes operativos, que han soportado un crecimiento más que proporcional al registrado por el Margen de Contribución.
(103)
EBITDA obtained by the UNESA companies operating
in Spain is up 6.7% (a rise of Euros 577 million)
compared to the same period in the prior year. The
increase in this variable is 3.7 percentage points lower
than the growth seen in the aforementioned
contribution margin (gross margin). The “distortion”
observed in these variations was a direct consequence of
the increase in operating costs, which rose by a greater
proportion than the contribution margin). (103)
6.5. EL RESULTADO NETO DE EXPLOTACIÓN (EBIT)
6.5. EARNINGS BEFORE INTEREST AND TAXES (EBIT)
El Resultado Neto de Explotación (EBIT) de la Actividad
Eléctrica Nacional registra una disminución del 0,1%,
equivalente a 6 millones de euros. El epígrafe relativo a la
dotación de amortizaciones, concepto que refleja tanto la
amortización anual consignada como la variación sufrida
por las provisiones dotadas en el ejercicio, ha recogido un
aumento del 23,0% con respecto al ejercicio anterior,
equivalente a 583 millones de euros, dando lugar a que
se produzca el diferencial observado entre los crecimientos del EBITDA y del EBIT. (105)
El incremento de la cuenta que refleja tanto las amortizaciones como la variación de las provisiones, responde
a diferentes motivaciones:
EBIT for domestic electricity activity fell by 0.1%, a
drop of Euros 6 million. The caption reflecting the
amortisation and depreciation charge, which shows both
the amortisation/depreciation charge for the year and
the annual variation in provisions, is up 23.0% on the
prior year (a rise of Euros 583 million), representing the
difference between respective EBITDA and EBIT growth.
(105)
• Durante 2009 se están amortizando activos que en
ejercicios pasados formaban parte de la actividad
interrumpida y por lo tanto no se amortizaban.
• Dada la actual situación del mercado, la partida que
nos ocupa también recoge el saneamientos de ciertos
activos que el mercado no es capaz de recuperar.
• En algún caso se ha procedido a sanear el Fondo de
Comercio que se considera irrecuperable.
• El crecimiento derivado de las inversiones realizadas en
el periodo. En algún caso, durante el ejercicio 2009, se
ha procedido a aplicar el método que contempla la
aceleración de la amortización de activos.
• Durante 2009 se realizaron provisiones relativas al
reflejo contable de la caída del precio de los derechos
de emisión de CO2, lo que produce un efecto
amplificador de esta partida de gasto respecto al
ejercicio anterior.
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This increase, which relates to both the
amortisation/depreciation charge and the variation in
provisions, is due to the following factors:
• In 2009 assets were depreciated which in prior years
had formed part of discontinued operations and,
consequently, were not subject to depreciation.
• Given the current market situation, this item also
includes the write-down of certain assets which the
market cannot recover.
• In certain cases goodwill considered irrecoverable was
written down.
• Growth arising from investments made during the
period. In some cases, accelerated depreciation was
applied to certain assets.
• Various provisions were made in 2009 concerning the
accounting recognition of the price reduction in CO2
emission rights, thereby increasing this expense
compared with the prior year.
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2 0 0 9
149
/Electricity report
Informe eléctrico
(101) Desglose de la cifra de Aprovisionamiento de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Breakdown of domestic electricity activity supplies
2009(E)
2008
Consumo de combustible/Fuel costs
Otros aprovisionamientos y servicios/Other services and supplies
Aprovisionamiento Distribución/Distribution supplies
3719
1645
225
5785
1369
402
Total Aprovisionamientos/Total supplies
5590
7556
(102) Costes operativos de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
6211
TOTAL
2334
3877
Gastos externos
/External costs
Personal
/Staff costs
2009(E)
2008
1982
3340
5322
/Manageable costs related to Dometic Electricity Activity
(103) Cash-flow (EBITDA) de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
9219
6189
2009(E)
150
TOTAL
Distribución
/Distribution
Generación + Comercialización
/Generation + sales
3030
5484
2008
3158
8642
/EBITDA from Domestic Electricity Activity
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(104) Cash-flow (EBITDA) Actividades liberalizadas vs. Actividades reguladas. España (%)
/EBITDA from liberalised and regulated Activities
2009(E)
67.1
32.9
2008
63.5
36.5
/Generation + sales
Distribución
/Distribution
(105) Resultado Neto Explotación (EBIT) de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill €)
4080
2031
Distribución
/Distribution
/Generation + sales
2009(E)
2008
3896
2222
/Operating Profit (EBIT) from Domestic Electricity Activity
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Informe eléctrico
/Electricity report
6.6. RESULTADO DEL EJERCICIO DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA
NACIONAL
6.6. PROFIT/LOSS FOR THE YEAR FOR DOMESTIC ELECTRICITY
ACTIVITY
El Resultado Financiero de la Actividad Eléctrica Nacional en 2009 ha visto reducido su saldo negativo en 70
millones de euros, un 5,9% menor respecto al obtenido el
año anterior.
Los gastos financieros netos, que ascendieron a 1.121
millones de euros, se han visto reducidos como consecuencia de la confluencia de diversos factores de distinto
signo:
The financial loss generated by domestic electricity
activity in 2008 has been reduced by Euros 70 million,
5.9% less than the prior year.
• Por una parte se produce un efecto negativo,
amplificador del gasto, como consecuencia de los
menores tipos de interés utilizados para el cálculo del
valor actual de las obligaciones por expedientes de
regulación de empleo, en comparación con el tipo
aplicado en el cierre del ejercicio 2008, como efecto
directo de la caída de los tipos de referencia de
mercado.
• La deuda financiera bruta relativa a las actividades
eléctricas desarrolladas en España se situó en 42.100
millones de euros a 31 de diciembre de 2009, frente
a los 39.500 millones de euros que registraba a
finales del ejercicio 2008. De esté importe más de
12.900 millones de euros están financiando activos
regulatorios, tanto el déficit relativo a las actividades
reguladas, como el correspondiente a los sistemas
extrapeninsulares que está pendiente de recuperar.
• Se reconoce una gestión activa de las partidas que
componen los ingresos financieros así como el
aumento de los mismos como efecto directo derivado
del incremento de los derechos de cobro registrados
por las empresas: déficit de tarifa, compensaciones
extrapeninsulares, etc.
• Como consecuencia de la caída de los tipos de
referencia en los mercados financieros en 2009, el
coste medio de la deuda financiera representativa del
ejercicio, que alcanza el 3,8%, se sitúa 1,1 puntos
porcentuales por debajo del coste medio de la deuda
relativo a 2008 (4,9%).
• The negative effect of the lower interest rate used to
calculate the present value of obligations deriving
from workforce restructuring plans, compared to the
rate applied at 2008 year end, a direct impact of the
fall in market interest rates.
• The gross financial debt relating to electricity
activities carried out in Spain, which amounted to
Euros 42,100 million at 31 December 2009 compared
to Euros 39,500 million at the end of 2008. More
than Euros 12,900 million of this amount has been
applied to finance regulatory assets, comprising both
the deficit relating to regulated activities and the
deficit for non-mainland activity pending recovery.
• Financial income has been actively managed, and has
increased as a direct result of the rise in collection
rights recognised by companies: tariff deficit, nonmainland compensation, etc.
• Due to the fall in benchmark financial market rates in
2009, the average cost of representative debt for the
year (3.8%) is 1.1 percentage points lower than the
average cost of debt for 2008 (4.9%).
El Resultado Ordinario (Resultado antes de impuestos
y de venta de activos y participaciones financieras) de la
Actividad Eléctrica Nacional ejercida en régimen de continuidad durante el ejercicio 2009, ha reflejado un aumento de 98 millones de euros (+8,8%), situándose en 4.988
millones de euros a fin de 2009. (106)
En el año 2009, las operaciones que de acuerdo con su
naturaleza se han registrado como Resultado por Venta de
Activos de actividades eléctricas nacionales, han arrojado
un saldo neto positivo de 1.289 millones de euros. La
mayor parte de esta plusvalía se corresponde con ventas
de activos, relacionados con la Actividad de Generación,
llevadas a cabo por ENDESA a lo largo del ejercicio 2009.
Ordinary profit (profit before taxes and the sale of
assets and financial interests) from continuing domestic
electricity activity in 2009 was up Euros 98 million (an
8.8% rise), standing at Euros 4,988 million at 2009 year
end. (106)
152
Net finance expenses, which amounted to Euros
1,121 million, were down on 2008 due to the net effect
of various factors:
In 2009 operations which, due to their nature, are
recognised as the sale of assets relating to domestic
electricity activities, generated a positive net balance of
Euros 1,289 million. The majority of this capital gain
reflects the sale of electricity generation assets by
ENDESA throughout 2009. The valuation of HC Energía’s
interest in EDP Renovables, following the floating of the
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La valoración de la participación de HC Energía en EDP
Renovables, tras su salida a Bolsa, justifica la mayor parte
del resultado imputado durante el año precedente. (107)
El tipo medio efectivo del impuesto de sociedades,
correspondiente a las actividades continuadas, que se
deriva de los estados financieros reflejados al cierre del
año 2009 ha sido del 24,0%, porcentaje inferior en 6,1
puntos porcentuales al reconocido en la cuenta de resultados correspondiente al ejercicio 2008, que se situaba en
el 30,1%. La beneficiosa tributación de las plusvalías que
se reinvierten, ha posibilitado la mencionada caída en el
tipo medio efectivo del impuesto de sociedades.
Por último, hay que señalar que durante el ejercicio
2009 no se ha obtenido beneficio alguno como consecuencia de la realización de actividades interrumpidas,
por lo que el resultado global del ejercicio, coincide con
el beneficio de las actividades desarrolladas en continuidad, y se sitúa en 4.868 millones de euros, un 24,9 %,
equivalente a 971 millones de euros, superior al obtenido
durante el año anterior.
latter on the stock exchange, accounts for the majority
of the profit recognised in. (107)
The average income tax rate for continuing activities
reflected in the financial statements at 2009 year end is
24.0%, down 6.1 percentage points on the 2008 figure
(30.1%). The advantageous taxation of reinvested
capital gains has led to the aforementioned cut in the
average income tax rate.
Finally, no profit was obtained from discontinued
operations in 2009, and the overall profit for the year is
therefore equal to profit from ongoing operations,
totalling Euros 4,868 million, a rise of Euros 971 million
(24.9%) on the prior year.
6.7. EL DÉFICIT DE TARIFAS
6.7. THE TARIFF DEFICIT
La verdadera causa del déficit ha sido la forzada convivencia entre precios y tarifas. En el Sector Eléctrico conviven dos grandes grupos de actividades eléctricas, las liberalizadas –Producción y Comercialización– y las reguladas
–Transporte y Distribución–.
El déficit de tarifas es consecuencia de la diferencia
entre el importe total recaudado por las tarifas integrales
() y tarifas de acceso (en 2009 conviven aún las tarifas
integrales con la tarifa de último recurso -TUR - y las tarifas de acceso, tarifas que fija la Administración y que
pagan los consumidores por sus suministros regulados y
competitivos, respectivamente) y los costes reales asociados a dichas tarifas y acreditados a las empresas (precios
de adquisición de la energía para las tarifas integrales,
costes de transportar, distribuir, subvenciones e incentivos a ciertas energías, etc.). En 2009, el déficit estimado
de ingresos en el sistema para las empresas de UNESA, ha
supuesto una cifra cercana a los 4.300 millones de euros,
totalizando una cifra de 17.477 millones de euros pendiente de recuperar por la tarifa. (108)
En un principio y a los efectos de poder hacer efectivos
los derechos de cobro derivados de los desajustes tarifarios
(Orden ECO 2714/2003), la administración arbitra un procedimiento por el cual los titulares de los derechos de
compensación por desajuste de ingresos de las actividades
reguladas podrán ceder sin limitación a terceros, total o
parcialmente los mismos. Las empresas cedieron el derecho de cobro generado por los desajustes tarifarios producidos entre 2000 y 2002, por una parte, y el generado en
2005, por otra. Esta operación supuso el poder eliminar de
sus balances un importe global de 5.352 millones de
euros.
The real cause of the deficit is the relationship
between prices and tariffs. The electricity sector
encompasses two large groups of electricity activities:
deregulated activities (generation and sales) and
regulated activities (transport and distribution).
The tariff deficit is the difference between the total
amount collected through integral and access tariffs (in
2009 integral tariffs existed alongside the last resort
tariff (LRT), established by the authorities and paid by
consumers for regulated and deregulated supplies,
respectively) and the actual costs associated with these
tariffs and credited to the companies (energy purchase
prices for integral tariffs, transmission and distribution
costs, grants and initiatives for certain energies, etc.). In
2009, the estimated income deficit within the system for
UNESA companies amounted to approximately Euros
4,300 million, with the amount pending recovery
through the tariff standing at Euros 17,477 million.
(108)
In theory, and for the purposes of collecting tariff
imbalances (Order 2714/2003 of the Spanish Ministry of
the Economy), the government arbitrates a procedure
whereby the compensation rights deriving from the
imbalance in income from regulated activities may be
totally or partially transferred without limitation to third
parties. The companies transferred the receivables
generated by the tariff imbalances between 2000 and
2002 to one party, and those generated in 2005 to
another. This transaction allowed the companies to
eliminate an overall total of Euros 5,352 million from
their balance sheets.
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/Electricity report
Informe eléctrico
(105) Resultado Neto Explotación (EBIT); Actividades liberalizadas vs. Actividades reguladas. España (%)
/EBIT from liberalised and regulated Activities
2009(E)
66.8
33.2
6.112
2008
63.7
36.3
6.118
/Generation + sales
Distribución
/Distribution
(106) Resultado Ordinario de la Actividad Eléctrica Nacional (antes de ventas de activos) (Mill. €)
5086
-1026
6112
154
Margen Financiero
/Finance margin
Resultado Ordinario
/Ordinary profit/loss
EBIT
2008
2009(E)
-1130
6118
4988
/Ordinary profit/loss from continuing Domestic Electricity Activity (before sales of assets)
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4868
Resultado Actividad
/Profit from continuing
operations
Impto.Sociedades
/Income tax
Rtd. Venta Activos
/Profit fron asset sales
3577
-1507
-1541
1289
131
5086
Resultado Ordinario
/Ordinary profit
4988
2009 (E)
2008
(107) Resultado de la Actividad Eléctrica Nacional Continuada (Mill. €)
/Profit from continuing Domestic Electricity Activity
(108) Costes relativos al déficit de tarifas
/Costs relating to tariff deficits
Déficit en origen
/Deficit at source
Cuota anual 2009
/Annual rating 2009
Pendiente a 31/12/2009
/Pending at 31/12/2009
1522
3830
2280
1181
4641
3500
221
379
211
120
342
215
3270
2064
1086
4257
4300
16953
1273
15192
921
1608
189
0
590
1695
19482
1461
17477
Déficit/Deficit 2000, 2001, 2002 (1)
Déficit de ingresos/Income deficit 2005 (1)
Déficit de ingresos/Income deficit 2006
COSTE ANUAL P/DÉFICIT DE TARIFA REGULADA 2000-2009
/REGULATED TARIFF DEFICIT 2000-2009
Déficit extrapeninsular/Non-mainland deficit 2001 - 2005
Déficit extrapeninsular/Non-mainland deficit 2006 - 2008 (4)
TOTAL COSTES TARIFAS/TOTAL TARIFF COSTS
(1) Cedido a terceros./Transferred to third parties.
(2) Liquidación 14 de 2008 CNE, deducida la reducción de CO2 calculada por CNE (42,9 Mill.€ en 2007 y 1.178,6 Mill. € en 2008).
/According to CNE 2008 14 Settlement, once the CO2 reduction calculated by the CNE (42.9 million € in 2007 and 1,178.6 million € in 2008).
(3) Estimacion del deficit en función de la liquidación 14 de la CNE y del CO2 recibido de forma gratuita en el primer semestre de 2009.
/Deficit estimation on the basis of CNE 14 Settlement and CO2 allowances granted in the first half of 2009.
(4) Déficit según Resolución Ministerio de Industria.
/Deficit in accordance with Ministry of Industry.
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155
Informe eléctrico
/Electricity report
Con posterioridad, el Real Decreto 1634/2006, de 29
de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a
partir del 1 de enero de 2008, reconoció ex ante un déficit de ingresos de las liquidaciones de las actividades
reguladas de 750 millones de euros correspondiente al
primer trimestre de 2008 y, asimismo, establece que, en
los reales decretos posteriores por los que se modifiquen
las tarifas eléctricas, se reconocerá ex ante un déficit de
ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas. Según el Real Decreto 1634/2006, dichos déficits
ex ante se financiarán con los ingresos que se obtengan
mediante la subasta de los derechos de cobro correspondientes, que consistirán en el derecho a percibir un
determinado porcentaje de la facturación mensual por
tarifas de suministro y tarifas de acceso a las redes de
Transporte y Distribución. Estos derechos de cobro reconocidos deberían ser satisfechos en un plazo máximo de
15 años.
El proceso de subasta tan solo resultó parcialmente
exitoso en una de las tres subastas organizadas a partir de
2008, momento en que se adjudicaron 1.300 millones de
euros (de los 2.700 millones de euros subastados), resultando las otras dos subastas desiertas.
Como no se produjeron en subasta las adjudicaciones
de activos previstas que contemplaba la legislación,
mediante las cuales las entidades financieras se resarcirían
de la financiación del déficit, han sido las propias empresas las que lo han seguido financiando a costa de un
mayor endeudamiento.
No obstante, en última instancia, serán los consumidores futuros los que tendrán que cubrir este déficit. Las
tarifas de acceso de los clientes futuros, además de pagar
los costes de distribuir y transportar la electricidad que
consuman, también tendrán que pagar los costes de los
suministros de años anteriores no cubiertos por unas tarifas insuficientes.
Al objeto de solventar los problemas financieros de las
compañías, entre otros objetivos, el Gobierno aprueba el
30 de abril de 2009 el Real Decreto Ley 6/2009 que introduce las siguientes medidas en relación con el déficit del
sistema eléctrico español, tanto del peninsular como del
extrapeninsular:
Subsequently, Royal Decree 1634 of 29 December
2006, which established the electricity tariff from 1
January 2008, recognised a Euros 750 million ex ante
deficit in income from the settlement of regulated
activities for the first quarter of 2007. The
aforementioned Royal Decree also establishes that an ex
ante deficit in income on the settlement of regulated
activities will be recognised in subsequent Royal Decrees
amending electricity tariffs. In accordance with Royal
Decree 1634/2006, ex ante deficits will be financed by
income obtained through the auction of the
corresponding collection rights, which will represent the
right to receive a certain percentage of the monthly
turnover from supply tariffs and access tariffs relating to
the transmission and distribution networks. These
receivables should be paid within a maximum term of
15 years.
The auction process has only been partially successful
in one of the three auctions organised since 2008, with
Euros 1,300 million (of the Euros 2,700 million
auctioned) awarded. The remaining two auctions were
declared void.
For the time being, as the auctions considered by the
relevant legislation fail to result in the foreseen
allocation of assets which would allow the financial
entities to share the financing of this deficit, the
companies are financing the deficit themselves by
increasing borrowings.
However, this deficit will ultimately be covered by
future consumers. The access tariffs for these customers,
in addition to covering distribution and transmission
costs for the electricity they consume, will also have to
include the costs for prior years’ supplies not covered
due to insufficient tariffs.
• A partir del 1 de enero de 2013 los peajes de acceso
serán suficientes para cubrir la totalidad de los costes
de las actividades reguladas sin que pueda aparecer
déficit ex ante, limitándose el volumen máximo del
déficit para los años 2009 a 2012.
• Se prevé la cesión de los derechos de cobro del
déficit, tanto pasados como futuros, al “Fondo de
Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico”,
incluyendo las compensaciones por los extracostes de
la generación extrapeninsular devengados hasta el 31
de diciembre de 2008. Dicho Fondo contará con la
garantía del Estado.
• As of 1 January 2013 access tolls will be sufficient to
cover all regulated activity costs without an ex ante
deficit, limiting the maximum deficit levels for the
2009-2012 period.
• The transfer of past and future deficit collection
rights to the electricity system deficit securitisation
fund has been planned, including compensation for
non-mainland generation cost overruns accrued until
31 December 2008. The aforementioned fund is
guaranteed by the State.
156
To resolve the financial problems faced by
companies, initiatives introduced by the government
included the approval of Royal Decree-Law 6 of 20 April
2009, which introduced the following measures
regarding the deficit in the Spanish electricity system
(both mainland and non-mainland):
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• Los extracostes de generación de los sistemas
insulares y extrapeninsulares se financiarán con cargo
a los Presupuestos Generales del Estado de forma
gradual, llegándose al 100% en 2013. La parte no
recogida en los presupuestos del extracoste de estos
sistemas hasta el 2013 será financiado por las tarifas
de acceso y seguirá teniendo carácter de coste
permanente del sistema. De igual forma, el fondo de
liquidación del sistema eléctrico actuará en el futuro
como mecanismo de financiación subsidiario,
también con naturaleza de costes permanentes del
sistema. A este respecto, el pasado mes de diciembre
de 2009 la Dirección General de Política Energética y
Minas ha aprobado la revisión definitiva de los costes
específicos destinados a la compensación de estos
sistemas correspondientes a los ejercicios 2006, 2007
y 2008
• Mainland and non-mainland generation cost overruns
will be financed with a gradu al charge to the general
State budget, reaching 100% by 2013. The share not
included in the cost overrun budget for these systems
up to 2013 will be financed by access tariffs, and will
remain a permanent system cost. The electricity
system settlement fund will act as an auxiliary
financing mechanism in the future, and will also be
considered as permanent system costs. In December
2009 the Directorate General for Energy Policy and
Mining approved the specific revised costs earmarked
for compensation of these systems corresponding to
2006, 2007 and 2008.
Si analizamos los desajustes tarifarios desde su inicio
en el año 2000, se puede aproximar una cifra cercana, en
origen, a los 20.000 millones de euros por este concepto.
El déficit representativo del periodo 2000-2005, por
importe de 5.352 millones de euros, que ha sido hecho
efectivo por las empresas utilizando la figura de la cesión
del derecho de cobro a terceros (Entidades financieras),
representa 600 millones de euros en el escandallo de costes de la tarifa para 2009. (108)
Quedan pendientes de monetización los desajustes de
la tarifa relativos a los ejercicios 2006, 2008 y 2009 por
un importe estimado, a 31.12.2009, de 12.907 millones
de euros, que las empresas tienen registrado en sus balances. (110)
La recuperación del déficit de la tarifa relativo a los
años 2006, 2008 y 2009 representó un coste añadido
anual en el expediente de tarifas para 2009 de 743 millones de euros. (108)
El déficit relativo a los desajustes de ingresos de la Actividad Eléctrica extrapeninsular correspondiente al periodo 2001-2005 asciende, a fecha de cierre del ejercicio
2009, a 590 millones de euros. Para su recuperación en la
tarifa correspondiente a 2009 se ha dotado un importe de
189 millones de euros, incluidos los intereses. (108)
Las compañías eléctricas tendrán a fin del año 2009,
según los datos disponibles, casi 13.000 millones de euros
registrados en sus balances que tendrán que financiar con
cargo a la deuda financiera suscrita con las entidades
financieras. (109)
El déficit se estaba convirtiendo en un problema con
tintes estructurales que, de no mediar solución con inmediatez, podría lastrar gravemente la situación económicafinanciera de las empresas que lo están soportando.
Según el Real Decreto-Ley 6/2009, “El creciente déficit tarifario, esto es, la diferencia entre la recaudación
por las tarifas reguladas que fija la Administración y que
pagan los consumidores por sus suministros regulados y
An analysis of tariff imbalances since their
introduction in 2000 shows a total of approximately
Euros 20,000 million in this regard.
The deficit for the 2000-2005 period, totalling Euros
5,352 million and covered by companies by transferring
collection rights to third parties (banks), represents
Euros 600 million in the 2009 tariff cost structure. (108)
Tariff imbalances for 2006, 2008 and 2009 are still
pending payment, and are estimated to total Euros
12,907 million at 31 December 2009. These amounts
have been recognised by the companies in their balance
sheets. (110)
Recovery of the tariff deficits for 2006, 2008 and
2009 represented an annual extra cost of Euros 743
million in the 2009 tariff structure. (18).
The deficit for non-mainland electricity activity
income imbalances for the 2001-2005 period totals
Euros 590 million. A provision of Euros 189 million
(including interest) has been made for the recovery of
this deficit in the 2009 tariff. (108)
According to available data, at 2009 year end
electricity companies had recognised almost Euros
13,000 million in their balance sheets, which has to be
financed through bank borrowings. (109)
The deficit was becoming a structural problem which,
if not immediately resolved, could have had a severe
impact on the financial and economic position of the
companies bearing this burden.
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According to Royal Decree-Law 6/2009, “The rising
tariff deficit (i.e. the difference between the collection of
regulated tariffs established by the government and
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2 0 0 9
157
Informe eléctrico
/Electricity report
por las tarifas de acceso que se fijan en el mercado liberalizado y los costes reales asociados a dichas tarifas, está
produciendo graves problemas que, en el contexto
actual de crisis financiera internacional, está afectando
profundamente al sistema y pone en riesgo, no sólo la
situación financiera de las empresas del Sector Eléctrico,
sino la sostenibilidad misma del sistema. Este desajuste
resulta i nsostenible y tiene graves consecuencias, al deteriorar la seguridad y capacidad de financiación de las
inversiones necesarias para el suministro de electricidad a
los niveles de calidad y seguridad que demanda la sociedad española”.
De esta forma, el Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de
abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el
Sector Energético y se aprueba el Bono Social estableció
límites para acotar el incremento del déficit y definir una
senda para la progresiva suficiencia de los peajes de acceso, abordando además un mecanismo de financiación del
déficit tarifario. Así, se estableció que a partir del 1 de
enero de 2013 se eliminaría el déficit de tarifas de manera que los peajes de acceso serían suficientes para satisfacer la totalidad de los costes de las actividades reguladas
sin que pudiese aparecer déficit ex ante, regulando el
periodo transitorio hasta dicha fecha, limitando el déficit
de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas del Sector Eléctrico que, para los años 2009, 2010,
2011 y 2012, no será superior a 3.500, 3.000, 2.000 y
1.000 millones de euros respectivamente.
También estableció que si, como resultado de las liquidaciones de actividades reguladas en cada período, resultara un déficit de ingresos superior al previsto, dicho
exceso se reconocería en las disposiciones de aprobación
de los peajes de acceso del período siguiente.
De forma paralela, se previó la cesión de los correspondientes derechos de cobro, actuales y futuros, a un
fondo de titulización, constituido al efecto, que emitirá
sus correspondientes pasivos por medio de un mecanismo
competitivo en el mercado financiero con la garantía del
Estado.
En octubre de 2009, una comisión interministerial creada al efecto, seleccionó, entre cinco ofertas recibidas, a
la empresa Titulización de Activos, Sociedad Gestora de
Fondos de Titulización, S.A., (TdA), como sociedad gestora del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico tras analizar el informe de valoración realizado por el
Grupo Asesor de Expertos, formado por representantes
del Ministerio de Economía, el de Industria, Turismo y
Comercio, la Comisión Nacional de Energía (CNE), la
Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y el
Instituto de Crédito Oficial (ICO).
Por último, el día 9 de abril de 2010 se aprobó el Real
Decreto que desarrolla el proceso de titulización del déficit, y finalmente se espera que el reintegro de las aportaciones realizadas para la financiación del mismo se realice
durante la primera mitad del ejercicio 2010.
settled by consumers for regulated supply and the
access tariffs established for the deregulated market, and
the actual costs of these tariffs) has given rise to serious
problems which, in light of the current global financial
crisis, are having a severe impact on the system,
jeopardising not only the financial position of electricity
sector companies, but also the very sustainability of the
system itself. This imbalance is unsustainable and has
serious consequences, with a decline in security and
financing capacity with regard to the investments
required to continue supplying electricity with the
quality and security demanded in Spain.”
Royal Decree-Law 6 of 30 April 2009, which adopted
certain measures in the energy sector and approved the
social tariff, established limits to contain the deficit
increase and define a roadmap to gradually achieve
sufficiency through access tolls, as well as introducing
the concept of a mechanism to finance the tariff deficit.
It was therefore established that, as of 1 January 2013,
the tariff deficit would be eliminated, with access tolls
reaching sufficient levels to meet all regulated activity
costs with no ex ante deficit, regulating the transitional
period to that date and limiting the income deficit for
the settlement of electricity sector regulated activity
which, for 2009, 2010, 2011 and 2012, will not exceed
Euros 3,500 million, 3,000 million, 2,000 million and
1,000 million, respectively.
This Royal Decree also established that if the
settlement of regulated activities in each period led to a
higher-than-expected income deficit, the surplus would
be recognised in the provisions approving the access
tolls in the following period.
The simultaneous transfer of the corresponding
current and future collection rights to a securitisation
fund created for this purpose has also been planned.
This fund will issue its corresponding liabilities through a
State-guaranteed mechanism that is competitive within
the market.
In October 2009 an inter-ministerial commission
created to select the company to manage the Electricity
System Deficit Securitisation Fund chose Titulización de
Activos, Sociedad Gestora de Fondos de Titulización,
S.A., (TdA) to carry out this role. This appointment was
made following an analysis of the evaluation report
submitted by an expert advisory group comprising
representatives from the Ministry of Economy, the
Ministry of Industry, Tourism and Trade, the National
Energy Commission (CNE), the Spanish Securities Market
Commission (CNMV) and the Spanish Official Credit
Institute (ICO).
Finally, on 9 April 2010 a Royal Decree was approved
to develop the tariff securitisation process. The
contributions made to finance this securitisation are
expected to be repaid in the first half of 2010.
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(109) El déficit de la tarifa a 31/12/2009 (derechos de cobro cedidos y monetización pendiente) (Mill. €)
/Tariff deficit at 31 december 2009 (transferred collection rights and pending payments)
Pendiente
/Pending
Cedido
/Transferred
12906
4571
(110) El déficit de la tarifa a 31.12.2009 (derechos de cobro cedidos y monetización pendiente) (Mill. €)
4300
590
1695
12906
/Tariff deficit at 31 december 2009 (transferred collection rights and pending payments)
4571
TOTAL
Pendiente
/Pending
Cedido
/Transferred
215
2064
3270
1086
4257
(2006-2008) Extrapeninsular
/Non-mainland
(2001-2005) Extrapeninsular
/Non-mainland
2009
2008
2007
2006
2005
2000-2002
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Informe eléctrico
/Electricity report
6.8. EVOLUCIÓN DE LOS COSTES DE LA ACTIVIDAD
ELÉCTRICA NACIONAL
6.8. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY COSTS
El coste total del suministro eléctrico, calculado como
sumatorio de los distintos costes por naturaleza en que
incurren las actividades eléctricas nacionales de Generación-Comercialización y Distribución, ha registrado una
disminución del +6,4%, equivalente a 1.143 millones de
euros, que se reparte de manera desigual entre las componentes que lo definen. (111)
El coste fijo total de la Actividad Eléctrica, representativo del coste financiero y de la amortización de las inversiones, se ha situado en 4.133 millones de euros, un
13,1% superior al obtenido en 2008. (111)
La evolución del coste fijo de la Actividad Eléctrica en
el periodo 2008-2009(E) responde a diferentes motivaciones:
• El registro de las amortizaciones del periodo
comprendido entre 1 de octubre de 2007 y 31 de
diciembre de 2008, como consecuencia
principalmente de la no-amortización de activos que
fueron clasificados como interrumpidos o mantenidos
para la venta, y que finalmente no se han vendido.
Adicionalmente también se refleja en 2009 la
amortización correspondiente al periodo en curso.
• El saneamiento del Fondo de Comercio, que se
entiende de muy difícil recuperación, correspondiente
a ciertos activos vendidos.
• El saneamiento del valor de los derechos de emisión
de CO2, como consecuencia de la caída del precio de
mercado de los mismos.
• Las amortizaciones propias del periodo, tanto las
correspondientes a la inversión anual recurrente
como las relativas a la puesta en marcha de
inversiones medioambientales.
• Algunas empresas reconocen haber aplicado el
método acelerado para realizar el proceso
amortizativo correspondiente a ciertos activos
durante 2009.
• El coste financiero aumenta de manera poco
significativa (+5,9%) como consecuencia,
fundamentalmente, del efecto de la evolución de los
tipos de interés sobre el valor contable registrado por
las provisiones para riesgos, principalmente
obligaciones por pensiones y expedientes de
regulación de empleo, que se imputan por su valor
actualizado. La caída de los tipos de interés
producida en 2009 dio lugar a un incremento de la
partida relativa a gastos financieros, consecuencia de
la actualización de las provisiones mencionadas, y de
la natural aplicación de los menores tipos sobre la
deuda pendiente.
• Por otra parte, la deuda financiera ha aumentado en
2.600 millones de euros.
160
The total unit cost for electricity supply, calculated as
the sum of the various unit costs incurred through
domestic electricity activity (generation, sale and
distribution), is down 6.4%, equivalent to Euros 1,143
million. This decrease is not equally distributed among
the various items comprising this cost. (111)
The total fixed unit cost for electricity activity, which
represents the financial cost and the cost for investment
depreciation, is Euros 4,133 million, a rise of 13.1%
compared to 2008. (111)
Changes in this fixed unit cost in the 2008-2009(E)
period are due to various factors:
• The recognition of depreciation for the period from 1
October 2007 to 31 December 2008, mainly due to
the non-depreciation of assets which were classified
as discontinued or held for sale and which were
eventually not sold. In 2009 depreciation for the
period underway is also reflected.
• The write-down of goodwill understood as extremely
difficult to recover corresponds to certain assets sold.
• The write-down of the value of CO2 emission rights,
due to the drop in their market price.
• Amortisation and depreciation for the period, both
with regard to recurring annual investment and the
implementation of environmental investment.
• Certain companies have applied accelerated
depreciation to certain assets in 2009.
• Financial costs rose by just 5.9%, mainly because of
the effect of interest rate fluctuations on the carrying
amounts recognised for the provision for liabilities,
primarily pension obligations and personnel
restructuring, which are recognised at their
discounted value. The drop in interest rates in 2009
led to a rise in financial expenses due to the
adjustments made to the aforementioned provisions,
as well as the natural application of the lower rates to
outstanding debt.
• Financial debt rose by Euros 2,600 million.
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Los costes operativos totales han pasado de 5.322
millones de euros en 2008 a 6.211 millones de euros en
2009, lo que representa un incremento del 16,7%. Este
aumento responde fundamentalmente a circunstancias de
diversa índole (111):
Total operating costs have grown from Euros 5,322
million in 2008 to Euros 6,211 million in 2009, up
16.7%. This increase is due to a range of different
circumstances (111):
• La mayor potencia instalada puesta en
funcionamiento durante 2009 que ha sido
compatible con las medidas de eficacia instauradas
por las empresas para reducir los mencionados
costes.
• La incorporación en julio de 2009 de la Tarifa de
Último Recurso así como el incremento de la
Actividad Comercial, lo que ha provocado el aumento
de costes operativos en función de las nuevas
infraestructuras generadas.
• El aumento de gastos de personal como consecuencia
de la optimización de ciertas estructuras que han
adelantado la fecha de salida de algunos colectivos.
• El reparto del coste del Bono Social entre los agentes
del mercado (20,5 Mill. € ) se repercute sobre la
partida de gastos externos a partir de julio de 2009.
• The increased capacity put into service in 2009,
which has been compatible with the efficiency
measures introduced by companies to reduce the
aforementioned costs.
• The incorporation of the last resort tariff in July 2009,
as well as the increase in commercial activity, leading
to a rise in operating costs based on the new
infrastructures.
• The rise in personnel expenses due to the
optimisation of certain structures, which has led to
the early retirement of certain personnel.
• The distribution of social tariff costs among the
market agents (Euros 20.5 million) had an impact on
external expenses as of July 2009.
Los costes de aprovisionamientos (consumos de combustibles, derechos de emisión, peajes de transporte y
otros costes variables incluidos dentro del epígrafe), que
dependen del grado de hidraulicidad y del precio de los
combustibles, han disminuido en un 22,0%, pasando de
8.822 millones de euros en 2008 a 6.312 millones de
euros en 2009. Esta sustancial reducción ha sido consecuencia de diferentes factores (111):
Supply costs (fuel consumption, emission rights,
transport tolls and other variable costs included under
this heading), which depend on water availability and
fuel prices, have dropped by 22.0% from Euros 8,822
million in 2008 to Euros 6,312 million in 2009. This
substantial decrease was due to various factors (111):
• La caída del precio de los derechos de emisión en el
mercado. El coste medio de la tonelada de CO2 ha
pasado de 21,3 € /Tm en 2008 a 14,2 € /Tm en 2009.
• El coste de aprovisionamiento cae como
consecuencia del descenso registrado en el coste
medio ponderado del combustible, que a su vez es
debida a la disminución generalizada del precio de
las commodities, de la menor producción y del mejor
comportamiento del mix de producción.
• The fall in the market price of emission rights, with
the average cost per tonne of CO2 dropping from
Euros 21.3 in 2008 to Euros 14.2 in 2009.
• Supply costs have decreased due to the drop in the
weighted average price of fuel, which in turn is due
to the overall reduction in commodity prices, lower
generation levels and improved performance of the
generation mix.
Por lo tanto y una vez analizados los datos expuestos
se puede inferir el cambio significativo que se ha producido durante el año 2009 en cuanto al porcentaje de participación de las diferentes partidas que componen el
coste total del suministro eléctrico nacional (112):
Consequently, following an analysis of the data
presented, the significant change in the percentage of
total domestic electricity supply costs represented by the
various components involved in 2009 can be explained
as follows (112):
• El coste de aprovisionamiento, como partida más
voluminosa y por lo tanto significativa, ha pasado de
representar el 50% del coste operativo total en 2008
a suponer el 40 % del mismo. Como se ha
comentado, esta partida evoluciona de forma muy
directa y sensible con el coste de los combustibles
utilizados en los procesos.
• Supply costs, as the largest and therefore most
significant item, have dropped from 50% of total
operating costs in 2008 to 40% in 2009. As
previously mentioned, this item is directly linked to
the costs of fuel used in processes.
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/Electricity report
Informe eléctrico
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COSTE TOTAL
/TOTAL COSTS
17798
4133
C. Fijos
/Fixed costs
C. Operativos
/Operating costs
3654
6312
5322
6211
2009 (E)
C. Aprovisionamientos
/Supply costs
8822
2008
(111) Costes del suministro eléctrico de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Total costs of Domestic Electricity Activity
25
38
2009 (E)
162
C. Fijos
/Fixed costs
C. Operativos
/Operating costs
/Supply costs
37
50
2008
30
21
(112) Estructura del coste de suministro eléctrico en España (%)
/Breakdown of Domestic Electricity Activity cost
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83.3
84.8
(113) Evolución de la estructura del coste total unitario de la Actividad Eléctrica Nacional (€/Mwh)
/Total unit cost structure for Domestic Electricity Activity
C. Fijos
/Fixed costs
C. Operativos
/Oprating costs
/Supply costs
42.9
34.5
2008
2009(E)
23.7
29.8
16.7
20.6
TOTAL
(114) Balance de Situación de la Actividad de Generación y Comercialización de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Balance sheet for consolidated Generation and Sales Activities) of Domestic Electricity Activity
ACTIVO/ASSETS
2009(E)
2008
Inmovilizado
/Fixed assets
Activo intangible
/Intangible assets
Inversiones financieras
/Investments
Activo circulante
/Current assets
Existencias
/Inventories
Clientes
/Trade receivables
Otro activo circulante
/Other current assets
Activos mantenidos p/venta
/Assets held for sale
43253
40917
4393
4916
33760
31313
5100
4688
11668
10656
2003
1817
6961
4748
2704
1485
TOTAL ACTIVO
/TOTAL ASSETS
54921
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Fondos propios
/Equity
Ingresos diferidos
/Deferred income
Acreedores a largo plazo
/Non-current payables
Acreedores a corto plazo
/Current payables
2009(E)
2008
16273
14544
372
231
2802
2518
19046
16845
16428
16502
933
2606
D E
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51573
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TOTAL PASIVO
/TOTAL EQUITY AND LIABILITIES
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2 0 0 9
54921
51573
163
Informe eléctrico
/Electricity report
• Los costes fijos (amortizaciones + provisiones +
financieros) aumentan su participación, pasando de
representar un 20% en 2008 a un 24% en 2009.
• Por último, los costes operativos también reflejan un
importante crecimiento, situando su participación en
2009 en el 36%, cuando el año precedente tan sólo
suponían el 30 % del coste total.
• Fixed costs (amortisation and depreciation +
provisions + financial costs) have increased from 20%
in 2008 to 24% in 2009.
• Finally, operating costs have also grown significantly
to 36% in 2009, up from 30% of total costs in 2008.
En definitiva, y a pesar de la disminución que ha
reflejado la partida relativa al coste de aprovisionamientos, partida que ha marcado siempre la tendencia a la
hora de analizar el coste del suministro eléctrico en
España, el coste total apenas ha disminuido en un 0,4%.
El aumento que ha supuesto las otras dos componentes
del coste total (C. Fijos y C. Operativos) no ha permitido que se haya podido reducir apenas el coste del suministro eléctrico.
Otra forma diferente de analizar el coste del suministro eléctrico es llevar a cabo un análisis similar, pero en
este caso utilizando como unidad de medida y comparación el coste unitario total del suministro, producto de la
adición del coste unitario de Generación, más el coste
unitario de Distribución.
Tal y como se puede observar en el grafico propuesto
se puede realizar una traslación casi perfecta de las explicaciones reflejadas en el punto anterior para dar cobertura explicativa al nuevo análisis planteado (113):
Despite the decrease in supply costs (which have
always set the trend when analysing electricity supply
costs in Spain), the total cost has only decreased by
0.4%. The increase in the other two total cost
components (fixed costs and operating costs) has not
allowed for a significant reduction in electricity supply
costs.
A different approach to analysing electricity supply
costs is to carry out a similar analysis using the total unit
cost for the supply as a measurement and comparison
unit. This unit cost is obtained by adding the unit
generation cost to the unit distribution cost.
• Los costes unitarios relacionados con los
aprovisionamientos necesarios para realizar el
suministro eléctrico reflejan una disminución del
14,8% situándose en 36,9 € /MWh para 2009.
• Al igual que ocurría en el análisis donde se
relacionaban los costes totales, los coste unitarios
fijos y operativos reflejan un aumento, en este caso,
del 23,2% y del 25,9 % respectivamente.
• The unit costs related to the levels required for
electricity supply are down 14.8% in 2009, standing
at Euros 36.9/MWh.
• As was the case with the analysis of total costs, fixed
and operating unit costs are up by 23.2% and
25.9%, respectively.
7. ANALISIS DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES ELÉCTRICAS
7. ANALYSIS OF ELECTRICITY ACTIVITIES
Los Estados Financieros por actividades que se recogen
a continuación se refieren únicamente a las actividades
eléctricas nacionales, esto es, no se han considerado ni las
actividades no eléctricas ni las realizadas en el exterior, así
como tampoco se incluye la Actividad de Estructura que
los distintos Grupos de empresas registran en sus estados
financieros consolidados.
The financial statements broken down by activity
included below only refer to domestic electricity
activities. In other words, non-electricity activity and
activities performed abroad have not been included, nor
has the structure-related activity recognised by the
various groups of companies in their consolidated
financial statements been considered.
7.1. ACTIVIDAD DE GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
7.1. GENERATION AND SALES ACTIVITY
La Cifra de Negocios de las actividades de GeneraciónComercialización se ha situado a fin del año 2009 en
20.312 millones. (117)
Los componentes de la Cifra de Negocios consolidada
obtenida por la actividad de Producción y Comercialización de electricidad ejercida por las empresas asociadas
Revenue from generation and sales activity totalled
Euros 20,312 million at 2009 year end. (117)
55% of total consolidated revenue for electricity
generation and sales activity carried out by UNESA
associate companies in 2009 came from sales on the
deregulated market. Of this amount, 29% related to last
164
As shown in the chart, the explanations in the
preceding point can also be used to explain the new
analysis considered (113):
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(115) Cuenta de Pérdidas y Ganancias analítica de la Actividad de Generación + Comercialización de la Actividad Eléctrica Nacional
según NIIF/Analytical income statement under IFRS (Generation + Sales) of Domestic Electricity Activity (Mill. €)
2009(E)
2008
20312
-11320
-722
8270
17359
-8920
-1266
7172
-Gtos. externos/-External expense
EBITDA
1487
64
-2537
-1096
6189
1277
52
-2024
-993
5484
-Amortizaciones y provisiones/-Depreciation and amortisation expense and provisions
EBIT
-2109
4080
-1588
3896
-752
-745
+-Rtdo.sociedades participación/+-Profit of equity-accounted companies
+-Rtdo venta activos+-Profits on the sale of assets
Rtdo. antes de impuestos
51
1280
4659
49
132
3332
-Impto.sociedades-Income tax expense
Rtdo. actividad continuada/Profit loss from continuing operations
-1051
3608
-935
2398
Rtdo. actividad interrumpida/Profit from discontinued operations
0
320
4868
3897
2009(E)
2008
15.6
16.2
0.4
0.3
5.8
5.4
21.7
18.4
68.1
69.3
5.7
6.1
3.7
4.3
7.2
5.9
RTDO. DEL EJERCICIO/Profit from Generation + Sales
(116) Ratios de la Actividad de Generación + Comercialización
/Ratios (Generation + Sales)
Rtdo. neto de explotación d/ imp. sobre ventas (%)
/Net operating profit after income tax (%)
Ventas sobre activos netos (veces)
/Sales over net assets (frequency)
R.O.A.: Rentabilidad del activo neto (%)
/Net return on assets (%)
Rentab. s/ fondos propios (ROE: Rtado d/ imp./ f.propios) (%)
Endeudamiento (%): Acreedores/ Acreedores + F. Propios
/Debt (%): Payables/Payables + equity
Vida restante deuda (años): Deuda/ Cash flow Operativo (EBITDA)
/Term remaining debt (years): Debt/Operating cash flow (EBITDA)
Gastos financieros/ Cifra de Negocios (%)
/Finance expenses/turnover (%)
Bº neto + Imp. Socied. + Gtos financieros
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165
Informe eléctrico
/Electricity report
en UNESA, se podrá deducir que durante el año 2009 el
55% de estos ingresos ha sido consecuencia de las ventas
efectuadas en el mercado libre y el 29% de la mencionada cantidad está relacionada con la facturación a Tarifa de
Último Recurso. Durante el año precedente la Cifra de
Negocios se repartía casi por igual (42%-48%) entre las
ventas de electricidad en el mercado y la facturación a
clientes del mercado libre.
Las políticas llevadas a cabo por las empresas respecto
al negocio liberalizado de Comercialización, además de la
repercusión de la entrada en vigor el pasado 1 de julio de
2008 de la Orden ITC 1857/2008, por la que desaparecen
las tarifas generales de Alta Tensión, Riegos y Nocturna, y
por último la desaparición a partir de 1 de julio de 2009
de la Tarifa Integral regulada que venía aplicándose por
los distribuidores a los consumidores que no habían firmado un contrato de suministro con un comercializador,
ha hecho que aumente la actividad desarrollada por las
empresas comercializadotas de UNESA, en términos de
energía, por encima del 36%. Como contrapartida, las
ventas en el mercado mayorista se han visto reducidas
sustancialmente y el hueco dejado ha sido cubierto conforme a las ventas de energía suministrada por los comercializadotes de último recurso (CUR) a Tarifa del Último
Recurso (TUR).
Por otra parte, la disminución del impacto negativo
sobre los resultados del negocio producido por aplicación, en parte del periodo, y desaparición del R.D.L.
11/2007, ha ejercido un positivo efecto sobre los ingresos
de la actividad de Generación-Comercialización en relación al ejercicio 2009. De acuerdo con la mencionada
normativa legal, la retribución de la Actividad de Producción de energía eléctrica se minorará por el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de
efecto invernadero asignados gratuitamente a los productores en los respectivos Planes Nacionales de Asignaciones. Las compañías registraron por este concepto un
menor ingreso por ventas de 1.040 millones de euros
durante el ejercicio 2008, importe netamente superior al
que se refleja durante el mismo periodo del año 2009,
que ha sido de 297 millones de euros.
La evolución de la estructura de los costes de la actividad conjunta Generación-Comercialización permite destacar las siguientes observaciones (120):
resort tariff billing. In the prior year the distribution of
revenue between electricity sales in the market and
billing to deregulated market customers was almost
identical (42%-48%).
The policies implemented by companies with regard
to deregulated sales activity, and the repercussion of the
entry into force of Order ITC/1856 on 1 July 2008
suppressing high-voltage, risks and night-time tariffs, as
well as the suppression as of 1 July 2009 of the
regulated integral tariff, which had been previously
applied by distributors to consumers who had not
signed a supply contract with a seller, have led to an
increase in the activity carried out by UNESA sellers in
terms of energy, rising by more than 36%. Sales on the
wholesale market, however, fell dramatically, and the
gap created by this fall has been covered by the sale of
energy provided by last resort suppliers at the last resort
tariff (LRT).
The effect of the application (for part of the period)
and suppression of Royal Decree Law 11/2007 has had a
positive impact on income from generation and sales
activity compared to 2008. In accordance with the
aforementioned legal regulation, remuneration from
electrical energy generation activity will be reduced by
an amount equivalent to the value of the greenhouse
gas emission rights freely allocated to generators by
their respective national allocation plans. Companies
recognised a Euros 1,040 million reduction in income in
this regard in 2008, which is significantly higher than
the amount of Euros 297 million reflected in the same
period of 2009.
• Puede resultar un tanto paradójico que, a pesar de la
caída del precio de los combustibles fósiles en lo
mercados, la cifra relativa a los aprovisionamientos
(excl. CO2) de la actividad se ha visto incrementada
en un 26% con respecto al mismo periodo del año
anterior. Este concepto refleja la agregación de
diferentes variables ligadas directamente con la
obtención de los ingresos reflejados en la Cifra de
Negocios de la actividad:
• It may seem contradictory that, despite the drop in
the market price of fossil fuels, the figure for activity
supplies (excluding CO2) rose by 26% compared to
the same period in 2008. This item reflects the
aggregated total of different variables directly linked
to the procurement of revenue recognised in
turnover from activity.
166
The following observations have been made on the
joint generation and sales activity-related cost structure
(120):
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(117) Desglose de la Cifra de Negocios (Mill. €) de la actividad de Generación + Comercialización
/Turnover breakdown of Generation + Sales
2009(E)
2008
Ventas en el pool/Wholesale market sales
Ventas en el mercado liberalizado/Liberised market sales
ventas a tarifa último recurso (TUR)/Last resort tariff sales
Primas Régimen Especial/Special regime premia
Compensaciones extrapeninsulares/Non-mainland compensations
RDL 11/2007/LRD 11/2007
Otras ventas y prestación de servicios/Other sales and services
299
11271
5.851
904
1393
-297
892
7277
8282
0
632
1540
-1040
668
TOTAL CIFRA DE NEGOCIOS/Total Turnover
20312
17359
Rtdo. Ejercicio
/Profit/loss for the year
32.8
Rtdo. Actividades Continuadas
/Profit/loss from continuing
operations
50.5
EBIT
4.7
EBITDA
12.9
Cifra de Negocios
/Turnover
17.0
(118) Variación de las magnitudes más significativas de la actividad de Generación + Comercialización en 2009 (%)
/Key indicators relating to generation and sales activity in 2009
(119) Desglose de la cifra de aprovisionamientos de la Actividad de Generación + Comercialización (Mill. €)
/Breakdown of Generation + Sales supplies
Consumo de combustible/Fuel costs
Peajes/Access tariff
Otros aprovisionamientos y servicios/Other supplies and services
TOTAL APROVISIONAMIENTOS/TOTAL SUPPLIES
2009(E)
2008
3719
5955
1645
5785
1767
1369
11320
8920
2109
TOTAL
12042
3633
Amortizaciones
/Depreciation expense
C. Operativos
/Operating costs
Aprovisionamientos
/Supplies
2009(E)
2008
10186
3017
1588
14791
17784
(120) Evolución de los costes operativos de la actividad de Generación + Comercialización (Mill. €)
/Generation + sale activity operating costs
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167
Informe eléctrico
/Electricity report
— Consumo de combustibles utilizados en los procesos
de producción.
— Gastos de peajes de energía.
— Otros aprovisionamientos variables y servicios.
— Consumption of fuels used in generation processes.
— Energy toll expenses.
— Other variable supplies and services.
Si en año 2008 el importe relativo a la cifra representativa de los combustibles se aproximaba al 65% del
coste total de los aprovisionamientos, en 2009 tan sólo
aportan el 33% de la cifra total. En sentido contrario ha
evolucionado el importe que recoge la partida de peajes:
cuando en el año 2008 suponía el 20%, de cada 100
euros gastados en 2009, 53 corresponden a las tarifas de
acceso.
Although fuels accounted for approximately 65% of
total supply costs in 2008, by 2009 this amount had
fallen to 33% of the total. Tolls, however, moved in the
other direction: in 2008 they accounted for 20% of
every Euros 100 spent, while in 2009 53% reflected
access tariffs.
• Los costes operativos (personal+gastos externos)
registran un incremento del 20,4%, situándose en
3.633 millones de euros al final del año 2009. Las
motivaciones de este incremento coinciden
prácticamente con las explicaciones aportadas al
analizar la mencionada partida correspondiente a la
Actividad Eléctrica Nacional, y se pueden resumir
como sigue:
• Operating costs (personnel + external expenses) were
up by 20.4% to Euros 3,633 million at 2009 year
end. The reasons for this increase are mainly the
same as those explained in the analysis of domestic
electricity activity, and can be summarised as follows:
— La incorporación en julio de 2009 de la Tarifa de
Último Recurso así como el incremento de la
Actividad Comercial, lo que ha provocado el aumento
de costes operativos en función de las nuevas
infraestructuras generadas.
— El aumento de gastos de personal como consecuencia
de la optimización de ciertas estructuras que han
adelantado la fecha de salida de algunos colectivos.
— El reparto del coste del Bono Social entre los agentes
del mercado (20,5Mill.€ ) que se repercute sobre la
partida de gastos externos a partir de julio de 2009.
— La incorporación de nueva potencia instalada durante
2009.
— The incorporation of the last resort tariff in July 2009,
as well as the increase in commercial activity, leading
to a rise in operating costs based on the new
infrastructures.
— The rise in personnel expenses due to the
optimisation of certain structures, which has led to
the early retirement of some personnel.
— The distribution of social tariff costs among the
market agents (Euros 20.5 million) had an impact on
external expenses as of July 2009.
— The incorporation of new installed capacity during
2009.
• La partida relativa a las dotaciones a las
amortizaciones, que además contempla el
movimiento de las provisiones realizadas en el
periodo, refleja un crecimiento de 521 millones de
euros, un 32,8%, como consecuencia de diversas
circunstancias que han afectado de manera
preferente a la actividad de GeneraciónComercialización:
• Amortisation and depreciation, which also include the
movement in provisions during the period, are up
Euros 521 million (32.8%) due to various
circumstances which had a particular impact on
generation and sales activity.
— El registro de las amortizaciones del periodo
comprendido entre 1 de octubre de 2007 y 31 de
diciembre de 2008, como consecuencia
principalmente de la no-amortización de activos que
fueron clasificados como interrumpidos o
mantenidos para la venta, y que finalmente no se
han vendido. Adicionalmente también se refleja en
2009 la amortización correspondiente al periodo en
curso.
— The recognition of depreciation for the period from 1
October 2007 to 31 December 2008, mainly because
assets which were classified as discontinued or held
for sale and which were eventually not sold were not
depreciated. Figures for 2009 also include
depreciation for the period underway.
168
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— El saneamiento del Fondo de Comercio, que se
entiende de muy difícil recuperación, correspondiente
a ciertos activos vendidos.
— El saneamiento del valor de los derechos de emisión
de CO2, como consecuencia de la caída del precio de
mercado de los mismos.
— Las amortizaciones propias del periodo, tanto las
correspondientes a la inversión anual recurrente
como las relativas a la puesta en marcha de
inversiones medioambientales.
— Algunas empresas reconocen haber aplicado el
método acelerado para realizar el proceso
amortizativo durante 2009. En 2008 se reducían las
amortizaciones de algunos activos productivos para
adaptarlas a las horas realmente trabajadas.
— The write-down of goodwill understood as extremely
difficult to recover corresponds to certain assets sold.
— The write-down of the value of CO2 emission rights,
due to the drop in their market price.
— Amortisation and depreciation for the period, both
with regard to recurring annual investment and the
implementation of environmental investment.
— Certain companies recognise that they applied
accelerated depreciation to certain assets in 2009.
El coste de aprovisionamiento, tomado en valores
absolutos, representa el 68% del coste operativo total
soportado por la actividad de Generación + Comercialización a lo largo del ejercicio 2009. Esta proporción apenas
ha variado ya que en 2008 situábamos la proporción que
representaban los aprovisionamientos en el 69%.
Como consecuencia de la evolución de los costes anteriormente mencionados, en relación a los ingresos de la
actividad, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA),
como magnitud más representativa de la generación de
fondos llevada a cabo por la actividad aquí analizada,
refleja un aumento del 12,9%, arrojando un saldo de
6.189 millones de euros al cierre del ejercicio. El 44% de
estos fondos generados por la actividad durante el año
2009, sin tener en cuenta que una parte importante
correspondiente al déficit de tarifas no ha supuesto entrada de caja para las empresas, ha sido dedicada a inversiones materiales relacionadas, en su mayoría, con la nueva
potencia instalada en el periodo. (103)
La actividad conjunta de Generación + Comercialización representa el 67% del EBITDA total generado durante 2009. (104)
El Resultado Neto de Explotación (EBIT) correspondiente al negocio de Generación-Comercialización del
año 2009 se ha visto incrementado respecto al año anterior en un 4,7%, situándose a finales de 2009 en 4.080
millones de euros. Las amortizaciones-provisiones dotadas en el ejercicio, que aumentaron en un 32,8%, equivalente a 121 millones de euros, han motivado el diferencial entre los porcentajes de variación anual reflejados por
el EBITDA (12,9%) y el EBIT (4,7%). (105)
El Resultado del Ejercicio de la Actividad de Generación-Comercialización, que coincide con el Resultado de
la actividad desarrollada en continuidad, se sitúa en 3.609
millones e euros; lo que supone un crecimiento del resultado final de la actividad de Generación-Comercialización
de un 32,8%, equivalente a 891 millones de euros. Esta
variación responde a la imputación en el periodo analizado de 1.280 millones de euros en concepto de "Resultado
The absolute value of supply costs accounts for 68%
of operating costs for generation and sales activity in
2009, barely changing from the 2008 figure of 69%.
Due to the aforementioned costs, gross operating
profit (EBITDA), the most representative figure in terms
of income generated through activity, grew by 12.9% to
Euros 6,189 million at year end. 44% of the funds
generated by activity in 2009 (without considering that
a large amount corresponding to the tariff deficit does
not represent cash inflow for companies) has been
earmarked for investment, the majority of which is
related to the new capacity installed during the period.
(103)
Joint generation and sales activity accounted for 67%
of total EBITDA generated in 2009. (104)
The net operating profit (EBIT) from the generationsales business in 2009 has risen compared to the prior
year, up by 4.7% to Euros 4,080 million at year end.
Depreciation for the year is up 32.8%, or Euros 121
million, which has led to the different annual variation
figures reflected for EBITDA (12.9%) and EBIT (4.7%).
(105)
Profit for the year from generation and sales activity,
which coincides with profit from ongoing activity,
totalled Euros 3,609 million, an increase of 32.8% (Euros
891 million). This variation reflects the recognition of
Euros 1,280 million under profit from non-recurring
assets during the year. The elimination of the
aforementioned profit would have led to a 0.2%
decrease in profit for the year from generation and sales
activity compared to the prior year.
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169
Informe eléctrico
/Electricity report
de Activos no Corrientes". La eliminación de los resultados así considerados hubiera arrojado una disminución
del 0,2% en la cifra relativa al Resultado de Ejercicio de la
actividad de Generación + Comercialización respecto al
ejercicio anterior.
La actividad de Generación-Comercialización sigue
siendo la que mayor aportación realiza al Resultado del
Ejercicio de la Actividad Eléctrica Nacional: el 74,1% del
resultado total del ejercicio después de impuestos proviene de compañías que desarrollan actividades de producción y comercializan energía.
Las empresas asociadas en UNESA han realizado a lo
largo del año 2009 inversiones materiales en activos relacionados con la actividad de Generación por importe de
2.850 millones de euros, lo que supone una reducción del
34% con respecto a las cantidades destinadas al proceso
inversor el año precedente. El 65% de la mencionada
inversión corresponde al Régimen Ordinario (1.845 millones de euros), siendo las energías renovables, principalmente, las beneficiarias del otro 35% (1.005 millones de
euros).
Generation-sales activity remains the largest
contributor to profit for the year from domestic
electricity activity: 74.1% of total profit for the year after
tax comes from companies that generate and sell
energy.
In 2009 UNESA associate companies invested Euros
2,850 million in property, plant and equipment related
to generation activity, a 34% reduction on the amount
invested in the prior year. 65% of this investment
corresponds to the Ordinary Regime (Euros 1,845
million), with the other 35% (Euros 1,005 million)
mainly being invested in renewable energies.
7.2. EL COSTE DE LOS COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LOS
PROCESOS PRODUCTIVOS
7.2. THE COST OF FUELS USED IN GENERATION PROCESSES
La variable más representativa con relación al coste de
aprovisionamiento de la actividad de Generación se
corresponde con el consumo de combustibles utilizados
en los procesos productivos. A fin del año 2009 la cifra
relativa a la mencionada variable se ha visto reducida en
un 35,7%, equivalente a 2.065 millones de euros. Esta
cifra no contempla el importe correspondiente al coste de
los derechos de emisión de CO2 consumidos en el periodo, que va a ser analizado de forma conjunta como un
concepto complementario al del coste del combustible.
Como consecuencia de la disminución que ha experimentado el coste medio unitario del CO2 en el mercado
durante el año 2009, pasando de representar 21,3 € /Tm
en 2008 a 14,2 € /Tm en 2009, la cifra representativa de
dichos derechos, tanto los adquiridos en el mercado
como los obtenidos de forma gratuita, ha tenido un reflejo contable sobre la partida de Aprovisionamientos de la
actividad de Generación-Comercialización que ha supuesto 722 millones de euros, 544 millones de euros menos
que la cifra recogida en 2008. (121)
Las empresas propietarias de instalaciones nucleares
internalizan, a partir de abril de 2005, el coste relativo a
la 2ª parte del ciclo de combustible nuclear. Dicho concepto constituye un gasto adicional a efectos del análisis
de los costes de producción en que incurren las instalaciones de generación eléctrica.
Por otra parte, durante el año 2009, las empresas asociadas en UNESA registraron una disminución de la producción térmica realizada con carbón del 23,8%, de la
producción nuclear del 10,4% y de la generación de elec-
170
In terms of generation activity supply costs, the most
representative variable is the consumption of fuels used
in the different generation processes. At 2009 year end
this variable had fallen by 35.7%, down Euros 2,065
million. This figure does not include CO2 emission rights
consumed during the period, which will be analysed as a
supplementary part of fuel costs. Due to the drop in the
average unit price of CO2 in the market during 2009,
down from Euros 21.3/mT in 2008 to Euros 14.2/mT in
2009, the amount corresponding to the aforementioned
rights (both those acquired on the market and those
freely assigned) has had an accounting impact of Euros
722 million on generation and sales activity supplies,
down Euros 544 million on 2008. (121)
Since April 2005 companies that own nuclear
facilities have internalised costs related to the second
stage of the nuclear combustion cycle, which represents
an additional cost when analysing the generation costs
incurred by electricity generation facilities.
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2 0 0 9
tricidad por medio de ciclos combinados de gas en un
3,9%. El aumento de la hidraulicidad, que se ha cifrado
en el 11,2%, no ha sido suficiente para compensar la
mencionada caída de producción del equipo térmico.
Como consecuencia de la evolución del coste de los
aprovisionamientos (materias primas) de la actividad de
Generación, así como del comportamiento del mix de
producción observado durante el ejercicio, el coste unitario del combustible se ha situado en 27,1 € /MWh, lo que
ha representado una disminución con respecto al ejercicio
precedente del 29,6%, equivalente a 11,4 € /MWh. (122)
y (123)
Las variaciones más significativas en cuanto al coste
unitario de producción (€ /MWh producido en Régimen
Ordinario) son las relativas a la generación térmica, cuyo
coste unitario se ha visto reducido en 8,9 € /MWh y, especialmente, la disminución observado en el coste de los
derechos de emisión de CO2, que ha pasado de representar 6,7 € /MWh en 2008 a 4,2 € /MWh para el año
2009. (122)
El coste unitario de los combustibles ha disminuido
con respecto al ejercicio anterior como consecuencia de
la confluencia de varios factores que han influido en
mayor o menor medida sobre la variable analizada. El
efecto mix de producción, consecuencia de la aplicación
de las distintas tecnologías disponibles en los procesos
productivos, ha propiciado la caída del coste unitario
total en 1,2 € /MWh, y el efecto precio de los combustibles ha supuesto una reducción del coste unitario total de
7,7 € MWh. La combinación de ambos factores (-8,9
€/MWh) junto con el impacto derivado de la caída del
precio del mercado de los derechos de emisión, cuyo
efecto ha supuesto una disminución del coste medio unitario del combustible de 2,5 € /MWh, ha propiciado la
reducción del 29,6 % del coste unitario total. (124)
In 2009 UNESA associate companies recorded a drop
in thermal generation using coal (down 23.8%), nuclear
generation (10.4%) and gas combined cycle generation
(3.9%). The increase in water availability (11.2%) was
not sufficient to offset the aforementioned drop in
generation by thermal plants.
Due to the generation activity supply costs (raw
materials), as well as the generation mix throughout the
year, the fuel unit cost stood at Euros 27.1/MWh (20),
down 29.6% (Euros 11.4/MWh) on 2008. (122) and
(123)
The most significant variations in unit generation
costs (€/MWh under the Ordinary Regime) relate to
thermal generation, with a Euros 8.9/MWh drop in unit
costs, and particularly the fall in CO2 emission right
costs, from Euros 6.7/MWh in 2008 to Euros 4.2/MWh
in 2009. (122)
The variation in fuel unit costs compared to the prior
year is due to a range of factors, which have had a
greater or lesser impact on the variable analysed. The
impact of the generation mix, following application of
the various technologies available within the generation
processes, has led to a Euro 1.2/MWh reduction in the
unit cost, and the effect of fuel prices has brought about
a drop of Euros 7.7/MWh in the total unit cost.
The combination of both factors (Euros -8.9/MWh),
along with the impact of the drop in the market price of
emission rights (leading to a Euros 2.5/MWh reduction
in the average fuel unit cost), has led to a 29.6%
decrease in the total unit cost. (124)
7.3. ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
7.3. DISTRIBUTION ACTIVITY
La información económico financiera de la actividad
de Distribución se ve especialmente afectada por la aplicación de las Normas Internacionales de Información
Financiera (NIIF), en especial la expresión contable de la
cifra de ingresos de la actividad y sus costes asociados. A
partir del ejercicio 2005 se refleja como cifra de ingresos
la retribución fijada de forma regulada en el correspondiente expediente de tarifas.
La Cifra de Negocios de la actividad de Distribución se
ha visto reducida a lo largo del ejercicio 2009 en un
1,0%, equivalente a 55 millones de euros, con respecto a
los datos relativos al ejercicio anterior. Los ingresos del
negocio regulado se corresponden con la remuneración
de la actividad de Transporte, Distribución y Comercialización a tarifa que, para el año 2009, registra (según
liquidaciones CNE) un aumento del 13,0%. A estos ingresos regulados, se incorporan los correspondientes a los
The financial and economic information related to
distribution activity was particularly affected by the
application of International Financial Reporting
Standards (IFRS), especially the accounting treatment of
income from activity and its associated costs. Since 2005
income has included the regulated income established
by the corresponding tariff structure.
Turnover from distribution activity was down 1.0%
during 2009 compared to the prior year, equivalent to a
drop of Euros 55 million. Revenue from regulated
activity comprises remuneration from tariff-based
transmission, distribution and sales activity, which was
up 13.0% in 2009 (according to National Energy
Commission settlements). Revenue from services
associated with regulated activity (rental of reading
equipment, connection rights, etc.) are added to this
regulated revenue.
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/Electricity report
Informe eléctrico
(121) Coste de las emisiones de CO2 (Mill. €)
/CO2 emission costs
Coste total: derechos consumidos/Total costs: consumed rights
Ingresos asociados: derechos asignados/Associated revenue: granted rights
2009(E)
2008
722
623
1266
1045
99
221
Déficit CO2/CO2 Deficit
27.1
TOTAL
2º Parte ciclo comb. nuclear
/2nd combined-cycle nuclear
Nuclear
20.9
29.8
4.2
1.0 1.0
6.7
1.0 1.0
38.5
(122) Coste medio unitario de los combustibles (Régimen Ordinario) (€/MWh)
/Average fuel unit cost (Ordinary regime)
2009 (E)
2008
Derechos emisión
/Emission rights
Térmica
/Thermal
(123) Coste unitario del combustible en función de cada tecnología
/Fuel unit cost based on technology type
Nuclear
2º Ciclo Comb. Nuclear/2nd combined-cycle nuclear
Térmica/Thermal
Coste Derechos emisión/Emission rights
Hidráulica/Hydro
TOTAL
172
Producción
(GWh)
/Production
Coste total
(Mill. € )
/Total cost
Coste unitario
(€ /MWh)
/Unit cost
Coste unitario
(€ /MWh)
/Unit cost
2009(E)
2009(E)
2009(E)
2008
50583
50583
95883
95883
23506
172
167
3547
722
3.4
3.3
37.0
7.5
3.4
3.3
50.7
11.5
169972
4608
27.1
38.5
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(124) Incremento del coste del combustible 2009-2008 (€/MWh)
/Increase in fuel costs, 2009-2008
Coste medio unitario/Average unit cost
2009(E)
2008
Variación/Variation
27.1
38.5
-11.4
Efecto mix de producción/Effect of production mix
Efecto precio combustibles/Effect of fuel price
Efecto Derechos de emisión/Effect of emission rights
Efecto 2ª parte ciclo combustible nuclear/Effect of 2nd combined-cycle nuclear
-1.2
-7.7
-2.5
0.0
(125) Balance de Situación de la actividad de Distribución. Unesa 2009(E) - 2008 (Mill. €)
/Balance sheet for consolidated Distribution activity
ACTIVO/ASSETS
2009(E)
2008
Inmovilizado
/Fixed assets
Activo intangible
/Intangible assets
Inversiones financieras
/Investments
Activo circulante
/Current assets
Existencias
/Inventories
Clientes
/Trade receivables
Otro activo circulante
/Other current assets
Activos mantenidos p/venta
/Assets held for sale
27336
25890
505
521
25245
23841
1585
1528
2512
4000
63
151
2265
3612
184
237
TOTAL ACTIVO
/TOTAL ASSETS
29848
29891
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Fondos propios
/Equity
Ingresos diferidos
/Deferred income
Acreedores a largo plazo
/Non-current payables
Acreedores a corto plazo
/Current payables
TOTAL PASIVO
/TOTAL EQUITY AND LIABILITIES
U N E S A
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2009(E)
2008
7301
6896
5993
6538
2461
2115
8659
8440
5434
5902
29848
29891
173
Informe eléctrico
/Electricity report
servicios asociados a la actividad regulada (alquiler de
equipos de medida, derechos de conexión y otros).
Durante el ejercicio 2009 se produce una notable diferencia entre la variación de la Cifra de Negocios extraída
de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada de la
actividad ( -1,0%) y el crecimiento de la retribución asignada de forma regulada a la propia actividad (13,0%).
Esta falta de correlación ha sido debida al reflejo en 2008
de los ajustes diferenciales de las liquidaciones de años
anteriores, que han sido efectuadas por OMEL y CNE, y
que inciden de forma positiva en este ejercicio; circunstancia que ha incidido de forma directa y negativa sobre
la variación de la Cifra de Negocios de 2009 respecto al
2008.
Los costes operativos gestionables (personal + servicios
externos) soportados por la actividad se han visto incrementados en un 11,4%, equivalente a 274 millones d
euros. Bien es cierto que afecta de forma distinta a las
diferentes partidas: los costes de personal aumentaron un
25,1%, mientras que gastos externos se vieron reducidos
en un 1,9%.
El epígrafe relativo a gastos de personal se ha visto
directamente afectado en 2009, y de ahí el crecimiento
observado, por un aumento de provisiones para optimizar
estructuras, como consecuencia del adelanto de la fecha
de salida de algunos colectivos inmersos en planes voluntarios de jubilación.
Como consecuencia de los aspectos anteriormente
comentados, el flujo de caja generado por la actividad
(EBITDA) durante el año 2009 se sitúa en 3.030 millones
de euros, lo que representa una reducción del 4,1%, equivalente a 128 millones de euros, con respecto al año anterior.
A tenor de los datos expuestos la aportación que la
actividad de Distribución realiza al Resultado Bruto de
Explotación (EBITDA) Consolidado correspondiente al
total de actividades eléctricas en España en 2009, se ha
visto reducida en un 4% con respecto al año anterior,
situándose en el 33%.
El Resultado Neto de Explotación (EBIT) de la actividad, que refleja una disminución del 8,6%, se sitúa al cierre de 2009 en 2.031 millones de euros. Como consecuencia de las variaciones en las magnitudes anteriormente mencionadas así como de la cifra de amortizaciones-provisiones imputada a la actividad (+6,6%) durante
2009, el Resultado Neto de Explotación ha disminuido en
191 millones de euros con respecto a la cifra obtenida en
el año anterior. (126)
El Resultado del Ejercicio de la actividad de Distribución, que coincide con el Resultado de la Actividad Continuada, se ha situado en los 1.260 millones de euros,
reflejando un incremento del 6,8%, equivalente a 81
millones de euros. Este resultado, a diferencia de los márgenes anteriores, refleja un crecimiento que ha sido consecuencia directa de la disminución de los gastos netos
In 2009 there was a notable difference between the
variation in activity turnover reflected in the
consolidated income statement (-1.0%) and growth in
regulated remuneration allocated to own activity
(13.0%). This difference is because adjustments to prior
years’ settlements were recognised in 2008, which were
subsequently settled by OMEL and the National Energy
Commission and had a positive impact on the year. This
has had a direct negative effect on the variation in
turnover in 2009 compared to 2008.
Manageable operating costs (personnel and external
services) relating to activity rose by 11.4%, an increase
of Euros 274 million, although the impact on the various
items included under these costs was not equal:
personnel costs rose by 25.1%, while external costs were
down by 1.9%.
Personnel expenses were directly affected in 2009 by
an increase in provisions to optimise structures (hence
the growth observed), as the retirement date for various
employees involved in early retirement plans was
brought forward.
Due to the above-mentioned circumstances, the cash
flow generated by activity (EBITDA) in 2009 stood at
Euros 3,030 million, down Euros 128 million (4.1%) on
2008.
The data shown reveals that the contribution made
by distribution activity to consolidated net operating
profit (EBITDA) for all electricity activity in Spain in 2009
was down 4% on the prior year, standing at 33%.
Net operating profit (EBIT) from activity, which fell by
8.6%, stood at Euros 2,031 million at 2009 year end.
Due to the variations in the aforementioned figures, as
well as the increase in depreciation and provisions
attributed to activity during the year (6.6%), net
operating profit decreased by Euros 191 million
compared to 2009. (126)
Profit for the year for distribution activity (which is
the profit from continuing activities) stood at Euros
1,260 million, a 6.8% (Euros 81 million) increase on
2008. Unlike the aforementioned margins, this profit has
grown, a direct result of the drop in net financial
expenses and, to a larger extent, the cut in the average
corporate income tax rate in 2009.
174
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(126) Cuenta de Pérdidas y Ganancias analítica de la actividad de Distribución. Unesa (Mill. €)
/Analytical income statement under IFRS. Distribution
2009(E)
2008
5312
-225
0
5087
5367
-402
0
4965
-Gtos. externos/-External expense
EBITDA
255
266
-1340
-1238
3.030
260
238
-1316
-989
3.158
-Amortizaciones y provisiones/-Depreciation and amortisation expense and provisions
EBIT
-998
2031
-937
2222
-369
-446
+-Rtdo.sociedades participación/+-Profit of equity-accounted companies
+-Rtdo venta activos+-Profits on the sale of assets
Rtdo. antes de impuestos
45
9
1716
11
-1
1786
-Impto.sociedades-Income tax expense
Rtdo. actividad continuada/Profit loss from continuing operations
-456
1259
-607
1179
1259
1179
2009(E)
2008
28.1
27.3
0.2
0.2
5.0
4.9
9.5
8.8
51.5
51.6
4.7
4.5
6.9
8.3
5.7
5.0
Rtdo. actividad interrumpida/Profit from discontinued operations
RTDO. DEL EJERCICIO/Profit from Distribution
(127) Ratios de la actividad de Distribución
/Ratios. Distribution
Rtdo. neto de explotación d/ imp. sobre ventas (%)
Net operating profit after income tax (%)
Ventas sobre activos netos (veces)
/Sales over net assets (frequency)
R.O.A.: Rentabilidad del activo neto (%)
/Net Return on Assets (ROA) (%)
Rentab. s/ fondos propios (ROE: Rtado d/ imp./ f.propios) (%)
Endeudamiento (%): Acreedores/ Acreedores + F. Propios
/Debt (%): Payables /Payables+equity
Vida restante deuda (años): Deuda/ Cash flow Operativo (EBITDA)
/Term remaining debt (years): Debt/Operating cash-flow (EBITDA)
Gastos financieros/ Cifra de Negocios (%)
/Finance expenses/turnover (%)
Bº neto + Imp. Socied. + Gtos financieros
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175
Informe eléctrico
/Electricity report
financieros, y en mayor medida de la reducción del tipo
medio efectivo del impuesto de sociedades en 2009.
Durante el ejercicio 2009 se han efectuado inversiones
en activos fijos de la actividad de Distribución por importe de 2.780 millones de euros, un 6,5 % más que las realizadas durante el ejercicio precedente.
Investments in fixed assets used in distribution
activity totalled Euros 2,780 million in 2009, up 6.5% on
the prior year.
7.4. EVOLUCIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES
ECONÓMICAS DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
7.4. KEY FINANCIAL INDICATORS – DISTRIBUTION ACTIVITY
Con objeto de interpretar la evolución de las variables
que a largo plazo son determinantes de la situación económica de esta actividad, se analiza a continuación tanto
la evolución de la retribución de la actividad, acreditada
anualmente en los correspondientes expedientes de tarifas, como la evolución de la demanda y de las inversiones
efectuadas en el periodo 1997-2009. (129)
• La demanda de electricidad ha crecido durante el
período a un ritmo del 4,0% de incremento medio
anual acumulativo, siendo el crecimiento total
acumulado del período 1997-2009 del 60,0%.
• Para atender a las necesidades de la demanda se ha
llevado a cabo un intenso proceso inversor durante
todo el periodo analizado. La pendiente de la curva
que define el mencionado proceso ha superado
ampliamente a la que dibuja el crecimiento
acumulado de la demanda, registrando un
incremento acumulado en el periodo analizado del
252,4%. Resulta significativo el dato relativo al
porcentaje que representan las inversiones realizadas
en el ejercicio con respecto al flujo de caja generado
(EBITDA) por la actividad: durante los ejercicios
2008 y 2009, la inversión realizada por las empresas
que llevan a cabo la actividad de Distribución,
representa más del 83% y el 92%, respectivamente,
del flujo de caja generado (EBITDA) por el propio
negocio.
• La pendiente de la curva que define el crecimiento
de la retribución de la actividad de Distribución ya
viene siendo superior desde el año 2007, y de
hecho a partir de 2008 registra un crecimiento
acumulado mayor, al crecimiento acumulado de la
demanda.
• Si limitamos el análisis a los últimos siete años
(2003-2009), las curvas que definen el crecimiento
acumulado de la inversión realizada por las
empresas y de la retribución adjudicada
administrativamente se cortarían en 2009, dado el
crecimiento de la retribución en los últimos tres
años. Aún así esta circunstancia no compensaría los
"déficit" de retribución arrastrados desde 1997, tal y
como se puede constatar gráficamente (352,4% vs.
195,6%).
176
To facilitate interpretation of the variables which have
a long-term impact on the financial position of this area
of activity, activity remuneration (included each year in
the corresponding tariff structure) and demand and
investment made from 1997-2009 are analysed below.
(129)
• Electricity demand has grown at an average
cumulative rate of 4.0% each year throughout the
period analysed, with total accumulated growth for
1997-2009 standing at 60.0%.
• An intensive investment process has been carried out
to meet demand requirements throughout the period
analysed. The investment curve has risen more
sharply than that showing accumulated growth in
demand, with an accumulated rise of 252.4% over
the period analysed. Investment as a percentage of
cash flow generated by activity (EBITDA) during the
year is particularly significant: investment made by
companies that carry out distribution activity in 2008
and 2009 accounted for more than 83% and 92%,
respectively, of cash flow generated by business
activity (EBITDA).
• The curve for growth in distribution activity
remuneration has risen at a steeper rate since 2007,
and from 2008 accumulated growth in this regard
was greater than accumulated growth in demand.
• If the analysis is limited to the last seven years (20032009), the curves for accumulated growth in
investments made by companies, and the
remuneration awarded by the government, would be
cut off in 2009, due to remuneration growth over the
past three years. Even so, this circumstances would
not offset the remuneration deficit since 1997, as
shown in the chart (352.4% compared to 195.6%).
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EBIT
6.8
Rtdo. Ejercicio
/Profit/loss for the year
Rtdo. Actividades Continuadas
6.8
/Profit/loss from continuing
operations
-8.6
-4.1
EBITDA
Cifra de Negocios
/Turnover
-1.0
(128) Variación de las magnitudes más significativas de la actividad de Distribución. 2009 (%)
/Key indicators for the Distribution activity
352
331
318
297
287
231
201
200
169
141
110
97
100
(129) Evolución de la demanda, inversión y retribución de la actividad de Distribución (Índice base 100 = 1998)
/Demand, investment and Distribution activity remuneration (100 base index = 1998)
160
196
2009
167
172
2008
165
151
2007
160
130
2005
2004
2006
156
127
149
122
142
110
2003
133
129
105
107
2002
2000
2001
122
103
115
102
1999
107
101
1998
1997
100
100
Inversiones/Investment
Demanda/Demand
Retribución/Remuneration
235
290
274
236
204
185
172
159
138
100
(130) Evolución de la demanda y de las inversiones en activos eléctricos en España. 2000-2009 (Índice base 100 = 2000)
/Demand and domestic electricity asset investment. 2000-2009 (100 base index = 2000)
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137
132
2008
2009(E)
136
132
2006
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2007
128
2005
122
2004
117
2003
109
106
2001
2002
100
2000
Inversión/Investment
Demanda/Demand
177
Informe eléctrico
/Electricity report
8. INVERSIONES EN ACTIVOS ELÉCTRICOS EN ESPAÑA
8. ELECTRICITY ASSET INVESTMENTS IN SPAIN
El mercado de producción de energía eléctrica se está
viendo condicionado en los último tiempos por circunstancias de muy diversa índole que hacen necesario adoptar determinadas medidas que garanticen su funcionamiento, en condiciones de seguridad y estabilidad en el
futuro, de manera que se asegure el suministro en las
mejores condiciones de precio y calidad. En la actualidad
el “mix” de generación viene condicionado por la necesidad de cumplir con una serie de requerimientos
medioambientales, relacionados tanto con la reducción
de las emisiones como con el incremento de la participación de las energías renovables en la cobertura de la
demanda, participación que podría llegar en el horizonte
del 2020 a niveles que rondarán el 50%.
Por otro lado, la crisis económica se ha manifestado en
el Sector Eléctrico ocasionando una fuerte contracción de
la demanda de tal manera que a finales de 2009, ésta se
ha situado en niveles similares a los de cuatro años antes.
Estas circunstancias tienen una incidencia directa, cada
vez más importante, en la reducción de la participación
de la generación térmica convencional (ciclos combinados, carbón y fuel) en la cobertura de la demanda.
En las decisiones de inversión se hace necesario compatibilizar la obtención de una rentabilidad que remunere adecuadamente los activos, haciendo posible su total
recuperación, con la exigibilidad permanente de garantizar el suministro, manteniendo unos márgenes de cobertura adecuados.
Si tenemos en cuenta la necesidad de incrementar
nuestra capacidad instalada en generación renovable, en
su mayor parte no gestionable, para cumplir con los
requerimientos medioambientales de la Directiva Europea
del 20-20-20 obligaría a su vez a incrementar la capacidad térmica convencional, de manera que se garantice el
suministro cuando estas energías renovables no estén disponibles, lo que se traduce en un número de horas de
funcionamiento que haría inviable económicamente la
recuperación de la inversión.
Estas circunstancias (caída de la demanda y baja rentabilidad de las inversiones) se han manifestado en el proceso inversor que afecta al parque de generación durante el
ejercicio 2009, de forma que las inversiones realizadas
durante 2009 en activos de generación han disminuido un
34 %, situándose en 2.850 millones de euros. Por el contrario las inversiones realizadas en ampliación y mantenimiento de las redes de distribución de han incrementado
en un 6,5% hasta alcanzar los 2.780 Millones de euros.
A pesar de que las cifras anteriormente comentadas,
en relación a las inversiones realizadas en activos de la
actividad de Generación durante 2009, pueden dar lugar
equívocos, es conveniente resaltar que el Sector Eléctrico
español sigue conservando el nivel de responsabilidad y
exigencia que siempre le ha caracterizado, manteniendo
In recent years the electricity generation market has
been influenced by a wide range of circumstances,
requiring the adoption of measures to guarantee the
future secure and stable functioning of the system,
thereby assuring electricity supply under the best price
and quality conditions. The current generation mix is
shaped by the need to meet a series of environmental
requirements related to emission reductions and the
growing role played by renewable energy in meeting
demand (by 2020 renewables may cover up to 50% of
total demand).
The financial crisis has made its presence felt in the
electricity sector, with a significant contraction in
demand which, at 2009 year end, fell to levels similar to
four years ago.
These circumstances are having an increasingly
significant direct impact on conventional thermal
generation (combined cycle plants, coal and fuel), which
is playing a gradually smaller role in meeting demand.
When making investment decisions, the objective of
achieving a return that appropriately remunerates assets
and enables investment to be recovered in full needs to
be balanced with the ongoing need to guarantee supply
with adequate margins.
If we consider the need to increase our renewable
generation installed capacity (the majority of which is
not manageable), to meet the environmental
requirements of the European 20-20-20 Directive,
conventional thermal capacity would need to be
increased to guarantee electricity supply when these
renewable energy sources are not available. This would
lead to levels of operating hours which would make
recovery of the investment economically unfeasible.
These circumstances (falling demand and low return
on investment) have had an impact on the investment
process, with a knock-on effect on generation facilities in
2009. Investment in generation assets during the year
were down 34%, totalling Euros 2,850 million.
Investment earmarked for the expansion and
maintenance of distribution networks, however, has
grown by 6.5%, reaching Euros 2,780 million.
178
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2 0 0 9
el índice de cobertura de la demanda e unos niveles que
han superado a lo largo del periodo analizado el nivel
mínimo de seguridad exigido (1,1) tal y como se pone de
manifiesto graficamente. (131)
Como resultado del fuerte incremento de la demanda,
el periodo 1996-2002 se produjo un descenso significativo del índice de cobertura o margen de reserva del sistema. Este índice, que representa el margen entre la capacidad instalada y la demanda punta prevista, se situó
entre los años 1999 y 2002 incluso por debajo de lo que
se considera su valor deseable: 1,1. A partir del año 2003
se aprecia una recuperación de dicho margen hasta
situarse en los dos últimos años en similares valores a los
que se dieron con anterioridad al año 1998.
En todo caso, las compañías eléctricas españolas asociadas en UNESA han destinado al proceso inversor durante
2009 una parte importante de los recursos generados por
sus propios negocios: el 61% de los flujos de caja brutos
generados (EBITDA) por las actividades eléctricas desarrolladas en España se ha dedicado fomentar el proceso inversor llevado acabo en sus actividades eléctricas.
Although the aforementioned figures for investment
in generation assets during 2009 may give rise to error,
it should be noted that the Spanish electricity sector has
remained as responsible and self-demanding as ever,
maintaining its demand coverage above the required
minimum security levels throughout the period analysed
(1.1), as shown in chart (131).
Due to the extensive growth in demand there was a
significant reduction in the coverage index or system
reserve margin. This index, which represents the margin
between installed capacity and forecast peak demand,
even reached levels below the desired figure of 1.1
between 1999 and 2002. 1,1. The margin began to
recover in 2003, and reached levels similar to before
1998 over the past two years.
In any case UNESA associate companies in Spain
earmarked a significant amount of the resources
generated by their business for investment purposes:
61% of gross cash flow (EBITDA) generated by electricity
activities in Spain was used for investment in electricity
activity.
9. LA CAPACIDAD FINANCIERA DE LA ACTIVIDAD ELÉCTRICA
NACIONAL
9. THE FINANCIAL CAPACITY OF DOMESTIC ELECTRICITY
ACTIVITY
Al margen de los efectos derivados de la política tarifaria aplicada desde la liberalización del sector en 1997,
las empresas eléctricas disponen de capacidad para recurrir a la financiación de sus inversiones a través de:
In addition to the impact of the tariff policy applied
since sector deregulation in 1997, Spanish electricity
companies can finance their investment through
• Recursos generados por la propia actividad
• Endeudamiento
• Resources generated by own activity
• Debt
60000
Potencia Disponible/Available capacity (MW)
Índice de Cobertura/Reserve Margin
50000
1.27
1.27
1.21
1.21
1.11
1.19
1.11
1.16
0.99
1.11
1.15
1.20
1.26
1.32
(131) Evolución del índice de cobertura, de la potencia disponible y de la punta máxima de demanda en España*
/Reserve margin, total available capacity and peak demand in Spain*
1.35
Punta de Demanda/Peak demand (MW)
1.25
2009
2008
2007
1999
2006
0.75
2005
0
2004
0.85
2003
10000
2002
0.95
2001
20000
2000
1.05
1998
30000
1997
1.15
1996
40000
(*) Indice teórico, basado en indisponibilidades medias, hidraulicidad seca y sin considerar la aportación de las importaciones, con puntas históricas reales./Theorical index, based on average
unavailability, dry hidraulicity, not considering import additions and considering actual historical peak demands.
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U N E S A
2 0 0 9
179
Informe eléctrico
/Electricity report
9.1. CASH-FLOW OPERATIVO Y CASH FLOW LIBRE
9.1. OPERATING CASH FLOW AND FREE CASH FLOW
Desde el año 1998, año en que se lleva a cabo la
implantación de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, hasta
2009, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA), como
variable más representativa del crecimiento económico
de la Actividad Eléctrica en España, ha reflejado un crecimiento anual, medido en tasa media acumulativa, del
4,9%. En el mismo periodo las inversiones realizadas por
el sector en activos materiales eléctricos en territorio
español aumentaron un 11,4% anual de media.
El Cash-Flow Libre representa los recursos líquidos
generados anualmente después de haber cumplido con
los compromisos tales como el pago de impuestos, el
pago de los gastos financieros y el reparto de los dividendos a los socios de las compañías. Tan sólo quedan reflejados los fondos que han supuesto entradas o salidas de
liquidez, para de esta forma obtener la verdadera disponibilidad líquida del periodo que podrá ser destinada al
proceso de inversión. Una vez hecha esta consideración,
resulta obvio que el déficit de tarifa producido anualmente y financiado por las compañías eléctricas deberá ser
excluido del cálculo a efectuar, como partida que no
supone entrada de tesorería hasta que no se haga realmente efectivo.
A los efectos prácticos de evaluar la importancia que
ha tenido la generación de recursos (flujos de caja libres)
de las actividades eléctricas nacionales durante la última
década, podemos aproximar que el 34,5% de las inversiones eléctricas llevadas a cabo en territorio español han
sido financiadas gracias a los flujos de caja generados por
la propia actividad. Un 48,5% del proceso inversor ha
sido posible gracias al recurso de la deuda y el resto de las
inversiones se han podido realizar gracias a las desinversiones de activos no estratégicos. (134)
De igual modo, a lo largo del ejercicio 2009 se ha venido produciendo una insuficiencia de ingresos (Déficit), en
torno a 4.300 millones de euros. Esta circunstancia ha
motivado que el flujo de caja libre estimado asociado a la
mencionada anualidad haya resultado positivo en tan sólo
14 millones de euros. Las empresas que desarrollan actividades eléctricas en España han tenido que financiar las
inversiones realizadas por valor de 5.630 millones de
euros mediante el incremento del endeudamiento financiero, que ha supuesto 2.600 millones de euros, así como
haciendo uso de los recursos generados por las ventas de
activos o participaciones financieras.
El análisis de los flujos de caja (EBITDA) generados por
la explotación de la Actividad Eléctrica Nacional en los
últimos ejercicios permite inferir algunas conclusiones
relativas al esfuerzo inversor acometido por las compañías del sector.
El porcentaje de fondos destinados al proceso inversor
(flujos de caja generados-EBITDA) ha ido aumentando
hasta alcanzar el 80,0% en el año 2008. Las circunstan-
From 1998 (when Electricity Sector Law 54/1997 was
implemented) to 2009 net operating profit (EBITDA),
the most representative economic growth variable for
the electricity sector in Spain, has risen at an
accumulated annual rate of 4.9%. Investment made by
the sector in electricity-related property, plant and
equipment in Spain increased at an average rate of
11.4% per year.
Free cash flow represents liquid resources generated
on an annual basis after deductions for commitments
such as tax payments, finance expenses and the
distribution of dividends to company shareholders. Only
funds which represent cash inflows or outflows are
reflected, thereby obtaining the true cash availability for
the period which can be used in the investment process.
In this light, it is obvious that the tariff deficit generated
each year and financed by electricity companies must be
excluded from the calculation, as it does not represent a
cash inflow until it is actually settled.
For the purposes of evaluating the importance of
domestic electricity activity with regard to resource
generation (free cash flow) over the past decade, we
have estimated that approximately 34.5% of electricity
investment in Spain has been financed through cash
flow generated by sector activity. 48.5% of investment
activity has been financed through debt, and the
remaining investment has been carried out through the
sale of non-strategic assets. (134)
2009 was a year of insufficient income (deficit)
which, at year end, totalled approximately Euros 4,300
million. This has meant that estimated free cash flow
associated with the aforementioned annual payment was
positive in an amount of only Euros 14 million.
Companies which carry out electricity activity in Spain
have had to finance investments of Euros 5,630 million
by increasing their financial debt (Euros 2,600 million),
as well as using resources generated through the sale of
assets or investments.
The analysis of cash flow (EBITDA) generated by
domestic electricity activity operations over recent years
has led to certain conclusions with regard to the levels
of investment undertaken by sector companies.
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5630
6570
5666
4896
4443
4131
3803
6950
(132) Desglose por actividades eléctricas de las inversiones en activos materiales en España. 2000-2009(E) (Mill. €)
/Electricity activity breakdown of tangible asset investments
2850
2780
2009(E)
2008 2610
4060
2007 2510
3320
2006 2346
2636
2005 2260
2620
2004 1823
2550
2003 1581
2227
2002 1576
4340
TOTAL Unesa
Generación + Comercializ./Generation + sale
80.4
80.6
70.7
68.8
73.6
66.8
60.3
61.1
(133) Inversión vs Cash-Flow Libre (Mill. €) - Inversión/EBITDA. Actividades Eléctricas en España (%)
/Investment vs Free Cash-Flow (mill. €) - Investment /EBITDA (%)
Inversión/Investment (Mill. €)
14
5630
2009(E)
331
6950
2008
2541
6570
2007
1702
5666
2006
-107
4896
2005
3112
4443
2004
1815
4131
2003
2002
3803
2232
Inversión/Cash-Flow/Free Cash-Flow (%)
Cash-Flow Libre/Free Cash-Flow (Mill. €)
(134) Fuentes de financiación de los activos eléctricos nacionales en los últimos 10 años (%)
/Sources of financing for domestic electricity activity over the past 10 years
Endeudamiento/Debt
Cash-Flow Libre/Free Cash-Flow
Otras/Other
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35
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Informe eléctrico
/Electricity report
cias financieras que han rodeado la evolución del año
2009 (déficit, caída de la demanda, reducción del CashFlow Libre) han dado lugar a que este porcentaje se haya
visto reducido hasta el 61%. Hay que tener en cuenta que
una vez deducidos los déficit de tarifas cuya recuperación
se realizará en los ejercicios posteriores, los fondos disponibles para la inversión supone tan sólo 14 millones de
euros. (135)
Los recursos de libre disposición (Cash-Flow Libre)
generados por el negocio eléctrico nacional en el año
2009 resultan inferiores a las inversiones realizadas en
5.616 millones de euros, por lo que las empresas tienen
que seguir apelando al recurso de la deuda para completar su financiación, así como a la venta de activos.
The percentage of funds earmarked for investment
(cash flow generated – EBITDA) rose to 80.0% in 2008.
The financial circumstances that characterised 2009
(deficit, the fall in demand, lower free cash flow) have
brought this percentage down to 61%. It is important to
consider that, following deduction of the tariff deficits
which will be recovered in subsequent years, the funds
available for investment only total Euros 14 million.
(135)
Freely available resources (free cash flow) generated
by domestic electricity activity in 2009 are Euros 5,616
million lower than the investment made during the year,
meaning that companies have to continue using debt
and selling their assets to supplement financing.
9.2. EVOLUCIÓN DEL ENDEUDAMIENTO Y TASA DE COSTE DE
FINANCIACIÓN
9.2. DEBT AND FINANCING COST RATES
La deuda financiera de las actividades eléctricas desarrolladas en España asciende a 31 de diciembre de 2009
a 42.100 millones de euros, lo que representa un incremento de 2.600 millones de euros, un 6,6% con respecto a los 39.500 millones de euros del ejercicio 2008.
(136) y (137)
Tanto los recursos propios como la deuda financiera
relativa a la Actividad Eléctrica Nacional han registrando
durante 2009 unos crecimientos similares con respecto a
los datos obtenidos en 2009, lo que ha dado lugar a que
el ratio e autonomía financiera, utilizado para observar la
evolución de la estructura de capitales, se mantenga en
el 71%.
De los 42.100 millones de euros que figuran registrados en los balances de las compañías a fin de 2009, casi
13.000 millones de euros (el 30,7%) han sido consecuencia de la obligada financiación del déficit de las actividades reguladas.
En cuanto a la composición de esta deuda por tipos de
instrumentos financieros, la variación más significativa se
produce en el epígrafe relativo a las obligaciones y bonos,
que aumenta en 3.590 millones de euros. Los pagarés
reflejan un incremento de 1.250 millones de euros, y la
cifra relativa a los préstamos y créditos recoge una disminución de 2.240 millones de euros. En términos porcentuales han sido las obligaciones y bonos el instrumento
que más peso ha ganado en la estructura financiera,
pasando de suponer un 31,7% en 2008 a un 38,2% de la
deuda eléctrica nacional a fin del año 2009. (138)
Por otra parte, se mantiene la tendencia observada el
año anterior respecto al mayor peso de la deuda a tipo
variable. A finales del año 2009 se produce un aumento
del endeudamiento financiero a tipo variable de 4.590
millones de euros y la deuda financiera a tipo fijo disminuye en 1.990 millones de euros, con lo que los porcentajes de asignación varían sustancialmente hasta situar la
deuda a tipo variable con una participación del 56,8%,
182
At 31 December 2009 the financial debt for
electricity activities carried out in Spain totalled Euros
42,100 million, up Euros 2,600 million (6.6%) on the
Euros 39,500 million recorded for 2008. (136) and
(137)
Both equity and financial debt related to domestic
electricity activity grew at a similar rate to the prior year,
meaning that the ratio and financial autonomy used to
observe the capital structure remained at 71%.
Of the Euros 42,100 million recognised in the
balance sheets of electricity companies at 2009 year
end, almost Euros 13,000 million (30.7%) reflect the
obligation to finance the deficit from regulated
activities.
The most significant variation in the composition of
this debt by type of financial instrument was seen in
bonds and securities, which rose by Euros 3,590 million.
Notes payable increased by Euros 1,250 million, while
loans and borrowings fell by Euros 2,240 million. In
percentage terms bonds and securities was the area with
the largest increase in weighting within the financing
structure, up from 31.7% of domestic electricity debt in
2008 to 38.2% at 2009 year end. (138)
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(135) Cálculo del Cash-Flow Libre de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill €)
/Calculation of Domestic Electricity Activity Free Cash-Flow
2009(E)
2008
EBITDA
9219
8642
- (Déficit tarifa + TREI) (*)/(Tariff deficit + self-constructed assets) (*)
-Margen financiero/Finance margin
-Impuesto de sociedades/Income tax
-Dividendo/Dividend
-4630
-1121
-1507
-1947
-3631
-1191
-1541
-1949
14
330
Inversión material/Investment in property, plant and equipment
5630
6950
Diferencial/Differential
-5616
-6619
Cash-flow libre/Free cash flow
(*) Deficit + TREI - Adjudicación subasta Ex ante. / Deficit + self-constructed assets - adjudication of ex-ante auction.
71%
29938
Ratio endeudamiento/Debt ratio
Recursos propios/Equity
Recursos ajenos/Borrowings
2008
*8684
39500
2009(E) *12906 42100
71%
28210
(136) Estructura de capitales en la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Capital structure for Domestic Electricity Activity
* Déficit tarifa que forma parte de la deuda electrica nacional.
/Tariff deficit within domestic electricity debt.
1716
29194
Extraordinarios
y Circulante
/Exceptionals &
working capital
Deuda 2009
/Debt 2009
E S PA Ñ O L A
D E
Déficit
/Deficit
Deuda 2008
/Debt 2008
8684
12906
Deficit
1507
1121
C. Financieros
/Financing costs
I. Sociedades
/Income tax
1947
Dividendo
/Dividend
4660
Inversiones
/Investment
4300
9219
Cash-Flow
30816
39500
42100
(137) Factores que definen la evolución de la deuda eléctrica nacional a lo largo de 2009 (Mill. €)
/Domestic Electricity debt drivers over 2009
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183
Informe eléctrico
/Electricity report
7,7 puntos porcentuales más que el año precedente.
(139)
Los importes reflejados no incluyen la deuda de las
empresas destinada a financiar las actividades internacionales y de diversificación. La deuda financiera total de los
Grupos eléctricos asociados en UNESA asciende a 31 de
diciembre de 2009 a 63.100 millones de euros.
Con respecto a la composición por divisas de la deuda
financiera de las actividades eléctricas nacionales, se mantiene la situación de absoluto predominio de la deuda
denominada en euros.
La tasa de coste de la deuda financiera imputada a la
Actividad Eléctrica Nacional en el ejercicio 2009 ha sido
de un 3,8%, ciento diez puntos básicos inferior a la tasa
del 4,9% registrada durante el ejercicio 2008.
Por lo que se refiere a la tasa de coste de la deuda total
de los grupos encabezados por las sociedades de UNESA,
ésta también se ha visto ligeramente reducida con respecto al ejercicio anterior, pasando de un 5,6% en el ejercicio 2008 a un 4,3% en el año 2009.
La deuda pública a largo plazo ha mantenido un cierto tono de estabilidad con tendencia a la baja a lo largo
del año 2009, lo que ha provocado una sensible bajada
de tipos (tipos medios anuales) hasta situarla en el 3,98
%, cuarenta puntos básicos menos que el tipo medio
anual correspondiente al año 2008.
El EURIBOR a un año ha caído de forma estrepitosa
durante el año 2009 hasta situar el tipo medio anual en el
1,61%, trescientos veintiún puntos básicos por debajo del
tipo medio relativo a 2009 que alcanzaba el 4,83%.
Ambos datos, tomados como tipos medios anuales de
referencia a largo y corto plazo, han seguido una tendencia bajista aunque dispar a lo largo del año 2009, lo que
ha provocado la natural caída de las tasas medias de coste
de la deuda del Sector Eléctrico español. (141)
The proportion of variable rate debt is similar in 2009
to prior years. At year end there was a Euros 4,590
million increase in variable rate financial debt, with fixed
rate financial debt falling by Euros 1,990 million.
Consequently, there was a significant variation in the
proportional weighting of each type of debt, with
variable rate debt accounting for 56.8%, a rise of 7.7
percentage points in 2008. (139)
The amounts reflected above do not include
corporate debt earmarked for financing international
and diversification activities. The total financial debt of
UNESA associate companies at 31 December 2009
stands at Euros 63,100 million.
All financing of domestic electricity activities has
been contracted in Euros.
The cost rate for financial debt attributable to
domestic electricity activity in 2009 was 3.8%, 110 basis
points higher than the rate of 4.9% recorded in 2008.
The cost of total debt contracted by the groups of
which UNESA companies are parents has fallen slightly
on the prior year, from 5.6% in 2008 to 4.3% in 2009.
Non-current public debt remained relatively stable,
falling slightly in 2009, which led to a significant fall in
average annual interest rates to 3.98%, 40 basis points
down on the average annual rate for 2008.
The 1-year Euribor plummeted during 2009, with the
average annual rate falling to 1.61%, 321 basis points
lower than the average annual rate of 4.38% in 2009.
These figures, taken as average annual rates of
reference in the long and short term, have decreased
(albeit unevenly) throughout 2009, leading to a natural
drop in the average rates for debt costs within the
Spanish electricity sector. (141)
10. RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN EN LA ACTIVIDAD
ELÉCTRICA NACIONAL
10. DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITY RETURN ON
INVESTMENT
El esfuerzo realizado a lo largo del periodo 1997-2009
considerado a partir de la liberalización del sector, tanto
en inversión como en renovación tecnológica y gestión
empresarial, desarrollado en un entorno de restricción
tarifaria y presión competitiva, ha repercutido negativamente sobre la rentabilidad de las actividades eléctricas
nacionales. La rentabilidad sobre activos (ROA) del conjunto de las actividades eléctricas desarrolladas en España
ha sido en 2009 del 5,5%, significativamente inferior al
6,8% que registraba el año previo a la entrada en vigor la
Ley 54/1997. (142)
Desde 1997, último ejercicio previo al inicio del proceso de liberalización del Sector, la rentabilidad de las
inversiones de la Actividad Eléctrica Nacional (medida
por el cociente entre el beneficio antes de intereses y
después de impuestos y el activo neto) ha venido evolu-
The work carried out in the 1997-2009 period (from
sector deregulation) with regard to investment,
technological renovation and business management, in a
climate of tariff restriction and competitive pressure, has
had a negative impact on the profitability of domestic
electricity activities. The return on assets (ROA) for all
electricity activities in Spain was 5.5% in 2009,
significantly lower than the 6.8% in the year prior to the
entry into force of Law 54/1997. (142)
Since 1997, the last year before the start of the
sector deregulation process, the return on investment
for domestic electricity activity (measured as the ratio
between profit before and after tax and the net asset)
has gradually fallen, standing at 5.0% in 2004. In 2005
and 2006, when the streamlining activity carried out
within the free trading activity area was particularly
184
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2 0 0 9
(138) Composición de la deuda financiera de la Actividad Eléctrica Nacional (Mill. €)
/Composition of Domestic Electricity Activity financial debt
2008
%
2009(E)
%
Obligaciones y bonos/Bonds and debentures
Préstamos y créditos/Loans and credit
Pagarés/Promissory notes
12510
22940
4050
31.7
58.1
10.3
16100
20700
5300
38.2
49.2
12.6
TOTAL
39500
100.0
42100
100.0
(139) Composición de la deuda financiera por tipos de interés (Mill. €)
/Composition of financial debt by interest rate type
2008
%
2009(E)
%
Deuda a tipo fijo/Fixed rate
Deuda a tipo variable/Floating rate
20190
19310
51.1
48.9
18200
23900
43.2
56.8
TOTAL
39500
100.0
42100
100.
63100
22600
21000
Deuda financiera correspondiente al resto de negocios
/Financial debt of all other businesses
Deuda fiannciera correspondiente a la Actividad Eléctrica Nacional
/Financial debt reflecting Domestic Electricity Activity
42100
* Déficit de tarifa que forma parte de la deuda eléctrica nacional
/Tariff deficit included in the domestic electricity debt
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2 0 0 9
3.98
3.77
1.61
2009(E)
4.37
4.83
2008
4.87
4.31
4.45
2007
4.48
3.44
2.33
3.89
4.12
3.39
3.79
Deuda a 10 años/10 year bond
Actividad Eléctrica Nacional/Domestic Electricity activity
Euribor 1 año/1 year Euribor
2005
4.10
4.29
2.27
2.33
2003
L A
2004
4.12
4.08
4.96
4.11
3.49
2002
5.12
4.98
4.09
2001
2000
4.78
4.96
5.53
(141) Tasa de coste de la Actividad Eléctrica Nacional y tipos de referencia (%)
/Domestic electricity debt cost rate and benchmark rates
2006
2009(E)
*12906
2008
*8684
62100
TOTAL
39500
(140) Evolución de la deuda financiera de las empresas de Unesa (Mill €)
/Net financial debt of Unesa companies
185
Informe eléctrico
/Electricity report
cionando a la baja hasta situarse en el 5,0% en el ejercicio 2004. Durante los años 2005 y 2006, ejercicio en el
que resulta particularmente significativo el proceso de
racionalización llevado a cabo en la actividad libre de
comercialización, parece invertirse el proceso a tenor de
los resultados obtenidos. La caída de los precios en el
mercado de producción define la negativa evolución de
la actividad de Generación durante 2007. Pero ha sido el
incremento de ingresos regulados en la actividad de Distribución lo que ha hecho posible que la rentabilidad
media de los activos de la Actividad Eléctrica en 2007
haya aumentado hasta situarse en el 5,7%. A pesar del
aumento del precio de la energía en el mercado de producción (Pool) durante 2008, el incremento, tanto del
coste de los combustibles como po r el de los derechos de
emisión de CO2, colaboró sensiblemente a que la rentabilidad de los activos (ROA) implicados en las actividades
eléctricas nacionales descendiéndose de nuevo hasta
situarse en el 5,2%.
El 2009 ha sido un año poco corriente, por la confluencia de variadas circunstancias de tipo legal, o incluso
derivadas de un entorno que, en plena crisis, se podría
definir como hostil.
A pesar de todo ello, la actividad de Generación conjuntamente expresada en este documento con la de
Comercialización de electricidad ha logrado dar un ligero
impulso al negocio en España.
De esta manera la rentabilidad sobre activos asociada
a la actividad de Generación y Comercialización se ha
situado en el 5,8%, cuatro décimas por encima de la conseguida en 2008. Todo ello, teniendo en cuenta además,
que se ha registrado como ingreso del ejercicio el déficit
de tarifas de 2009 y que la derogación del R.D.L 11/2007
ha logrado un efecto beneficioso para las cuentas de las
empresas generadoras.
La tasa de rentabilidad correspondiente a la actividad
de Distribución, que había caído casi un punto porcentual
en 2008, aumenta de nuevo en 2009, hasta alcanzar el
5% ayudada por un tipo impositivo efectivo que cae más
de siete puntos porcentuales. Si en 2008 las empresas se
veían afectadas por unas tasas impositivas elevadas, en
2009 cambian las circunstancias y los tipos descienden
colaborando a la consecución de mejores niveles de rentabilidad.
No obstante, estas cifras cobran toda su importancia
cuando las comparamos con el coste de la financiación
empleada (WACC), tanto de los capitales propios como
ajenos, para financiar los mencionados activos.
significant, the process seemed to be reversed in terms
of the results obtained. The decrease in prices within the
production market defined the negative trends in
generation activity during 2007, but it was the growth
in regulated income from distribution activity which
increased the average return on electricity activity assets
during that year, rising to 5.7%. Despite rising energy
prices in the generation or “pool” market in 2008, the
increase in fuel costs and the costs for CO2 emission
allowances have played a role in bringing domestic
electricity activity ROA down to 5.2%.
2009 was by no means an ordinary year, with a host
of different legal circumstances coming together, as well
as factors deriving from an environment which, in the
throes of crisis, can only be described as hostile.
Despite this, generation activity (which is expressed
in conjunction with sales activity in this report) has
provided a small impetus for business in Spain.
The return on assets for generation and sales activity
stood at 5.8%, 0.4 percentage points higher than in
2008. It is also important to consider that the 2009 tariff
deficit was recognised as income for the year, and that
the repeal of Royal Decree-Law 11/2007 also had a
positive impact on the income statements of generating
companies.
The return from distribution activity, which had
dropped by almost one percentage point in 2008,
increased to 5% in 2009, aided by an effective tax rate
which was down by more than seven percentage points.
In 2008 companies were affected by high tax rates, but
the tables were turned in 2009, with falling rates leading
to higher returns.
These figures are particularly important when
compared to the cost of financing (WACC) of the assets
in question, comprising both own resources and external
financing.
10.1. COSTE DEL CAPITAL (WACC)
10.1. COST OF CAPITAL (WACC)
El coste medio ponderado de los capitales, tanto propios como ajenos, que han dado cobertura a la financiación del activo total de las empresas del Sector Eléctrico
durante el último ejercicio 2009, se sitúa en el entorno
The weighted average cost of capital (own and
external) used to finance the total assets owned by
electricity sector companies in 2009 was approximately
5.6%. The decrease in the weighted average cost of
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del 5,6%. La reducción observada en el coste medio ponderado del capital (WACC) en 2008 y 2009, viene directamente influenciada por la caída de la capitalización bursátil de las compañías y por tanto por el menor peso del
coste del capital propio, así como por la caída de los tipos
de referencia.
Si analizamos la evolución de ambas magnitudes en
los últimos años, tan sólo durante el año 2003 la rentabilidad obtenida ha sido superior, y en un escaso margen
(+0,2%), al coste de los capitales necesarios para financiar
dichos activos. En el resto del periodo se ha producido
una destrucción de valor como consecuencia de la insuficiente tasa de rentabilidad obtenida, que no ha permitido
cubrir el coste de los capitales. (143)
capital (WACC) in 2008 and 2009 was directly
influenced by the fall in the stock market capitalisation
of sector companies, and therefore also by the reduction
in the weight of the costs of own capital and falling
benchmark rates.
Analysis of both figures over recent years shows that
the return obtained only exceeded the cost of the
capital required to finance assets in 2003, and even then
only by a small margin of 0.2%. Over the remainder of
the period there was a loss in value due to the
insufficient return obtained, meaning that the cost of
the capital required could not be covered. (143)
5.8
5.5
5.0
2009(E)
5.4
4.9
2008
5.2
5.8
5.7
2007
5.7
6.2
6.3
5.2
5.6
4.7
4.1
2004
5.6
5.5
2009(E)
5.2
2008
6.8
5.7
5.6
2007
6.7
7.4
WACC
ROA
2006
2005
2006
4.8
2003
3.3
5.1
2002
6.2
5.2
6.3
5.0
2004
2003
5.7
5.5
(143) Evolución ROA vs WACC (*) (%) en la Actividad Eléctrica Nacional
/ROA vs. WACC (*) of Domestic Electricity Activity
Generación + Comercialización/Generation + sales
Actividad Eléctrica Nacional/Domestic Electricity Activity
2005
5.6
5.0
6.3
5.0
2001
5.7
6.6
6.0
6.6
5.9
5.7
5.1
2000
5.4
6.6
4.5
1999
5.7
5.0
1998
6.2
7.0
(142) Rentabilidad sobre activos de la Actividad Eléctrica Nacional (ROA) (%)
/Return on assets (ROA) of Domestic Electricity Activity
(*) Prima de riesgo del mercado igual a 5,53%, media de una muestra de países europeos y elaborada por CNE a partir de Dimson, Marsh y Staunton "Global Investment Returns Yearbook".
Coeficiente Beta estimado a partir de las rentabilidades diarias de IBEX-35 y de las tres empresas eléctricas cotizadas con un horizonte temporal de tres años (2006-2009).
/Market risk premium equal to 5.53%, average of a sample of European countries prepared by the National Energy Commission based on the Dimson, Marsh and Staunton Global Investment Returns
Yearbook. Beta ratio has been estimated based on the daily IBEX-35 returns and those of the three listed electricity companies, over a three-year period (2006-2009).
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187
Informe eléctrico
/Electricity report
11. INFORMACIÓN BURSÁTIL
11. STOCK EXCHANGE INFORMATION
Tras un pésimo 2008, el efecto de las políticas fiscales
y monetarias expansivas y la mejora de las expectativas
sobre la situación económica se tradujeron en una subida
de los índices de todos los mercados bursátiles incluido el
español.
El IBEX-35 ha registrado un aumento del 26% en el
conjunto del año y del 54% desde los mínimos registrados en el mes de marzo.
Por su parte, el Sector Eléctrico se ha visto perjudicado
por los efectos de la crisis sobre la demanda eléctrica y
sobre los precios de la electricidad, que han lastrado las
expectativas de crecimiento de beneficios de las empresas
eléctricas de todos los países, incluido España.
El índice de utilities ya refleja ese peor comportamiento con respecto al índice general, pero es aún más apreciable en el caso del índice preparado para el Sector Eléctrico español. La razón de esta mayor bajada está en la
composición de los respectivos índices. Mientras que el
índice de utilities incluye algunas empresas puramente
reguladas, que se ven menos afectadas por los efectos
señalados de precio y volumen, el índice de las empresas
cotizadas del Sector Eléctrico español, compuesto por
Iberdrola, Endesa y Gas Natural, que además de en actividades reguladas participan en mercados plenamente
liberalizados, recoge plenamente los efectos de menores
precios y menores ventas. (144)
Las perspectivas a comienzos del año 2010 son bastante pesimistas. La progresiva retirada de las medidas de
liquidez expansiva y la necesidad de iniciar la puesta en
marcha de programas de consolidación fiscal está repercutiendo negativamente sobre las bolsas.
En el caso de España, las dudas sobre la capacidad del
país para hacer frente a sus necesidades financieras están
afectando al mercado bursátil de manera particular, anulando la ventaja que el IBEX-35 había adquirido con respecto a los otros índices presentados.
Finalmente, por lo que se refiere a las empresas eléctricas europeas, aunque la demanda comienza a estabilizarse, los márgenes de reserva de la potencia instalada de
la mayoría de los países no permiten pronosticar un alza
sostenida de precios, por lo que las expectativas que reflejan las cotizaciones del mercado siguen sin impulsar una
subida de las mismas.
Following an abysmal 2008, the impact of expansive
fiscal and monetary policies and an improved economic
outlook led to an increase in the indices of all the
world’s stock exchange, and Spain was no different.
The IBEX-35 rose by 26% throughout the year, and
was up 54% on the minimums seen in March.
The electricity sector was hit by the impact of the
crisis on electricity demand and prices, hindering profit
growth for electricity companies around the world,
including Spain.
The utilities index reflects this poor performance of
the general index, but the decline is even more
noticeable in the index prepared by the Spanish
electricity sector. The reason for this greater decrease
lies in the composition of the respective indices. While
the utilities index includes certain fully regulated
companies, which are less affected by the abovementioned price and volume impact, the index of listed
Spanish electricity companies (comprising Iberdrola,
Endesa and Gas Natural which, in addition to regulated
activities, are also involved in deregulated markets)
includes the full impact of the drop in prices and sales.
(144)
At the start of 2010 the outlook is rather bleak, with
the gradual withdrawal of expansive liquidity measures
and the need to begin to implement tax consolidation
programmes having a negative impact on the stock
exchanges.
Doubts concerning Spain’s capacity to cover its
financial requirements have had a particular effect on
the stock exchange, wiping out the advantage that the
IBEX 35 had acquired over other indexes.
On a final note, with regard to European electricity
companies, although demand is starting to stabilise, the
reserve margin for installed capacity in the majority of
countries means that a sustained price increase cannot
be forecast. Consequently, the expectations as reflected
in market quotations are for prices to continue without
an increase.
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(144) Evolución del precio de la acción de empresas eléctricas españolas y su comparación con el IBEX 35 y utilities europeas en el 2009
(Índice base 100 = enero 2009)
/Share price of spanish electricity companies, and comparison with the IBEX 35 and european utilities in 2009
(100 base index = january 2009)
130
120
110
100
90
80
70
60
31/12/2009
04/12/2009
05/11/2009
09/10/2009
11/09/2009
14/08/2009
17/07/2009
19/06/2009
22/05/2009
24/04/2009
27/03/2009
27/02/2009
02/01/2009
30/01/2009
50
Índice IBEX/IBEX index 2009
European índices/Indice Utilities Europeas (Stoxx) 2009
Índice sector/Sector index 2009
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MEMORIA DE ACTIVIDADES / ACTIVITIES REVIEW
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El desarrollo normativo y el inicio de la implantación de la
última fase del proceso de liberalización, con la desaparición
de las tarifas integrales de baja tensión y la creación de la
n u e v a Ta r i f a d e Ú l t i m o R e c u r s o , a s í c o m o l o s t r a b a j o s e n a r a s
de alcanzar la solución definitiva al déficit de tarifa y su
titulización y las aportaciones a la Estrategia Energética
2 0 2 0 , h a n s i d o , e n t r e o t r a s , a c t i v i d a de s d e s t a c a d a s e n t r e l a s
realizadas por UNESA a lo largo del Ejercicio 2009. / UNESA
activities in 2009 included regulatory developments,
implementation of the last stage in the deregulation process
(suppressing integral low-voltage tariffs and creating the
new last resort tariff), work to reach a definitive solution to
the tariff deficit and its securitisation and contributions to
t h e 2 0 2 0 E n e r g y S t r a t e gy.
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191
MEMORIA DE ACTIVIDADES
/
ACTIVITIES REVIEW
192
INTRODUCCIÓN
INTRODUCTION
193
REGULACIÓN
REGULATION
199
ECONOMY AND FINANCE
209
ENERGY RESOURCES, THE ENVIRONMENT AND INDICATIVE PLANNING
221
NUCLEAR
NUCLEAR
239
STANDARDISATION AND RESEARCH
249
ASESORÍA JURÍDICA
LEGAL ADVISORY DEPARTMENT
257
RELACIONES LABORALES, RECURSOS HUMANOS Y RESPONSABILIDAD SOCIAL/SOSTENIBILIDAD
LABOUR RELATIONS, HUMAN RESOURCES AND CORPORATE SOCIAL RESPONSIBILITY/SUSTAINABILITY
261
OCCUPATIONAL RISKS PREVENTION: MEDICINE AND SAFETY
265
DOCUMENTACION, PUBLICACIONES Y COMUNICACIÓN
DOCUMENTATION, PUBLICATIONS AND COMMUNICATION
275
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/Activities review
El desarrollo normativo y el inicio de la implantación de
la última fase del proceso de liberalización, con la desaparición de las tarifas integrales de baja tensión y la creación
de la nueva Tarifa de Último Recurso; los trabajos en aras
de alcanzar la solución definitiva al déficit de tarifa y su
titulización; las aportaciones a la Estrategia Energética
2020, diseñada por las nuevas normas comunitarias, y los
estudios y análisis sobre el cambio climático y las políticas
medioambientales han sido, entre otras, actividades destacadas entre las realizadas por UNESA a lo largo del Ejercicio 2009.
Y así, tras los cambios introducidos en 2008, a partir
del 1 de julio de 2009 se inició lo que puede considerarse como la última fase de la liberalización, con la desaparición de las tarifas integrales de baja tensión y la implantación de la tarifa de último recurso, a partir del 1 de julio
de 2009. La puesta en marcha de esta nueva regulación
ha centrado en gran medida el trabajo desarrollado
durante el Ejercicio por el área de Regulación, en la medida que ha sido necesario elaborar diversas propuestas
sobre su proceso de implantación, su metodología de cálculo y el procedimiento de revisión periódica de la
misma. El trabajo realizado a priori, se ha complementado con los trabajos derivados de la tramitación de diversas normas en relación con esta nueva tarifa y con el procedimiento de la facturación mensual.
Junto a este amplio campo de trabajo, se prestó atención a otro de los asuntos relevantes también en el campo
regulatorio. Pero la implementación de estas nuevas normas ponía asimismo de manifiesto la necesidad urgente
de alcanzar una solución estable al déficit tarifario, como
consecuencia de la insuficiencia de las medidas adoptadas
hasta entonces. En este sentido, UNESA ha trabajado en
aras de facilitar su desarrollo normativo, necesario para la
cesión efectiva de los derechos de cobro asociados al déficit tarifario al Fondo de Titulización creado por el Real
Decreto 6/2009. Se han hecho llegar a la Administración
propuestas de regulación de este proceso, así como alegaciones al borrador de Real Decreto que la propia Administración presentó, estableciendo el precio y condiciones
de cesión de los derechos de cobro al Fondo de Titulización, desarrollando las características de sus activos y
pasivos y las competencias de la Comisión Interministerial
que se encargará de velar por la correcta ejecución de las
tareas de gestión del dicho Fondo.
Por otro lado, y dentro de las actividades desarrolladas
en el seno de EURELECTRIC, UNESA ha tenido una participación muy activa en los trabajos derivados de las nue-
194
Regulatory developments and the last stage of the
deregulation process, with low-voltage integral tariffs
disappearing and creation of the new last resort tariff;
work on finding a definitive solution to the tariff deficit
and its securitisation; contributions to the EU 2020
Strategy for Energy; studies and analyses in the field of
climate change... These are just a few of the most
significant activities carried out by UNESA in 2009.
Following the changes introduced in 2008, on 1 July
2009 we moved into what can be considered as the final
stage of the deregulation process, with the suppression
of low-voltage integral tariffs and introduction of the last
resort tariff. This new regulation has been the main
focus of work by the Regulation department, which was
required to prepare various proposals with regard to the
implementation process, calculation methods and
procedure for regular review. In addition to our work in
this area, numerous activities have also been undertaken
relating to regulations concerning this new tariff and the
monthly billing procedure.
Together with this major area of work, other
important regulatory issues were also addressed.
However, implementation of these new rules highlighted
the pressing need to find a solution to the tariff deficit
issue, as measures adopted in the past have not sufficed.
UNESA has worked hard to facilitate the regulatory
development required to effectively transfer collection
rights associated with the tariff deficit to the
Securitisation Fund created by Royal Decree 6/2009. The
government has received proposals on the regulation of
this process, as well as observations on the draft Royal
Decree it had presented. This draft Decree set forth the
pricing and conditions for transferring collection rights
to the Securitisation Fund, defining assets and liabilities
and the powers of the inter-ministerial commission
which will be responsible for ensuring the fund is
properly run.
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Introducción
/Introduction
vas Directivas europeas, sobre Estrategia Energética en el
horizonte 2020. Expertos de todas las áreas de la Asociación han colaborado en esta tarea, que se ha plasmado,
entre otros, en la elaboración por consenso entre toda la
industria eléctrica comunitaria de un documento con
trece puntos, entre los que se destaca su compromiso con
los objetivos de seguridad en el suministro, la contribución a la mejora de la competitividad de la economía y el
desarrollo de políticas tendentes a la limitación de las
emisiones de CO2.
El cambio climático y las políticas medioambientales a
seguir han sido otro aspecto en torno al que se han polarizado las actividades de UNESA. Entre otras actuaciones,
representantes de nuestra Asociación asistieron como
observadores a las reuniones de la Convención que tuvieron lugar en Bonn, Barcelona y, finalmente, a la Cumbre
de Copenhague.
Pero esta área también ha continuado trabajando en
las diversas medidas de la Unión Europea sobre el compromiso unilateral de reducir sus emisiones de gases de
efecto invernadero en el año 2020 y la definición de los
aspectos que marcarán un cambio de rumbo en el comercio de derechos de emisión a partir de 2013, entre otros
temas.
Por otro lado, en el ámbito internacional, desde la Asociación se coordinan las actividades de carácter sectorial
desarrolladas por los representantes de las empresas eléctricas y UNESA en los Organismos Internacionales de
mayor prestigio en el negocio eléctrico, distribuyendo la
información de mayor interés, de forma actualizada y con
carácter sistemático, como EURELECTRIC, la Comisión
Europea, Business Europe, CIER, CESLA, CIGRE, CIRED, etc.
En este sentido, en el continente europeo nuestra Asociación sigue estrechamente el tratamiento de todas las
cuestiones energéticas promovidas desde las Instituciones, como es el caso de la Comisión y el Parlamento Europeo, la Agencia Internacional de la Energía, el Comité
Económico y Social Europeo, etc. Puede tenerse en cuenta, por ejemplo, la participación en el Comité Económico
y Social Europeo, desde donde la representación de
UNESA presta una atención especial a las dos Secciones
de Transporte y Energía y de Mercado Interior. Este año se
ha participado activamente en la preparación de los Dictámenes TEN/372 “Hacia una red energética segura, sostenible y competitiva (Libro Verde)”, TEN/394 “Informe
sobre la evolución de las energías renovables (Comunicación)” y TEN/401 “Fomento del empleo ecológico sostenible en relación con el paquete de medidas de la UE
sobre la energía y el cambio climático”.
También dentro de este capítulo de actividades internacionales, deben mencionarse las realizadas en los distintos organismos y grupos de trabajo que se integran en
la Agencia Internacional de la Energía. Entre otras actividades, UNESA ha proseguido sus trabajos dentro de la
Asociación Europea para el Uso de Subproductos de las
As part of the activities carried out within
EURELECTRIC, UNESA has been closely involved in work
on the new European directives concerning Energy
Strategy for 2020. Experts from all the Association’s
departments have collaborated on this task, which
included the preparation of a 13-point document agreed
upon by the entire energy industry. The most significant
points dealt with by this document are the industry’s
commitment to supply security, making the economy
more competitive and the development of policies to
limit CO2 emissions.
Climate change and environmental policies have
been another core area of activity for UNESA in 2009. As
part of the initiatives carried out in this field,
representatives from our Association attended the
Convention meetings held in Bonn and Barcelona, as
well as the Climate Change Summit in Copenhagen.
We have also continued working on the measures
that form part of the European Union’s unilateral
commitment to reduce greenhouse gas emissions by
2020, as well as defining the aspects that will mark a
new path for emissions trading from 2013 onwards.
At international level, the Association coordinates the
sector-based activities carried out by representatives of
electricity companies and UNESA within the most
prestigious international electricity organisations,
distributing important information of interest in an upto-date and systematic manner. These organisations
include EURELECTRIC, the European Commission,
Business Europe, CIER, CESLA, CIGRE, CIRED, etc.
In Europe our association closely monitors the
treatment of all energy issues promoted by the EU
institutions, such as the European Parliament and
Commission, the International Energy Agency, the
European Economic and Social Committee, etc. UNESA
is involved in the European Economic and Social
Committee, through which it pays particular attention
to the Transport and Energy and Internal Market areas.
During the year the Association played an active role in
the preparation of the following EESC opinions: TEN/372
“Towards a secure, sustainable and competitive
European energy network” (green paper); TEN/394 “The
Renewable Energy Progress Report (Communication)”;
and TEN/401 “Promoting sustainable green jobs for the
EU energy and climate change package”.
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195
/Activities review
Centrales Térmicas de Carbón (ECOBA), que está orientada a promover y eliminar barreras para el uso de los subproductos de las centrales térmicas de carbón. Dentro de
esta organización, UNESA forma parte, además, del Comité de Medio Ambiente.
Igualmente, junto a la Administración española UNESA
participó en el Comité Ejecutivo de “Clean Coal Centre”,
que facilita sus servicios a los miembros en forma de
Informes y Revisiones sobre asuntos importantes relacionados con la producción, transporte y uso del carbón de
forma sostenible.
UNESA ha seguido colaborando estrechamente con su
homóloga portuguesa ELECPOR, una alianza que durante
2009 se amplió a Unión de la Electricidad Italiana (UNEI).
Entre otras actividades, el 7 de octubre, tuvo lugar por
primera vez en Madrid, la III Jornada conjunta, bajo el
título: “Necesidades técnico-económicas para el desarrollo de un mercado ibérico sostenible en el 2020” cuyo
principal objetivo fue analizar el funcionamiento del mercado ibérico así como facilitar un intercambio de opiniones sobre cuáles son los retos de orden económico y técnico de cara al 2020, teniendo en cuenta el punto de vista
de la competitividad y la sostenibilidad.
Por otro lado, tomando como base de actuación nuestra Delegación en Buenos Aires, como en Ejercicios anteriores UNESA ha desplegado una importante actividad en
los países de Latinoamérica.
Cabe destacar, que este año se ha celebrado por primera vez en España, la Reunión Anual de Altos Ejecutivos
de la CIER, que tuvo lugar del 10 al 12 de noviembre en
Madrid, bajo el lema “Foro Iberoamericano sobre Seguridad de Suministro, Crecimiento Sostenible e Integración
Regional” con el objetivo de crear un punto de encuentro
internacional para el debate y el intercambio de experiencias.
El mismo día 10 tuvo lugar en la sede de UNESA, una
Jornada de trabajo sobre Medioambiente, donde se abordaron entre otros temas, la normativa medioambiental, el
proyecto de Benchmarking de CIER sobre indicadores del
Impacto Medioambiental, etc.
UNESA trabaja también conjuntamente con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que integra
a representantes gubernamentales de doce países de Sudamérica, siete del Caribe y seis de Centroamérica, además
de México. Este organismo centra sus actividades en el
impulso de esfuerzos comunes entre las 26 naciones que
lo componen, para trabajar especialmente en cuanto se
refiere a la integración energética nacional, al desarrollo
sostenible y la seguridad energética.
Dentro de este marco de relaciones, UNESA participó
en el II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Eficiencia Energética, así como en el IV Foro de Integración
Energética Regional FIER 2009, ya que ambos se celebraron del 27 al 29 de octubre en la ciudad de La Habana
(Cuba).
UNESA’s international activities also include those
carried out through the different working groups and
organisations that form part of the International Energy
Agency. We have continued to work within the European
Coal Combustion Products Association (ECOBA), which
focuses on promoting and eliminating barriers to the use
of by-products from coal-fired power stations. UNESA
also sits on the Environment Committee within this
organisation.
In conjunction with the Spanish government, UNESA
was involved in the executive committee of the “Clean
Coal Centre”, which provides its members with reports
and reviews on important issues related to the
sustainable production, transportation and use of coal.
We have continued to collaborate closely with our
Portuguese counterpart ELECPOR, and in 2009 the
Italian Electricity Association (UNEI) also joined this
alliance, with activities including the third joint
conference held in Madrid on 7 October. Entitled
“Technical and economic requirements for the
development of a sustainable Iberian market by 2020”,
the main objective of the event was to analyse market
operations in Spain and Portugal, as well as to provide a
forum to exchange opinions on the main economic and
technical challenges from now to 2020, from the
perspective of competitiveness and sustainability.
As in previous years, UNESA has carried out major
activity in Latin America, using our delegation in Buenos
Aires as a base.
This year was the first time Spain hosted the Annual
Meeting of CIER Senior Executives, which took place in
Madrid from 10-12 November under the title “IberoAmerican Forum on Supply Security, Sustainable Growth
and Regional Integration”. The aim of the event was to
create an international meeting-point for debate and the
exchange of experiences.
On 10 November the UNESA headquarters also
hosted a working conference on the environment,
discussing a wide range of issues including, inter alia,
environmental regulations and the CIER benchmarking
process on environmental impact indicators.
UNESA works in conjunction with the Latin American
Energy Organisation (OLADE), which comprises the
representatives of twelve countries in South America,
seven from the Caribbean and six from Central America,
as well as Mexico. This organisation centres its activities
on promoting shared initiatives among its 26 member
nations, with a particular focus on national energy
integration, sustainable development and secure energy.
Continuing with its international activity, UNESA also
took part in the Second Latin American and Caribbean
Seminar for Energy Efficiency and the Fourth Forum on
Regional Energy Integration (FIER 2009), both of which
were held from 27 to 29 October in La Habana, Cuba.
UNESA has continued to collaborate with the COGE
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Introducción
/Introduction
En cuanto a la colaboración que mantiene UNESA con
la Fundación COGE (Brasil), señalar que este año, como
ya viene siendo tradicional, a lo largo del mes de mayo,
UNESA recibió a los premiados de la Fundación COGE. Se
celebró una reunión en la que ellos expusieron sus proyectos ganadores, mientras que por parte de UNESA, se
celebraron una serie de temas por los que previamente
habían mostrado interés, como el funcionamiento de la
Universidad Corporativa de Unión Fenosa, temas de
medio ambiente y cambio climático así como la situación
actual de la responsabilidad social corporativa.
Foundation in Brazil and, as in prior years, in May 2009
the Association played host to the winners of the
Foundation’s annual awards. A meeting was held where
the winning projects were presented, and UNESA took
the opportunity to discuss a series of initiatives in which
interest had been expressed in the past, such as the
functioning of the Unión Fenosa Corporate University,
environmental and climate change issues and the
current situation of corporate social responsibility within
the sector.
PRESENCIA INSTITUCIONAL
INSTITUTIONAL PRESENCE
En el orden institucional la actividad asociativa se ha
centrado principalmente en las relaciones institucionales
con los Ministerios de Economía y Hacienda y de Industria, Turismo y Comercio, la CNE y sus Consejos Consultivos de Electricidad y de Hidrocarburos, el Consejo de
Seguridad Nuclear, el Consejo Nacional del Agua, el Consejo Nacional del Clima, la Oficina Española de Cambio
Climático, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de
la Energía (IDAE), el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) y el Centro Español de Metrología.
También en el ámbito institucional público, directamente relacionado con la Energía, UNESA colabora con el
OMEL y el Operador del sistema eléctrico; en este sentido, la Asociación forma parte del Comité de Agentes del
Mercado y del Comité Técnico de seguimiento de la Operación del Sistema Ibérico.
Estas relaciones institucionales se han extendido también a las instituciones parlamentarias, con cuyos representantes se ha colaborado en diversas ocasiones, así
como a los organismos autonómicos y de la Administración Local.
Por otro lado, en el campo económico y laboral
UNESA está presente en el Consejo Económico y Social,
el Consejo General del Instituto de Seguridad e Higiene
en el Trabajo, el Consejo General de la Formación, la
Comisión Nacional de Elecciones, el Servicio de Mediación Arbitraje y Concilia ción y la Comisión Consultiva
Nacional de Convenios Colectivos del Ministerio de Trabajo e Inmigración.
En el ámbito de las instituciones privadas, UNESA colabora estrechamente con la CEOE y CEIM, además de participar en las actividades de AENOR, la Asociación Española de Contabilidad y Administración de Empresas
(AECA), Red Eléctrica de España, la Empresa Nacional de
Residuos Radiactivos (ENRESA) y la Compañía Operadora
del Mercado, así como, con otras asociaciones e instituciones relacionadas con la energía. También forma parte
de foros especializados, como el Club Español de la Energía (Enerclub), el Club Español de Medio Ambiente y el
Club de la Industria, Tecnología y Minería.
The association’s activity in the institutional area
mainly focused on relations with the Ministries of
Economy and Finance and Industry, Tourism and Trade,
the NEC and its Hydrocarbon and Electricity Advisory
Boards, the Nuclear Security Council, the National Water
Board, the National Climate Board, the Spanish Office of
Climate Change, the Institute for Energy Diversification
and Saving (IDAE), the Research Centre for Energy,
Environment and Technology (CIEMAT) and the Spanish
Centre of Metrology.
In the public institutional field, directly related with
energy, UNESA also collaborates with OMEL and the
electricity system operator, and the Association forms
part of the Market Agents and Technical Committees for
the monitoring of Spanish and Portuguese system
operations.
These institutional relations have also been extended
to parliamentary institutions, and UNESA has
collaborated with representatives from these institutions
on various occasions, as well as with autonomous
organisations and local government.
In the economic and labour area UNESA sits on the
Economic & Social Council, the General Council of the
Occupational Health and Safety Institute, the General
Council of Vocational Education and Training, the
National Elections Committee, the Mediation,
Arbitration and Reconciliation Service and the National
Consulting Committee on Collective Bargaining
Agreements of the Ministry of Labour and Immigration.
UNESA collaborates closely with private institutions
such as the Spanish Confederation of Employers and
Industries (CEOE) and the Madrid Confederation of
Employers and Industries (CEIM), in addition to
participating in the activities of AENOR, the Spanish
Association of Accounting and Business Administration
(AECA), the Spanish Electricity Network (REE), the
Spanish national company for radioactive waste
(ENRESA) and OMEL. The Association also participates in
specialised forums such as the Spanish Energy Club
(Enerclub) the Industry, Technology and Mining Club
(Club ITM) and Environment Club (CEMA).
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/Activities review
Además, el Presidente de UNESA desempeña una de las
Vicepresidencias de la CEOE, de cuya Junta Directiva y
Comité Ejecutivo la Asociación es miembro desde su creación. En aspectos de carácter más específico, la Asociación
colabora también en las tareas desarrolladas, entre otras,
por las Comisiones de Energía, Industria, Medio Ambiente,
Innovación Tecnológica, Relaciones Laborales, Fiscal, Internacional y Unión Europea, así como en la Comisión de
Relaciones con las Instituciones y Preside la Comisión de
Asuntos Jurídicos y Regulatorios.
Asimismo, UNESA participa en la Junta Directiva de
CEIM, institución en la que la representación de UNESA
desempeña una de las Vicepresidencias, así como la Presidencia de su Comisión de Energía.
The chairman of UNESA is also one of the vice chairs
of the CEOE, having been a member of the
management and steering committees since its creation.
More specifically, the Association also collaborates in the
activity carried out by, inter alia, the Energy, Industry,
Environment, Technological Innovation, Labour
Relations, Tax, International and European Union
Commissions, as well as the Institutional Relations
Committee. UNESA also chairs the Committee for Legal
and Regulatory Affairs.
The Association sits on the board of directors of the
CEIM (in which the UNESA representative is a vice
chair), and also chairs the Energy Commission of this
Confederation.
AUDITORIA DE LAS ACTUACIONES DE UNESA
AUDIT OF UNESA ACTIVITY
El conjunto de las actividades de UNESA, tanto de
orden interno como en relación con terceros, han sido
objeto, con fecha 30 de diciembre de 2009, de un análisis-auditoría desde la perspectiva de los mandatos del
Derecho de la Competencia, por un equipo de expertos
del bufete Garrigues, quienes entre otras cosas, han mantenido una serie de reuniones de trabajo, seguidas por la
recogida y análisis de abundante documentación –en particular, todas las actas de los grupos de trabajo y equipos
seleccionados– y otra serie de reuniones para aclarar
diversas cuestiones surgidas tras la lectura del material.
En su conclusión final el dictamen de esta auditoría
establece que:
“La Auditoría ha permitido confirmar que UNESA mantiene su actividad estrictamente sujeta a sus dos grandes ejes
de actividad: la prestación de servicios a las empresas que
forman la Asociación y la tarea de representación institucional del sector. Se ha descartado, en especial, que la Asociación como tal actúe como vehículo de coordinación en cuestiones de mercado, o cauce de información sensible entre
operadores independientes. Por el contrario, la presencia en
los diversos foros energéticos, las actividades propias de la
representación institucional y las tareas de análisis y estudio
de las cuestiones fundamentales de la industria eléctrica se
mantienen como las únicas actividades que, en cumplimiento de sus competencias, desarrolla UNESA, en ejercicio de un
derecho de asociación reconocido en la Constitución y demás
textos legales.
La revisión de la documentación examinada no ha revelado tampoco la existencia de iniciativa alguna, incidental a
las tareas principales de la Asociación, susceptible de merecer reproche desde la perspectiva del Derecho de la Competencia”.
On 30 December 2009 UNESA's internal activities,
and relations with third parties, were subject to analysis
and audit by a team of experts from Garrigues, to
ensure compliance with competition law. The work
included a number of meetings, followed by compilation
and analysis of extensive documentation (particularly all
the minutes to the meetings of the working groups and
teams selected) and further meetings to clarify issues
arising from the material reviewed.
198
The report issued on the above-mentioned audit
concludes by stating:
“This audit has confirmed that UNESA carries out its
activity in strict compliance with its two main areas of
activity: rendering services to the companies that form part
of the Association and institutional representation of the
sector. In particular, the Association does not act as a
vehicle for coordinating on market issues or as a channel
for the flow of sensitive information between independent
operators. To the contrary, the Association’s presence in
various energy forums, its activities as an institutional
representative for the sector and its analysis and study of
the fundamental issues within the electricity industry are
the only activities carried out by UNESA, in accordance
with its duties, by exercising the right to association
extended by the Spanish Constitution and other relevant
legislation.
Our review of the documentation examined has not
revealed any initiative, inherent in the principal activities of
the Association, which may be subject to reproach with
regard to Competition Law.”
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REGULACIÓN / REGULATION
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200
1. TARIFAS ELÉCTRICAS
201
2. DESAPARICIÓN DE LAS TARIFAS INTEGRALES Y LA NUEVA TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO
2. SUPPRESSION OF INTEGRAL TARIFFS AND THE NEW LAST RESORT TARIFF
201
3. EL “BONO SOCIAL”
3. THE “SOCIAL TARIFF”
202
4. INFORMACIÓN PARA LA ELABORACIÓN DE LAS TARIFAS
4. INFORMATION FOR PREPARING TARIFFS
202
5. FACTURACIÓN MENSUAL
5. MONTHLY BILLING
203
6. CONTRATACIÓN Y GESTIÓN DE RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL
6. CONTRACTING AND MANAGEMENT OF ADDITIONAL RESERVE CAPACITY
203
7. SEGUIMIENTO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Y DEL MERCADO
7. MONITORING OF SYSTEM AND MARKET OPERATIONS
203
8. DISTRIBUCIÓN
8. DISTRIBUTION
203
9. REGISTRO SECTORIAL DE MOROSIDAD
9. SECTOR-BASED ARREARS REGISTER
205
10. NORMAS INFORMADAS
10. REPORTED REGULATIONS
205
11. ACTIVIDAD INTERNACIONAL
11. INTERNATIONAL ACTIVITY
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/Regulation
Regulación
REGULACIÓN / REGULATION
El área de Regulación de UNESA ha desarrollado sus
trabajos en el año 2009, al igual que años anteriores, centrados en el seguimiento y análisis de la normativa que
regula las actividades del sector eléctrico.
As in prior years, the work carried out by UNESA’s
Regulation department in 2009 was focused on
monitoring and analysing the legislation governing
activity within the electricity sector.
1. TARIFAS ELÉCTRICAS
Como es preceptivo, a finales de 2008 se aprobó la
Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se
revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de
2009, que se complementó a mitad de año con la Orden
ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la que se revisan los
peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de Régimen
Especial. Estas normas influyen de manera determinante
en la fijación de los ingresos del sector, por lo que su tramitación centra la actividad del área de Regulación desde
finales de 2008 hasta los primeros días de 2010.
Como consecuencia de los cambios en el sistema tarifario el grupo de trabajo de estructura de tarifas centró
sus actividades, en la primera parte del año, en los estudios dirigidos a determinar las tarifas de acceso necesarias
para cubrir los costes regulados del servicio eléctrico y la
senda de convergencia en los próximos años para amortizar el déficit estructural existente. La revisión de las tarifas de acceso aplicables a los suministros a partir del 1 de
enero de 2010, ocupó gran parte de los trabajos del
segundo semestre y fundamentalmente los últimos meses
del año.
El análisis se complementa con el estudio de posibles
cambios, tanto en la metodología de tarifas, como la definición de la estructura tarifaria y la imputación de los costes del servicio a los consumos en función de su tipología.
At the end of 2008, Order ITC/3801 of 26 December
was approved, reviewing electricity tariffs as of 1 January
2009. This Order was supplemented in mid-2009 by
Order ITC/1723 of 26 June, which reviewed access tolls
as of 1 July 2009 and the tariffs and premiums for
certain special regime facilities. These regulations have
had a significant influence on the sector's revenues, and
therefore activity within the Regulation department
remained focused on the development of these Orders
from late 2008 until the beginning of 2010.
Due to the changes to the tariff system, in the first
half of the year the tariff structure working group
concentrated on studies aimed at determining the
access tariffs required to cover the regulated costs of the
electricity service, and to ensure convergence in the
coming years to redress the existing structural deficit.
Our work during the second part and particularly the
closing months of the year mainly comprised the review
of access tariffs applicable to electricity supply after 1
January 2010.
This analysis has been supplemented by the study of
possible changes in tariff-setting methodology, the
defined tariff structure and allocation of service costs to
consumers according to type.
2. DESAPARICIÓN DE LAS TARIFAS INTEGRALES Y LA NUEVA
TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO
2. SUPPRESSION OF INTEGRAL TARIFFS AND THE NEW LAST
RESORT TARIFF
Siguiendo con el proceso iniciado en el año 2008 con
la desaparición de las tarifas integrales de alta tensión, a
lo largo de 2009 se ha completado con la desaparición de
las tarifas integrales de baja tensión y la implantación de
la tarifa de último recurso, a partir del 1 de julio de 2009.
La puesta en marcha de esta nueva tarifa de último
recurso, que ya no será aplicada por los distribuidores
sino por las empresas comercializadoras denominadas de
último recurso, ha exigido, en el seno del Comité de
Regulación, el análisis de dicha tarifa a fin de elaborar
propuestas sobre su proceso de implantación, su metodología de cálculo y el procedimiento de revisión periódi-
The suppression of high-voltage integral tariffs in
2008 was completed in 2009 with the disappearance of
low-voltage tariffs, and implementation of the last resort
tariff on 1 July 2009.
The Regulation Committee has analysed the
introduction of this tariff, which will be applied not by
distributors but by sellers known as last resort suppliers,
to prepare proposals on its implementation, the
calculation method and procedure for regular review. As
in 2008, this was the focus of much of the work during
the year, supplemented by work on various regulations
concerning this new tariff, including, inter alia:
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/Activities review
ca de la misma. Estos trabajos han centrado en gran
medida, al igual que ya ocurrió en el año anterior, las actividades de esta área a lo largo del año. El trabajo realizado a priori, se ha complementado con los trabajos derivados de la tramitación de diversas normas en relación
con esta nueva tarifa, entre las que cabe mencionar:
electricity sector.
mechanism for transferring customers from the tariff
market to the last resort electricity supply, as well as
the calculation procedure and tariff structure for this
new supply.
• Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el 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.
3. EL “BONO SOCIAL”
3. THE “SOCIAL TARIFF”
El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, aprobó,
entre otras medidas, la creación del bono social para
determinados consumidores de electricidad acogidos a la
tarifa de último recurso que cumplan con las características sociales, de consumo y poder adquisitivo que se
determinan por orden del Ministro de Industria, Turismo
y Comercio (MITyC), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. A estos
efectos, se estableció un umbral referenciado a un indicador de renta per cápita familiar. En todo caso, se circunscribe a personas físicas en su vivienda habitual.
Lo dispuesto en dicho Real Decreto-Ley, se complementó
con lo dispuesto en la Resolución de 26 de junio de 2009, de
la Secretaría de Estado de Energía, por la que se determina
el procedimiento de puesta en marcha del bono social.
La aprobación de este “bono social” obligó a la evaluación de las medidas necesarias para la puesta en marcha de la medida, siguiendo con los trabajos ya realizados
en el año anterior, previos al establecimiento de la norma.
Asimismo, se mantuvieron reuniones con el Instituto
Nacional de la Seguridad Social, el INE y la Tesorería
General de la Seguridad Social para coordinar la puesta
en marcha del bono social.
Royal Decree Law 6 of 30 April 2009 approved, inter
alia, the creation of a social tariff for certain last resort
electricity consumers who meet the social, consumption
and purchasing power requirements determined by the
Ministry of Industry, Tourism and Trade, following
agreement by the government’s economic affairs
subcommittee. This tariff is granted based on per capita
household income and only available to private
individuals for the supply to their main home.
The aforementioned Royal Decree was complemented
by the resolution issued by the Secretary of State for
Energy on 26 June 2009, setting the procedure for
implementing the social tariff.
The approval of this tariff made it necessary to
evaluate the measures required to implement the
initiative, continuing with the pre-regulation work
carried out during 2008. This involved close
collaboration with the National Institute for Social
Security, the National Statistics Institute and the General
Social Security Treasury to coordinate implementation of
the tariff.
4. INFORMACIÓN PARA LA ELABORACIÓN DE LAS TARIFAS
4. INFORMATION FOR PREPARING TARIFFS
Asimismo, al igual que otros años, se ha realizado la
coordinación e integración de la información de las
empresas relativa a los datos y previsiones de demanda y
facturación por tarifas de los años 2008, 2009 y 2010 solicitadas por el MITyC y la Comisión Nacional de Energía
(CNE) para la elaboración de las tarifas de 2010. En línea
con estas peticiones se elaboró la información estadística
de facturación a clientes con la TUR y la aplicación del
bono social a partir de julio.
As in the past, the department has coordinated and
compiled information from companies on actual and
forecast demand and billing by tariffs from 2008, 2009
and 2010, which had been requested by the Ministry of
Industry, Tourism and Trade and the National Energy
Commission for the preparation of 2010 tariffs. This data
was used to prepare statistical information on the billing
of last resort tariff (LRT) customers and introduction of
the social tariff in July.
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Regulación
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5. FACTURACIÓN MENSUAL
5. MONTHLY BILLING
La exigencia de la implantación de la facturación mensual a los consumidores con potencia contratada inferior
a 10 kW a partir del 1 de noviembre de 2008, con base
en la lectura bimestral, necesitó que el MITyC elaborase
una Resolución estableciendo el procedimiento de facturación con estimación del consumo y su regularización
con lecturas reales, motivando la presentación por UNESA
de una serie de propuestas normativas para paliar los
aspectos negativos de la facturación mensual. Dicha Resolución, publicada en mayo, se estableció con aplicación a
partir del 1 de julio de 2009.
The need to introduce monthly billing for customers
with contracted power of less than 10 kW from 1
November 2008, based on readings every two months,
meant that the Ministry of Industry, Tourism and Trade
had to prepare a Resolution establishing the procedure
for billing based on estimated consumption,
subsequently adjusting the amounts billed based on
actual readings. Consequently, UNESA presented a
number of regulatory proposals to mitigate the negative
aspects of this monthly billing process. The
aforementioned Resolution was published by the
Ministry in May, and has been in force since 1 July 2009.
6. CONTRATACIÓN Y GESTIÓN DE RESERVA DE POTENCIA
ADICIONAL
Uno de los asuntos importantes tratados por el área de
Regulación, se refiere a la disponibilidad de suficiente
reserva de potencia en el sistema. La operación del sistema se ha visto afectada en los últimos años por un importante cambio en la estructura del parque de generación lo
que ha propiciado nuevas necesidades operativas tanto
de potencia rodante adicional como de parada de grupos
programados en el valle.
El importante incremento de estos requerimientos,
que han sido gestionados por parte del operador del sistema en base a los mecanismos existentes, básicamente
aplicación de restricciones técnicas, ha dado lugar a
diversos trabajos a lo largo del año y en concreto, a la elaboración en el seno de UNESA de una respuesta conjunta
a la propuesta presentada por REE en el mes de julio.
7. SEGUIMIENTO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Y DEL
MERCADO
Dentro de las actividades llevadas a cabo se incluye el
seguimiento de la operación del sistema y del mercado y
la participación en los correspondientes comités, el Comité Técnico de Seguimiento de la Operación del Sistema
Eléctrico Ibérico (CTSOSEI) y el Comité de Agentes del
Mercado (CAM).
Como parte de estas actividades, a lo largo de 2009,
se realizaron comentarios, en el seno del CAM, a la propuesta de modificación de las reglas del mercado realizada por el operador del mercado para su adaptación a las
nuevas normas aprobadas.
6. CONTRACTING AND MANAGEMENT OF ADDITIONAL
RESERVE CAPACITY
An important issue faced by the Regulation
department is to ensure sufficient available reserve
capacity within the system. System operations have
been affected by significant changes to generation
facilities over recent years, giving rise to new operating
requirements both in terms of additional rolling capacity
and scheduled outages during the valley period.
The considerable increase in these requirements,
managed by the system operator using existing
mechanisms (mainly the application of technical
restrictions), led to a number of initiatives during the
year, specifically the preparation of a joint response from
UNESA to the proposal presented by the REE (Spanish
electricity network) in July.
7. MONITORING OF SYSTEM AND MARKET OPERATIONS
The activities carried out by UNESA include
monitoring system and market operations and sitting on
the technical committee which monitors system
operations in Spain and Portugal, CTSOSEI, and the
Market Agents Committee, CAM.
As part of our work in this area, in 2009 we
submitted various comments to the CAM concerning the
amendment to market regulations proposed by the
market operator for adaptation to the new approved
standards.
8. DISTRIBUCIÓN
8. DISTRIBUTION
Desde su publicación en el año 2008 del Real Decreto
222/2008 por el que se establece el régimen retributivo
de la actividad de distribución de energía eléctrica,
UNESA solicitó que se adaptaran lo más rápidamente
posible las medidas, recogidas en el propio Real Decreto,
Following the publication of Royal Decree 222 in
2008, establishing the remuneration structure for
electricity distribution activity, UNESA requested that the
measures included therein be adapted as soon as
possible to put an end to the fourth additional provision
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/Activities review
para poner fin a la Disposición Transitoria Cuarta sobre la
retribución por incremento de actividad. La fuerte caída
de la demanda durante el año 2009 puso en evidencia
que dicha DT4 no podría seguir siendo de aplicación porque implicaba que las empresas dejasen de invertir e
incluso que realizasen desinversiones. Desde UNESA se
reiteró al MITyC esta situación mediante los correspondientes escritos en varias ocasiones.
Durante el año 2009, el Grupo de Trabajo sobre esta
materia comenzó su actividad elaborando el informe
sobre el impacto del ciclón Klaus en las redes de distribución. Dicho informe describe las consecuencias de
dicho fenómeno atmosférico extraordinario y detalla el
número de clientes e instalaciones afectadas dentro de
cada área de distribución. Asimismo, se analizó el impacto en e l incentivo de calidad de la fórmula retributiva,
solicitándose al MITyC la exención de las interrupciones
debidas a dicho fenómeno a efectos de cálculo del citado incentivo.
En el primer trimestre del año se elaboró una propuesta de procedimiento de estimación para la facturación
mensual que se envió al MITyC con el fin de armonizar las
prácticas de las empresas.
Los Procedimientos de Operación de Distribución
(P.O.D.s) propuestos por al CNE fueron analizados y
comentados, elaborándose redacciones alternativas a los
aspectos más críticos. Estos comentarios se presentaron
en la reunión del Consejo Consultivo de la CNE de 14 de
abril. Posteriormente se hizo una valoración económica
de aquellos nuevos requisitos que se exigen en la versión
final de los P.O.D.s propuesta por la CNE al MITyC.
En relación con los derechos de acometidas, se encargó a la empresa Deloitte un estudio basado en los costes
auditados de las empresas para contrastar los trabajos
realizados en UNESA y proponer unos baremos de extensión y de supervisión de instalaciones cedidas a la CNE y
al MITyC.
Respecto al suministro de último recurso, se contribuyó a la elaboración de una propuesta para desarrollar las
condiciones de aplicación de dicho suministro, en aquellos aspectos que afectan a las empresas distribuidoras,
particularmente la metodología de traspaso de clientes a
los comercializadores de último recurso a recoger en la
normativa correspondiente.
En cuanto a la retribución de la actividad de distribución, se elaboró una propuesta de norma para la aprobación de los planes de inversión y para la metodología aplicable a las inversiones por incremento de actividad. En el
último cuatrimestre del año se realizaron los trabajos para
calcular la actualización de la retribución del año 2009 y
la previsión del año 2010 en base a las inversiones auditadas.
concerning remuneration for growth in activity. The
sharp fall in demand in 2009 showed that the
aforementioned provision could no longer be applicable,
as it meant that companies stopped investing and, in
some cases, even began to sell off their assets. UNESA
wrote to the Ministry of Industry, Tourism and Trade on
numerous occasions to highlight this point.
In 2009 the working group responsible for this issue
began preparing a report on the impact of the “Klaus”
storm on distribution networks. This document
described the consequences of this extraordinary
atmospheric phenomenon, detailing the number of
customers and facilities affected within each distribution
area. The group also analysed the impact of the
remuneration formula on the quality incentive, and
requested that the Ministry for Industry, Tourism and
Trade exclude the service interruptions caused by the
storm from the calculation of this incentive.
During the first quarter of the year a proposal was
prepared for estimating monthly billing, which was sent
to the Ministry and aimed at standardising business
practices within the sector.
The distribution operation procedures (POD)
proposed by the National Energy Commission were
analysed and commented upon, with alternative texts
prepared for the most critical issues. These comments
were presented during the meeting of the CNE’s
Advisory Board held on 14 April, and the new
requirements set forth in the final versions of the PODs
proposed by the CNE to the Ministry of Industry,
Tourism and Trade were subsequently evaluated from a
financial perspective.
With regard to connection rights, Deloitte was
contracted to perform a study based on audited
company costs to contrast the work carried out by
UNESA, and to propose extension and supervision levels
for the facilities transferred from the CNE to the Ministry
of Industry, Tourism and Trade.
A proposal was prepared to develop the application
conditions for the last resort supply, focusing on those
issues which affect distributor companies, particularly
the methodology to be included in corresponding
legislation with regard to the transfer of customers to
last resort suppliers.
In the area of remuneration for distribution activity, a
proposal was prepared for the approval of investment
plans and the methodology applicable to investments
arising from increased activity. During the last quarter of
2009 the remuneration for 2009 was calculated and that
for 2010 forecast, based on the audited investments.
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Regulación
/Regulation
9. REGISTRO SECTORIAL DE MOROSIDAD
9. SECTOR-BASED ARREARS REGISTER
Se continuó, sin novedades reseñables, con la explotación de este Registro que da servicio a las comercializadoras del mercado liberalizado.
Work continues on this register, which provides
services to vendors in the deregulated market. There are
no significant developments to report in this regard.
10. NORMAS INFORMADAS
10. REPORTED REGULATIONS
Además de los temas específicamente informados, esta
área de UNESA ha elaborado observaciones a las siguientes normas que fueron sometidas a trámite de audiencia a
lo largo del año 2009:
In addition to the issues specifically reported, this
area of the Association also prepared observations on
the following regulations submitted for hearing in
2009:
• Real Decreto de acceso y conexión del Régimen
Especial.
• Orden sobre el Plan Contador.
• Orden de condiciones del suministro de último recurso.
• Real Decreto que modifica el R.D. 1955/2000.
• Orden de peajes de acceso a partir 1-7-2009.
• Orden sobre el incentivo de reducción de pérdidas.
• Orden sobre la limpieza de vegetación en los
márgenes de líneas de distribución.
• Nuevas disposiciones R.D. oficina de cambio de
suministrador.
• Orden de peajes de acceso a partir 1-1-2010.
• Propuesta de Resolución de la Dirección General de
Política Energética Y Minas por la que se establece el
procedimiento de estimación del consumo de energía
eléctrica para la determinación de la facturación. (172-09).
• Propuesta de Red Eléctrica de España (REE) del
Procedimiento de Operación 4.1 Resolución de
congestiones en la interconexión Francia-España
Consejo Consultivo de Electricidad CNE. (23-2-09).
• Propuesta de Orden Ministerial por la que se
actualiza el Anexo III de la Orden ITC/4112/2005, de
30 de diciembre, por la que se establece el régimen
aplicable para la realización de intercambios
intracomunitarios e internacionales de energía
eléctrica Consejo Consultivo de Electricidad de la
CNE. (09-3-09).
• Propuesta de revisión de los Procedimientos de
operación del sistema P.O. 13.1. “Criterios de
desarrollo de la red de transporte” y P.O. 13.3.
“Instalaciones de la red de transporte:
criterios de diseño, requisitos mínimos y
comprobación del equipamiento y puesta en
servicio, Consejo Consultivo de Electricidad de la
CNE. (16-4-09).
• Propuesta de Resolución del Secretario de Estado de
Energía por la que determina el procedimiento de
puesta en marcha del bono social, Secretario de
Estado de Energía. (03-6-09).
• Propuesta de Real Decreto por el que se crea el
procedimiento de resolución de restricciones por
• Royal Decree on access and connection to the special
regime.
• Order on the Meter Plan.
• Order on last resort supply conditions.
• Royal Decree modifying Royal Decree 1955/2000.
• Order on access tolls as from 1 July 2009.
• Order on the loss reduction incentive.
• Order on the clearing of vegetation in the areas
surrounding distribution lines.
• New provisions concerning the Royal Decree on the
office for changing energy supplier.
• Order on access tolls as from 1 January 2010.
• Proposed Resolution from the Directorate General for
Energy Policy and Mining establishing the procedure
for estimating electricity consumption for billing
purposes. (17-2-09).
• REE proposal for operation 4.1 concerning the
resolution of congestion at the France-Spain
interconnection. CNE Electricity Advisory Board. (232-09)
• Proposed Ministerial Order updating Appendix III of
Order ITC/4112 of 30 December 2005, which
established the structure for exchanges of electrical
energy between EU countries and at international
level. CNE Electricity Advisory Board. (09-3-09).
• Proposed review of operating procedures P.O. 13.1.
“Development criteria for the transmission network”
and P.O. 13.3. “Transmission network facilities:
design criteria, minimum requirements and
verification of equipment and start-up”. CNE
Electricity Advisory Board. (16-4-09).
• Proposed Resolution from the Secretary of State for
Energy determining the procedure for implementing
the social tariff. Secretary of State for Energy. (03-609).
• Proposed Royal Decree creating a procedure to
resolve supply guarantee restrictions. CNE Electricity
Advisory Board. (10-09).
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/Activities review
garantía de suministro, Consejo Consultivo de
Electricidad de la CNE. (10-09).
• Propuesta de REE del Procedimiento de Operación
4.0 Gestión de las interconexiones internacionales,
Consejo Consultivo de Electricidad. (28-10-09).
• REE proposal for operation 4.0 concerning
management of international interconnections.
Electricity Advisory Board. (28-10-09).
Complementariamente a las actividades desarrolladas
a nivel nacional, el área de Regulación también ha dedicado una parte importante de sus medios al ámbito internacional, entre las que cabe mencionar su participación
en EURELECTRIC y más concretamente como miembros
de los siguientes Comités y Grupos de Trabajo:
Apart from its domestic activities, a major share of
the Regulation department’s resources was also
earmarked for the international arena. This includes
participation in EURELECTRIC and, more specifically,
membership of the following working groups and
committees:
• Markets Committee
El Comité de Mercados de EURELECTRIC (Markets
Committee) ha centrado sus actividades, a lo largo de
2009, en el proceso de implantación del mercado único.
A lo largo del año, se han preparado diversos documentos con propuestas, comentarios y observaciones, a las
consultas públicas, notas explicativas y otros documentos
emitidos por diversas instituciones involucradas, participando asimismo en múltiples foros. Una de las principales
actividades ha sido la participación en el denominado
“Project Coordination Group” creado por mandato de la
Comisión Europea, en el seno del Foro de Florencia y liderado por ERGEG, con la participación de representantes
de diversas asociaciones de agentes del mercado, operadores, etc. El objetivo de este PCG ha sido la elaboración
de un “target model”, así como, un calendario para su
aplicación de manera que se haga efectiva la integración
de las diferentes regiones en un único mercado.
• Markets Committee.
Throughout 2009 the EURELECTRIC Markets
Committee focused its activities on the single market
implementation process. Various documents were
prepared during the year, containing proposals,
comments and observations on public consultations,
explanatory memos and other documents issued by the
different institutions involved. The Association also
participated in numerous forums. One of the main
activities during the year was involvement in the Project
Coordination Group, created within the Florence Forum
by order of the European Commission. Led by the
ERGEG, this group also included various market agent
associations, operators, etc. The goal of the PCG was to
create a target model and schedule for its application,
thereby ensuring effective integration of the different
regions within a single market.
• Working Group Regional Implementation
A lo largo de 2009, este grupo de trabajo ha realizado
una ronda de reuniones internas en cada una de las diferentes regiones, para llevar a cabo un mejor conocimiento de la situación, avances y dificultades existentes en
cada región. Está prevista la realización de un informe que
recoja las conclusiones de dichas reuniones.
• Regional Implementation WG
Throughout 2009 this working group organised a
number of internal meetings in different regions to gain
further insight into the situation, progress and
difficulties faced by each. A report will be prepared to
reflect the conclusions drawn from these meetings.
• Networks Committee
El Comité de Redes de EURELECTRIC inició su actividad
durante el 2009 con un debate estratégico sobre las redes
inteligentes, ante la necesidad de desarrollar una visión,
junto con una serie de medidas concretas sobre el desarrollo de las “smart grids”, y un modelo de negocio
claro. Como consecuencia de dicho debate se acordaron
las siguientes acciones:
• Networks Committee.
The EURELECTRIC Networks Committee began 2009
with a strategic debate on intelligent networks, faced
with the need to prepare an overview and a set of
specific measures on the development of smart grids,
along with a clear business model. The following
measures were agreed as a result of this debate:
− Firmar un “memorandum of understanding” con la
Technology Platform Smart Guides para una mejor
coordinación para definir la posición de la industria
eléctrica.
— Signing of a memorandum of understanding with the
Smart Grids Technology Platform to improve
coordination when defining the position of the
electricity industry.
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Regulación
/Regulation
− Desarrollar una visión general de las implicaciones de
las necesidades de las futuras redes en el negocio,
particularmente de los costes y beneficios.
− Considerar los proyectos que se están realizando y el
desarrollo de un road-map sobre como se implantarán
las redes inteligentes en Europa, integrando estas en
el estudio de EURELECTRIC para el 2050.
− Analizar la necesidad de normas para facilitar el
desarrollo de las redes inteligentes y discutirlas con
los organismos competentes.
− Desarrollar un modelo sobre como integrar el cambio
tecnológico y la eficiencia energética en el régimen
regulatorio de los gestores de las redes de
distribución.
— Development of an overview of the implications of
future network requirements for the business,
particularly in terms of costs and profit.
— Consideration of the projects underway and
development of a road map for implementation of
intelligent networks in Europe, to be included in the
EURELECTRIC 2050 study.
— Analysis of the need for regulations to facilitate
intelligent network development, and discussion of
these regulations with the relevant bodies.
— Development of a model for integrating
technological change and energy efficiency in the
regulatory structure used by distribution network
operators.
Otros temas tratados en el ámbito del Comité han sido
el papel de los Operadores del Sistema de Distribución
(DSOs) como facilitadores del mercado y las actividades
relacionadas con el vehículo eléctrico.
Entre los eventos organizados por el Comité de Redes
a lo largo del año, destaca el Workshop “The Business
Challenges of Distribution Companies” en el que el representante de UNESA intervino en la sesión “Meeting the
Challenges of Smart Metering” presentando el position
paper sobre el tema, en representación de los gestores de
redes de distribución europeos.
Other issues dealt with by the Committee included
the role of DSOs as market facilitators and activities
related to electric vehicles.
One of the most significant events organised by the
Networks Committee during the year was the workshop
on “The Business Challenges of Distribution
Companies”. This event included a session entitled
“Meeting the Challenges of Smart Metering”, in which a
UNESA representative presented a position paper on this
issue on behalf of the European distribution network
operators.
• Working Group Distribution Regulation & Policy
La actividad de este WG se ha centrado en la elaboración del informe “Price Regulation for European Distribution System Operators” en el que se describen el papel y
las responsabilidades de los gestores de las redes de distribución, así como el marco regulatorio actual para el
reconocimiento de costes, haciéndose un análisis de las
principales características de la regulación y sus principales deficiencias.
• Distribution Regulation & Policy WG
This working group has focused its activity on
preparing the “Price Regulation for European
Distribution System Operators” report, which describes
the role and responsibilities of distribution system
operators, as well as the current regulatory framework
on cost recognition. The report also analyses the main
characteristics of prevailing regulations, along with their
principal weaknesses.
• Working Group Retail Markets
La actividad de este grupo se ha centrado en los
siguientes temas:
• Retail Markets WG
This group focused its activities on the following
areas:
− Elaboración del informe sobre buenas prácticas en
facturación
− Organización del panel de expertos “Satisfacción del
consumidor en los mercados: mejora del servicio a
través la mejora de la medida”.
− Aportación de comentarios al Tercer paquete de
liberalización energética.
− Aportación de comentarios a la propuesta de
directiva sobre protección de los consumidores
− Negociaciones con la DG de Protección del
consumidor de la UE para el lanzamiento por parte
de esta DGSANCO de un informe sobre
funcionamiento de los mercados minoristas.
— Preparation of a report on good billing practices.
— Organisation of a panel of experts on “Consumer
satisfaction within the markets: better service through
better measurement”.
— Contribution of comments on the third energy
deregulation package.
— Contribution of comments on the proposal for a
Directive on consumer protection.
— Negotiations with the EU Directorate General for
Health and Consumer Protection for a report on the
functioning of retail markets.
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/Activities review
− Colaboración con ERGEG en el workshop sobre
“Indicadores de funcionamiento del mercado” y en el
informe sobre “Manejo de reclamaciones de los
consumidores a las comercializadoras·.
— Collaboration with the ERGEG on the workshop
entitled “market indicators” and the report
“Customer Complaint Handling, reporting and
classification”.
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/Activities review
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1. EL DÉFICIT
1. THE DEFICIT
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2. INFORMACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA SECTORIAL
2. ECONOMIC AND FINANCIAL INFORMATION ON THE SECTOR
212
3. NORMATIVA SOBRE LA INFORMACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA A SUMINISTRAR
AL REGULADOR
3. REGULATIONS CONCERNING ECONOMIC AND FINANCIAL INFORMATION TO BE SUBMITTED
TO THE REGULATOR
212
4. ARMONIZACIÓN CONTABLE INTERNACIONAL
4. INTERNATIONAL ACCOUNTING HARMONISATION
212
5. GRUPO DE TRABAJO SOBRE GESTIÓN INTEGRAL DE RIESGOS
5. WORKING GROUP ON COMPREHENSIVE RISK MANAGEMENT
213
6. GRUPO DE TRABAJO FISCAL
6. TAX WORKING GROUP
213
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/Economy and finances
Entre otras actividades, el Comité Económico-Financiero de UNESA realiza el seguimiento del proceso de elaboración de normas contables en el entorno internacional,
fundamentalmente las emitidas por el Consejo Internacional de Normas Contables (International Accounting Standard Board, IASB), y también las emitidas en España por
el Instituto Español de Contabilidad y Auditoría de Cuentas (ICAC). Además del análisis y debate conjunto del proceso de emisión de nuevas normas, el Comité realiza el
estudio de su aplicación, compartiendo en ocasiones el
debate con las sociedades auditoras que prestan sus servicios a las empresas del sector. En el ámbito fiscal, el análisis e interpretación de la normativa requiere de la coordinación de los expertos fiscales de las empresas, de la
presentación, en su caso, de las correspondientes consultas a la Dirección General de Tributos, y de las relaciones
con la Oficina Nacional de Inspección.
Además, el Comité coordina la actividad internacional
que en las materias de su ámbito de actuación desarrolla
UNESA en EURELECTRIC y Business Europe.
The activities of the UNESA Economic and Financial
Committee include closely monitoring international
accounting standards, mainly those issued by the
International Accounting Standards Board (IASB) and the
Spanish Institute of Accountants and Auditors (ICAC).
Aside from analysis and discussion of the process of
issuing new standards, the Committee also studies their
application, at times sharing its opinions with the audit
firms which render services to companies in the sector.
In the tax area, the analysis and interpretation of
standards requires coordination of company tax experts,
the presentation of consultations to the Directorate
General for Taxation and the management of relations
with the National Inspection Office.
The Committee also coordinates UNESA’s
international activity within EURELECTRIC and Business
Europe.
1. EL DÉFICIT
1. THE DEFICIT
El Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que
se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, venía a reconocer la insuficiencia de las medidas hasta entonces adoptadas para
la financiación del déficit producido por la diferencia
entre la recaudación de las tarifas reguladas por la Administración y los costes regulados asociados a esas tarifas.
Para garantizar la sostenibilidad económica del sistema
eléctrico, el Real Decreto 6/2009 establece límites que
acotan el incremento del déficit y define una senda para
la progresiva suficiencia de las tarifas de acceso, abordando además un mecanismo de financiación del déficit
tarifario.
A raíz de su publicación, UNESA ha trabajado en aras
de facilitar su desarrollo normativo, necesario para la
cesión efectiva de los derechos de cobro asociados al déficit tarifario al Fondo de Titulización creado por el Real
Decreto 6/2009. Se han hecho llegar a la Administración
propuestas de regulación de este proceso de cesión, así
como alegaciones al borrador de Real Decreto que la propia Administración presentó, estableciendo el precio y
condiciones de cesión de los derechos de cobro al Fondo
de Titulización, desarrollando las características de sus
activos y pasivos y las competencias de la Comisión Interministerial que se encargará de velar por la correcta ejecución de las tareas de gestión del dicho Fondo.
Royal Decree Law 6 of 30 April 2009, which adopted
specific measures within the electricity sector and
approved the social tariff, recognised that the steps
previously taken had not been sufficient to finance the
deficit arising from the difference between the earnings
from government-regulated tariffs and the associated
regulated costs. To ensure the financial sustainability of
the electricity system, Royal Decree 6/2009 defined
limits to curtail growth in the deficit and a plan for
access tariffs to become gradually sufficient, while also
proposing a mechanism to finance the tariff deficit.
UNESA has worked on the regulatory development of
the aforementioned Decree since its publication, which
has been necessary for the effective transfer of collection
rights associated with the tariff deficit to the
Securitisation Fund created by the Decree. The
government has been issued with proposals for
regulating this transfer process, as well as observations
on the draft Royal Decree it had presented. This draft
Decree set forth the price and conditions for the transfer
of collection rights to the Securitisation Fund, defining
assets and liabilities and the powers of the interministerial commission which will be responsible for
ensuring the fund is properly run.
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/Activities review
2. INFORMACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA SECTORIAL
2. ECONOMIC AND FINANCIAL INFORMATION ON THE
SECTOR
Por otro lado, UNESA elabora los estados financieros
consolidados de la actividad eléctrica nacional en cada
uno de los cierres trimestrales, información que constituye el marco de referencia de la información financiera sectorial para inversores, analistas y reguladores.
Esta información financiera presentada está enfocada
de manera esencial a las actividades eléctricas desarrolladas en España, analizándose de forma separada la explotación y la situación patrimonial de las actividades eléctricas liberalizadas y reguladas. Por este motivo, constituye
un instrumento único para conocer la realidad económico-financiera del sector y los efectos de su regulación.
Además, se analizan los parámetros económicos esenciales de cada una de las actividades y las razones de su
evolución en el tiempo, tales como, rentabilidad, capacidad de generación de efectivo, inversiones realizadas
durante el periodo, endeudamiento, costes e ingresos.
Asimismo, sobre la base de esta información financiera
sectorial y de bases de datos externas con informaciones
financieras de otros sectores, UNESA elabora análisis comparativos de su situación económica relativa al conjunto
de los sectores industriales de la economía española.
Durante el año 2009, UNESA ha continuado su labor
de seguimiento de las informaciones publicadas por los
analistas financieros para conocer las variaciones de su
juicio acerca de las perspectivas del sector y, en especial,
para conocer su opinión sobre el efecto de los cambios
regulatorios en los precios de las acciones de las sociedades que cotizan en el mercado.
UNESA prepares consolidated financial statements for
domestic electricity activity each quarter. This
information is the framework of reference for financial
information on the sector for investors, analysts and
regulators.
The financial information presented is essentially
focused on electricity activity in Spain, analysing the
operations and equity position of regulated and
deregulated activities separately. It is therefore a single
tool that provides information on the economic and
financial situation of the sector, as well as the impact of
its regulation.
Furthermore, these reports also analyse the essential
economic indicators of each of the activities and the
reasons for changes in trends, such as profitability,
capacity to generate cash, investments during the
period, debt, costs and revenues.
Based on this financial information on the sector, as
well as external databases of data from other sectors,
UNESA prepares analyses comparing the electricity
sector with the rest of the industrial sectors in the
Spanish economy.
In 2009 UNESA also continued to monitor the
information published by financial analysts, with the aim
of understanding variations in their judgements on the
outlook for the sector and, in particular, their opinions
on the effects of regulatory changes on the share prices
of listed companies.
3. NORMATIVA SOBRE LA INFORMACIÓN ECONÓMICOFINANCIERA A SUMINISTRAR AL REGULADOR
3. REGULATIONS CONCERNING ECONOMIC AND FINANCIAL
INFORMATION TO BE SUBMITTED TO THE REGULATOR
Esta área de UNESA colaboró con la CNE a través del
periodo de audiencia pública a la propuesta de Orden por
la que se establecen obligaciones de información económico-financiera sectorial, que detalla la información contable que deben remitir las empresas a la CNE y las informaciones por actividades a suministrar, tanto a nivel individual como consolidado. A este respecto, se trató de la
adecuación de los plazos de presentación de la citada
información a los de la publicación de la información
mercantil, de la adecuación de la información solicitada
relativa a actividades reguladas y no reguladas, y de cuestiones particulares relacionadas con los formatos y las
informaciones de detalle requeridas.
This area of UNESA collaborated with the National
Energy Commission (CNE) during the public hearing
period for the proposed Order establishing economic and
financial reporting obligations for the sector, detailing the
accounting information that companies must submit to
the CNE and the inf ormation on activities to be provided
at individual and consolidated level. This involved bringing
the timeframe for presentation of the aforementioned
information into line with the deadlines for the publication
of information in the Companies Registry, and bringing
requested information on regulated activity into line with
that on non-regulated activity and dealing with issues
relating to the formats a nd detailed information required.
4. ARMONIZACIÓN CONTABLE INTERNACIONAL
4. INTERNATIONAL ACCOUNTING HARMONISATION
El Comité Económico Financiero, participó en el proceso de audiencia y consulta del IASB sobre su proyecto
de norma de Actividades Reguladas. Entre las actuaciones
relacionadas con la preparación de esta respuesta cabe
The Economic and Financial Committee took part in
the IASB hearing and consultation process on its project
for regulated activities. The initiatives carried out for
preparation of the related response included organising
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citar la organización de una jornada de trabajo en colaboración con Deloitte en la que los funcionarios del IASB
responsables del proyecto explicaron sus líneas generales
a los expertos contables de las empresas de UNESA, debatiéndose los aspectos más controvertidos del mismo.
Asimismo, se discutieron en el seno del Comité las distintas interpretaciones que cada una de las empresas hace
de la Interpretación 18, Transferencias de Activos de
Clientes, en lo que respecta a los criterios de reconocimiento de los activos cedidos y sobre la contrapartida en
balance de los mismos.
a working seminar with Deloitte, in which IASB
representatives in charge of the project explained their
general plan of action to accounting experts from
UNESA member companies, debating the most
controversial issues that arose.
The Committee also discussed each company’s
different interpretation of IFRIC Interpretation 18 –
Transfers of Assets from Customers, concerning the
recognition criteria for transferred assets and the
balancing entry on the balance sheet.
5. GRUPO DE TRABAJO SOBRE GESTIÓN INTEGRAL DE
RIESGOS
5. WORKING GROUP ON COMPREHENSIVE RISK
MANAGEMENT
Este Grupo examina aspectos relacionados con la gestión de riesgos desde una perspectiva corporativa, desarrollando iniciativas de interés compartido, como, por
ejemplo, el desarrollo de un lenguaje común para la gestión integral del riesgo, que permita facilitar información
relevante a los inversores.
Durante el año 2009, el Grupo analizó las posibles aplicaciones de la gestión del riesgo operacional para racionalizar el gasto de seguros, así como las soluciones que la
gestión de riesgos permite aportar para la gestión de problemas emergentes en el sector energético, tales como la
gestión de riesgos medioambientales o la cobertura de
riesgos relacionados con las obligaciones derivadas del
cumplimiento de las medidas de política energética aprobadas por la Comisión Europea para la consecución del
objetivo 20-20-20 en materia de emisiones, participación
de energías renovables y eficiencia energética.
This group examines risk management issues from a
corporate perspective, carrying out initiatives of shared
interest such as the development of a common language
for comprehensive management which enables relevant
information to be provided to investors.
In 2009 the group analysed the possible application
of operational risk management to streamline insurance
expenses, and the possible solutions provided by risk
management for emerging problems within the energy
sector. Such problems include management of
environmental risk and cover for the risks associated
with compliance with the new energy policy measures
approved by the European Commission and achieving
20-20-20 emissions, renewable energy and energy
efficiency targets.
6. GRUPO DE TRABAJO FISCAL
6. TAX WORKING GROUP
La actividad del Comité Económico-Financiero en el
área fiscal viene impuesta, en gran medida, por las iniciativas gubernamentales, autonómicas, municipales o
ministeriales que se produzcan en esta materia y las que
se promuevan en el seno del UE, así como el análisis de
las cuestiones que surjan sobre la aplicación e implementación de dicha normativa. La actividad en el año 2009 en
esta área, a través del Grupo Fiscal, se ha dirigido hacia
las cuestiones que se enumeran a continuación:
The activity carried out by the economic and financial
committee in the tax area is, to a large extent, directed
by government, regional, municipal and ministerial
initiatives in this area promoted within the EU. UNESA is
also involved in analysing issues surrounding the
application and implementation of these regulations.
Through the tax group, the committee focused on the
following issues in 2009:
6.1. PARTICIPACIÓN EN EL COMITÉ FISCAL DE LA CEOE Y DEL CES
6.1. PARTICIPATION IN THE TAX COMMITTEES OF THE CEOE
AND CES
Entre los asuntos tratados, merecen destacarse los
siguientes:
• A través de la CEOE, consultas a la DGT en relación
con las incidencias en el impuesto sobre sociedades
derivadas de la aplicación de la Ley 16/2007, y sobre
las implicaciones fiscales del nuevo Pan General de
Contabilidad.
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The issues covered included the following:
• Consultations through the CEOE to the Directorate
General for Taxation with regard to the impact of the
application of Law 16/2007 on corporate income tax,
as well as the tax implications of the new Spanish
General Chart of Accounts.
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/Activities review
• Enmienda transaccional por la que se regula la
“Integración en la base imponible de los ajustes
contables por la primera aplicación del Plan General
de Contabilidad”.
• Gestiones con la Embajada Americana y responsables
de la Administración Tributaria para impulsar el
cambio del convenio de doble imposición con EEUU.
• La deducibilidad en el Impuesto sobre Sociedades de
las retribuciones a los Administradores de Sociedades
Mercantiles.
• Proyecto de Ley de Economía Sostenible.
• Amendment regulating the inclusion within taxable
income of accounting adjustments arising from the
first application of the new Spanish General Chart of
Accounts.
• Collaboration with the United States Embassy and the
Spanish taxation authorities to promote changes to
the double taxation convention with the United
States.
• The income tax deductibility of remuneration paid to
commercial company directors.
• The Sustainable Economy Bill.
6.2. VALORACIÓN CATASTRAL DE LOS BIENES DE
CARACTERÍSTICAS ESPECIALES
6.2. VALUATION OF ASSETS OF A SPECIAL NATURE
Las actuaciones del Grupo Fiscal en esta materia vienen
determinadas por las siguientes circunstancias:
The Tax Group’s activity in this area has been
influenced by the following issues:
• La interposición del recurso de UNESA contra el Real
Decreto 1464/2007, de valoración catastral de bienes
de características especiales.
• La interposición, por parte de las empresas, de las
reclamaciones correspondientes contra las ponencias
de valores y las notificaciones individuales de valores
de las instalaciones de producción de energía
eléctrica del Régimen Ordinario.
• Diversos informes, alegaciones y reclamaciones
realizadas contra las ponencias de valores y las
notificaciones individuales de valores de las
instalaciones del Régimen Especial, tras la Sentencia
del 30 de mayo de 2007 del Tribunal Supremo, que
establece que las instalaciones del Régimen Especial
son BICES.
• An appeal filed by UNESA against Royal Decree
1464/2007 governing the valuation of assets of a
special nature.
• The claims filed by companies against the tables of
property values and individual value notifications for
ordinary regime electrical energy production facilities.
• Various reports, declarations and claims concerning
the property value tables and individual value
notifications for special regime facilities, following the
Supreme Court ruling of 30 May 2007, which
established that special regime facilities are
considered to be assets of a special nature.
6.3. ASUNTOS TRATADOS DIRECTAMENTE CON LA
ADMINISTRACIÓN TRIBUTARIA
6.3. ISSUES DIRECTLY DISCUSSED WITH THE TAXATION
AUTHORITIES
• Fiscalidad de los permisos de emisión, que se ha
materializado en la inversión del sujeto pasivo para
los que compran este tipo de derechos.
• Inaplicabilidad del régimen de pérdidas en el
Impuesto sobre la electricidad a los
comercializadores.
• La obligación de repercutir el Impuesto sobre la
Electricidad cuando no existe consumo eléctrico.
• La obligación de las empresas eléctricas de
suministrar información en relación con la referencia
catastral. Modelo 159.
• El Impuesto sobre el Valor Añadido de la facturación
de la gestión de demanda de la interrumpibilidad.
• El Impuesto sobre el Valor Añadido del bono social
eléctrico.
• El Impuesto sobre el Valor Añadido de las operaciones
en el OMIP.
• Taxation of emissions rights, which has given rise to a
VAT reverse charge mechanism for the parties
purchasing these kinds of rights.
• Non-application of the system of losses in electricity
tax on sellers.
• The obligation to charge electricity tax when there is
no electricity consumption.
• The requirement for electricity companies to supply
information relating to registered asset valuations.
Form 159.
• Value-added tax on the billing of service interruption
requests.
• Value-added tax on the electricity social tariff.
• Value-added tax on transactions carried out within
the OMIP.
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6.4. IMPUESTOS MEDIOAMBIENTALES
6.4. ENVIRONMENTAL TAXES
La actividad en esta materia ha estado condicionada
principalmente por la interposición del recurso indirecto
del Impuesto sobre el daño medioambiental causado por
determinados usos y aprovechamientos de agua embalsada, de Galicia; el seguimiento del Anteproyecto por el que
se regula el aprovechamiento eólico en Galicia y se crea el
canon eólico, y el incremento del tipo del Impuesto sobre
instalaciones que inciden sobre el medio ambiente, de la
Comunidad Autónoma de Extremadura. Las principales
actuaciones correspondientes a estos temas se han concretado en:
UNESA’s activity in this area has been influenced by
various events: the indirect appeal filed against
taxation of environmental damage caused by certain
uses of waters in reservoirs in Galicia; monitoring of
the bill regulating wind energy in Galicia and creation
of the wind energy charge; and the increase in the tax
rate for facilities that impact the environment in the
autonomous region of Extremadura. The main
initiatives concerning the environmental tax area
focused on:
• Informe sobre el Impuesto gallego que grava el daño
medioambiental causado por determinados usos y
aprovechamientos del agua embalsada.
• Escrito de alegaciones al Anteproyecto de Ley por la
que se regula el aprovechamiento eólico en Galicia y
se crean el canon eólico y el fondo de compensación
ambiental.
• Escrito de interposición del Recurso contra la Orden
de 27 de febrero de 2009, por la que se aprueban las
normas de aplicación del Impuesto sobre el daño
ambiental causado por determinados usos y
aprovechamientos de agua embalsada, de la
Comunidad de Galicia.
• Escrito de demanda presentado por UNESA en el
recurso contencioso administrativo contra la orden de
27 de febrero de 2009, por la que se aprueban las
normas de aplicación del Impuesto sobre el daño
medioambiental causado por determinados usos y
aprovechamientos de agua embalsada.
• Informe sobre el incremento de cuotas del Impuesto
sobre Instalaciones que incidan en el Medio
Ambiente, previsto en el Proyecto de Ley de
Presupuestos de Extremadura para 2010.
• Report on the Galician tax on environmental damage
caused by certain uses of water in reservoirs.
• Written pleadings on the bill regulating wind energy
in Galicia and creation of the wind energy charge
and the environmental compensation fund.
• Filing of an appeal against the Order of 27 February
2009 approving the regulations for application of the
tax on environmental damage caused by certain uses
of water in reservoirs in the region of Galicia.
• Claim filed by UNESA as part of the administrative
appeal against the Order of 27 February 2009
approving the regulations for application of the tax
on environmental damage caused by certain uses of
water in reservoirs.
• Report on the increase in tax payable by facilities
which have an environmental impact, as set forth in
the Extremadura draft budget for 2010.
6.5. ASUNTOS COMUNITARIOS
6.5. EUROPEAN COMMUNITY ISSUES
Las principales actuaciones en relación con los asuntos
concernientes con las instituciones europeas han sido:
The main activities relating to European institutions in
2009 were as follows:
• Análisis de la Decisión de la Comisión de 28.10.2009,
relativa a la amortización fiscal del fondo de comercio
financiero por la adquisición de participaciones
extranjeras [645 (2007)].
• Base común del Impuesto sobre Sociedades.
• Análisis del Borrador de Propuesta de modificación de
la Directiva de Imposición sobre Productos
Energéticos y la Electricidad.
• Implicaciones de la nueva Directiva sobre el régimen
general de impuestos especiales.
• Comunicación de la Comisión sobre el buen gobierno
en el campo fiscal.
• Analysis of the European Commission Decision of 28
October 2009 on the amortisation of financial
goodwill on acquisitions of foreign shareholdings
[645 (2007)].
• Taxable income for corporate income tax.
• Analysis of the draft proposal for amendment to the
Directive on taxation of energy products and
electricity.
• Implications of the new Directive on the general
special tax regime.
• European Commission communication on good
governance in tax matters.
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/Activities review
• Aspectos relativos a la entrada en vigor de la reforma
de la normativa conocida como “VAT Package”,
formada por las Directivas 2008/8/CE y 2008/9/CE y
el Reglamento 143/2008/CE.
• Aspects relating to the entry into force of the reform
of the VAT Package regulation, comprising Directives
2008/8/EC and 2008/9/EC and Regulation
143/2008/EC.
6.6. OTROS ASUNTOS
6.6. OTHER ISSUES
Asimismo, también se han abordado en materia de fiscalidad cuestiones, tales como:
The other tax issues dealt with were as follows:
• El Impuesto sobre el Valor Añadido de las primas del
Régimen Especial liquidadas por la CNE.
• La imposición indirecta de la factura “puente” del
traspaso de clientes de la compañía distribuidora a la
empresa comercializadora.
• Imputación fiscal del déficit tarifario.
• La deducción en el Impuesto sobre sociedades por
actividades de I+D+i.
• Value-added tax on special regime premiums settled
by the National Energy Commission.
• The indirect taxation of “bridge” invoicing when
transferring customers from the distribution company
to the vendor.
• Tax recognition of the tariff deficit.
• Income tax deductions for R&D&i activities.
7.1. BUSINESS EUROPE. GRUPO DE TRABAJO DE
ARMONIZACIÓN CONTABLE
7.1. BUSINESS EUROPE: ACCOUNTING HARMONISATION
WORKING GROUP
Como se sabe, Business Europe es la confederación de
organizaciones empresariales europeas y su misión consiste en promover el crecimiento y la competitividad de la
industria europea, favorecer la integración de los mercados
europeos, combatir el proteccionismo y servir de portavoz
a las empresas ante las instituciones europeas. Su Grupo de
Armonización Contable desempeña un papel dinámico y
proactivo en el proceso de emisión de nuevas normas contables, colaborando activamente con los emisores, haciéndoles saber cuáles son las necesidades de las empresas.
Las últimas reuniones del grupo han centrado su atención, de manera especial, en los temas siguientes:
Business Europe is the confederation of European
business organisations, and its mission is to promote
growth and competitiveness within European industry,
encourage the integration of European markets, combat
protectionism and represent companies before European
institutions. The confederation’s accounting
harmonisation working group plays a dynamic and
proactive role in the issue of new accounting standards,
working closely with the issuing bodies and informing
them of companies’ requirements.
The most recent meetings have paid particular
attention to the following issues:
• El examen del proceso de reforma de las normas
sobre instrumentos financieros que se verifica como
consecuencia de la crisis financiera. Se han
examinado las alternativas contables a la aplicación
del método del coste amortizado y a los criterios para
la determinación del deterioro de estos activos.
También se ha discutido acerca de los problemas que
la contabilización de operaciones de cobertura
plantea para empresas industriales y comerciales.
• Estudio de las propuestas del IASB en relación con la
estructura y contenido del Informe de Gestión.
• Análisis de los nuevos criterios para determinar e
informar del resultado empresarial.
La actuación de UNESA en este Grupo de Trabajo en
2009 se centró en los temas siguientes:
• Preparación de comentarios para el borrador de
norma sobre contabilización del impuesto sobre
beneficios.
• Examination of reform processes concerning financial
instrument accounting regulations as a result of the
financial crisis. The group has studied accounting
alternatives to the amortised cost method and the
criteria for determining the impairment of these
assets. Discussions also focused on the problems
faced by industrial and commercial companies with
respect to accounting for hedging operations.
• Study of the IASB proposal on the structure and
contents of the management commentary.
• Analysis of the new criteria for determining and
reporting business comprehensive income.
UNESA’s involvement within this working group was
focused on the following areas in 2009:
• Preparation of comments on the draft regulation
concerning the accounting recognition of income
tax.
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• Estudio de las implicaciones de la norma propuesta
para el reconocimiento de ingresos.
• Discusión de los comentarios a enviar al IASB con
relación a su proyecto de información financiera de
actividades reguladas.
• A study of the implications of the proposed revenue
recognition standard.
• Discussion on the comments to be sent to the IASB
concerning its financial reporting project for rateregulated activities.
7.2. EURELECTRIC. GRUPO DE EXPERTOS FISCALES
7.2. EURELECTRIC: TAX EXPERT GROUP
El Grupo de Expertos Fiscales de EURELECTRIC estudia
las regulaciones fiscales de los distintos países de la Unión,
así como las emanadas de las instituciones europeas con el
fin de reducir la carga fiscal para las empresas y minimizar
los efectos de todas aquellas regulaciones que signifiquen
un obstáculo para la consecución del mercado interior.
En 2009, el grupo contribuyó a estos objetivos con el
desarrollo de los siguientes temas e informes:
EURELECTRIC’s Tax Expert Group studies tax
regulations in different EU countries, as well as the
documents issued by European institutions in this
regard. Its aim is to reduce the tax burden for electricity
companies and minimise the effects of any regulations
which may hinder performance in the domestic market.
In 2009 the group worked towards these objectives
by preparing the following topics and reports:
• Intercambio de información sobre las novedades
impositivas de cada país, a través del informe “Early
alert”.
• Análisis comparativo de la imposición de los sectores
eléctricos con la publicación del informe “La
fiscalidad de los sectores eléctricos en la UE”.
• Exchange of information on new tax developments in
each country through the early alert report.
• Comparative analysis of taxation within the electricity
sectors published in the report entitled “Taxation of
electricity sectors in the EU”.
7.3. EURELECTRIC. GRUPO DE TRABAJO DE ECONOMÍA Y
FINANZAS
7.3. EURELECTRIC: ECONOMICS AND FINANCE WORKING
GROUP
Este grupo de trabajo analiza las cuestiones de naturaleza económico-financiera de interés a escala europea,
fomentando el intercambio de puntos de vista entre los
expertos europeos en estas materias.
De modo similar al Grupo de Armonización Contable
de Business Europe, el Grupo colabora de manera activa y
constructiva en el proceso de elaboración de todas las
normas contables internacionales que son de particular
interés para la Industria Eléctrica.
Por otra parte, este Grupo se ocupa también de la
valoración de los impactos económicos y financieros de
los objetivos de política energética marcados por las
Administraciones y de la realización de informes para facilitar la visión común de las empresas eléctricas en torno a
las materias financieras y económicas, en particular aquellas que afectan a los negocios regulados.
This working group analyses economic and financial
issues of interest at European level, encouraging experts
from the continent to exchange views.
Like the Business Europe accounting harmonisation
group, the group actively and constructively collaborates
in the process of preparing international accounting
standards of particular relevance for the electricity
industry.
However, the group also assesses the economic and
financial impact of the energy policy objectives set by
authorities and prepares reports to provide a common
overview of electricity companies with regard to
financial and economic matters, particularly those
affecting the industry’s regulated businesses.
7.3.1. ASUNTOS CONTABLES. PROYECTO DE NORMA SOBRE
INFORMACIÓN DE ACTIVIDADES REGULADAS
7.3.1. ACCOUNTING ISSUES: PROJECT ON REPORTING
STANDARDS FOR RATE-REGULATED ACTIVITIES
EURELECTRIC dirigió una carta al IASB con los comentarios que el Grupo de Economía y Finanzas preparó con
relación a este proyecto de norma.
Adicionalmente, el Grupo ha seguido también con
atención las distintas actuaciones que el IASB ha emprendido como consecuencia de la crisis financiera, encaminadas a modificar la normativa relacionada con instrumentos financieros.
EURELECTRIC sent a letter to the IASB with the
comments prepared by the economy and finance
working group with regard to this proposed standard.
The group has also closely followed the various
initiatives implemented by the IASB as a response to the
financial crisis, geared towards modifying regulations on
financial instruments.
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/Activities review
7.3.2. EL EFECTO DE LA CRISIS ECONÓMICA Y FINANCIERA
SOBRE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
7.3.2. THE IMPACT OF THE FINANCIAL AND ECONOMIC
CRISIS ON THE ELECTRICITY INDUSTRY
El Grupo de Economía y Finanzas, en colaboración con
el Grupo de Gestión de Riesgos (FG Enterprise Risk Management), trabajó en la organización de una jornada de
EURELECTRIC-Eurogas en mayo de 2009, en la que se
debatió sobre los efectos que la crisis financiera y económica estaba teniendo sobre la Industria. Se presentaron
ponencias que están sirviendo de base para la realización
de informes sobre esta materia, basados en la información
financiera presentada por los 25 grupos energéticos europeos de mayor dimensión.
In collaboration with the FG Enterprise Risk
Management Group, the economics and finance
working group helped organise the EURELECTRICEurogas conference in May 2009, where debate focused
on the impact of the financial and economic crisis on
the Electricity Industry. The presentations given at the
event were used to prepare reports on this subject,
based on the financial information presented by the 25
largest energy groups in Europe.
7.3.3. OPCIONES EN ENERGÍA: LA SENDA PARA UN SECTOR
ELÉCTRICO NEUTRAL EN CARBONO EN EUROPA EN 2050
7.3.3. ENERGY OPTIONS: PATHWAY TO CARBON-NEUTRAL
ELECTRICITY IN EUROPE BY 2050
El Grupo de Economía y Finanzas ha participado en los
trabajos que EURELECTRIC, conjuntamente con la Universidad Técnica de Atenas y con VGB PowerTech, ha realizado en coherencia con el compromiso conjunto asumido
por los Consejeros Delegados de las mayorías de las
empresas eléctricas europeas, en el sentido de conseguir
un sector eléctrico europeo neutral en carbono en el horizonte del año 2050.
Se ha realizado un estudio en el que se exploran los
escenarios que permitirán hacer realidad este compromiso. Se contempla un primer escenario, resultado de la
aplicación de las políticas hoy en día propuestas por la
Comisión Europea, y un segundo, en el que se plantean
objetivos más ambiciosos de reducción de emisiones y un
papel más protagonista de la electricidad en el ámbito del
transporte y en el de la aplicación de nuevas tecnologías
de demanda para la mejora de la eficiencia energética.
Este segundo escenario, en el que la energía eléctrica
cobra una mayor participación en el consumo energético
total, es el que permitiría reducir las emisiones hasta conseguir un futuro neutral en carbono.
El Grupo de Economía y Finanzas ha estado representado en el Comité de Supervisión de este estudio, en cuyo
seno se han debatido las hipótesis de los distintos escenarios, así como las recomendaciones políticas que podían hacerse a la vista de los resultados obtenidos. El Grupo
ha trabajado sobre las restricciones económicas que la
coyuntura actual supone para la realización de las inversiones necesarias en cualquiera de los escenarios, y en el
análisis de los resultados de cada uno de esos escenarios
en términos de coste.
The economics and finance group took part in
activities carried out by EURELECTRIC, in collaboration
with the National Technical University of Athens and
VGB PowerTech, in line with the joint commitment from
the CEOs of the majority of Europe’s electricity
companies to achieve a carbon-neutral European
electricity sector by 2050.
A study has been performed to explore the scenarios
in which this commitment could be made reality. A first
scenario is that resulting from application of the policies
currently proposed by the European Commission and a
second scenario is where more ambitious cuts in
emissions are targeted and electricity plays a bigger role
in transport and in the application of new demand-side
technologies for greater energy efficiency. This second
scenario, in which electrical power is a higher
percentage of total energy consumption, would cut
emissions sufficiently for a carbon-neutral future.
The economics and finance group was also
represented on this study’s steering committee, which
debated the assumptions involved in the two different
scenarios and the political recommendations that could
be made in light of the findings obtained. The group
has worked on the financial restrictions imposed by the
current economic climate in terms of the investments
required for both scenarios, as well as analysing the
results in terms of costs.
7.4. FG ENTERPRISE RISK MANAGEMENT (ERM)
7.4. ENTERPRISE RISK MANAGEMENT (ERM) FG
El objetivo de este grupo de trabajo es fomentar el
intercambio de conocimientos y experiencias con respecto a la puesta en marcha de sistemas de gestión integral
y estratégica de riesgos, analizando las diferentes alterna-
This focus group promotes the exchange of
knowledge and experience relating to the introduction
of integral and strategic risk management systems,
analysing different alternatives within the management
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tivas en los modelos de gestión implantados por las
empresas, buscando identificar las prácticas de referencia
en este ámbito de gestión.
Entre las actuaciones desarrolladas por el grupo en
2009, deben citarse las siguientes.
models implemented by companies and identifying best
practices in this area.
The activities carried out by the group in 2009
included the following:
7.4.1. ESTUDIO DE PRÁCTICAS DE GESTIÓN
7.4.1. STUDY ON MANAGEMENT PRACTICES
Continuando con la actividad de intercambio de experiencias de gestión en las áreas de interés del grupo, se
han expuesto experiencias prácticas de EDF Energy, Energías de Portugal, Edison y Transelectrica. Se examinaron
las organizaciones y estrategias de gestión de riesgos de
EDF Energy y Edison, el sistema de prevención para la
continuidad del negocio de Transelectrica y las prácticas
de valoración del riesgo regulatorio en EDP.
Asimismo, el grupo ha colaborado con la Universidad
de Lisboa, KPMG y Oliver Wyman en la exploración de
posibles actividades conjuntas.
Continuing with the exchange of management
experiences within the group's areas of interest, case
studies have been presented on EDF Energy, Energías de
Portugal, Edison and Transelectrica. The risk management
organisation and strategy at EDF Energy and Edison were
examined, the prevention system to ensure business
continuity at Transelectrica was studied and the
regulatory risk evaluation practices at EDP were analysed.
The group has also collaborated with the University
of Lisbon, KPMG and Oliver Wyman to explore possible
joint activities.
7.4.2. EL EFECTO DE LA CRISIS ECONÓMICA Y FINANCIERA
SOBRE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
7.4.2. THE IMPACT OF THE ECONOMIC AND FINANCIAL
CRISIS ON THE ELECTRICITY INDUSTRY
Como ya se ha relatado en relación con el Grupo de
Economía y Finanzas, el Grupo de Gestión de Riesgos participó en la organización de la jornada conjunta EURELECTRIC-Eurogas sobre los efectos que la crisis financiera
y económica en la Industria Eléctrica. Se trabajó asimismo
en la preparación de un informe sobre este tema, cuyo
debate tuvo lugar en el seno del Consejo de Directores de
EURELECTRIC.
As mentioned previously with regard to the economy
and finance group, the risk management group was
involved in organising the joint EURELECTRIC-Eurogas
conference on the impact of the financial and economic
crisis on the electricity industry. The group also worked
on the preparation of a report on this subject, which
was debated by the EURELECTRIC board of directors.
7.4.3. ANÁLISIS DE LAS INICIATIVAS DE REFORMA DE LOS
MERCADOS DE DERIVADOS OTC
7.4.3. ANALYSIS OF REFORMS WITHIN THE OTC DERIVATIVES
MARKETS
En colaboración con el Comité de Mercados, el grupo
ha analizado los posibles efectos de las iniciativas desplegadas por la Comisión Europea y por el Congreso de los
Estados Unidos dirigidas a promover reformas en la regulación de los mercados de derivados, incluyendo el segmento de operaciones en mercados no organizados u
OTC (Over the Counter).
In collaboration with the Markets Committee, the
group analysed the possible impact of initiatives rolled
out by the European Commission and United States
Congress to reform regulation of the derivatives market,
including transactions in OTC (over-the-counter)
markets.
7.4.4. ANÁLISIS DE RIESGO Y RECOMENDACIONES EN
RELACIÓN CON EL ESTUDIO OPCIONES EN ENERGÍA
7.4.4. ANALYSIS OF RISKS AND RECOMMENDATIONS
CONCERNING THE “ENERGY OPTIONS” STUDY.
Con el objetivo de complementar el mencionado estudio recientemente presentado por EURELECTRIC, el grupo
de ERM está actualmente analizando los obstáculos que
en materia de riesgos podrían impedir el cumplimiento de
la misión de lograr un sector eléctrico neutral en carbono
en 2050.
Hasta el momento se ha trabajado en el primer capítulo de este trabajo, en el que se estudia de qué forma una
volatilidad no prevista en los mercados y derivada de un
To complement this study, which was recently
presented by EURELECTRIC, the ERM group is currently
analysing the risks that may hinder compliance with the
goal of a carbon-neutral electricity sector by 2050.
To date the group has worked on the first chapter of
this analysis, studying the extent to which unforeseen
volatility in markets due to abnormal conditions could
jeopardise the investments required to meet the
aforementioned goal.
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/Activities review
funcionamiento de los mismos alejado de la normalidad
podría poner en peligro la realización de las inversiones
necesarias para el cumplimiento del objetivo antedicho.
En fases ulteriores, se examinará si los riesgos de crédito, regulatorio y tecnológico suponen también una
barrera para conseguir la neutralidad en carbono de la
Industria Eléctrica.
Later stages of the process will examine whether
credit, regulatory or technological risks could be barriers
to a carbon-neutral electricity industry.
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/Activities review
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1. RECURSOS ENERGÉTICOS
1. ENERGY RESOURCES
223
2. COMBUSTIBLES FÓSILES
2. FOSSIL FUELS
225
3. POLÍTICA ENERGÉTICA
3. ENERGY POLICY
228
4. CAMBIO CLIMÁTICO
4. CLIMATE CHANGE
230
5. MEDIO AMBIENTE
5. ENVIRONMENT
232
6. PROSPECTIVA, PLANIFICACIÓN Y EFICIENCIA ENERGÉTICA
6. FUTURE PROSPECTS, PLANNING AND ENERGY EFFICIENCY
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/Energy resources, the environment and indicative planning
Recursos energéticos, Medio Ambiente y planificación indicativa
/
En el campo de los recursos energéticos, el medio
ambiente y la planificación indicativa, la actividad de
UNESA está relacionada con los aspectos regulatorios
relativos a las energías primarias necesarias para la generación –gas natural, carbón, derivados del petróleo y las
fuentes renovables–, a las afecciones al medio ambiente
derivadas del abastecimiento de energía primaria, la producción, transporte y distribución de electricidad y los
asuntos relativos a las políticas de lucha contra el cambio
climático.
Adicionalmente, también se abordan los aspectos de
política energética en general y sus posibles impactos en
el negocio eléctrico, tales como los estudios de Prospectiva a medio largo plazo, de planificación indicativa a corto
y medio plazo y los aspectos relacionados con la eficiencia energética. También se elabora y gestiona la información estadística de producción y consumo de electricidad
de las empresas asociadas, de informes y boletines estadísticos relativos a los combustibles en los mercados internacionales y las emisiones de gases de efecto invernadero
UNESA’s energy resource, environmental and
indicative planning activity focuses on regulatory aspects
relating to the primary energy resources required for
generation (natural gas, coal, oil derivatives and
renewable resources), the impact of primary energy
supply, production and distribution on the environment
and matters related to the fight against climate change.
General energy policy is also a key issue, along with
its possible impact on the electricity business, and
includes matters such as studies on medium to longterm prospects, short and medium-term indicative
planning and energy efficiency issues. Statistical
information on electricity production and consumption
by associate companies is also prepared and managed,
along with statistical reports and bulletins dealing with
fuels in the international markets and greenhouse gas
emissions.
1. RECURSOS ENERGÉTICOS
1. ENERGY RESOURCES
1.1. RECURSOS HIDROELÉCTRICOS
1.1. HYDROELECTRIC RESOURCES
En el ámbito hidroeléctrico, durante 2009 UNESA continuó con la labor de representación de los usuarios energéticos en el Consejo Nacional del Agua (CNA) y de éstos
y el resto de los usuarios industriales en la Comisión Permanente del citado Consejo y en el Grupo de Trabajo de
Aguas del Consejo Asesor de Medio Ambiente (CAMA),
que son los órganos de consulta del Ministerio de Medio
Ambiente, y Medio Rural y Marino. Adicionalmente, a invitación del Ministerio de Medio Ambiente, y Medio Rural y
Marino, UNESA participa en la Comisión Técnica de Seguridad de Presas en representación del sector eléctrico.
Durante este año se participó en el proceso de modificación y actualización de la normativa emprendida por la
Administración para adecuarse a las previsiones de la
Directiva Marco de Aguas de la UE. Se informaron: el Real
Decreto 1383/2009, de 28 de agosto, por el que se determina la composición, estructura orgánica y funcionamiento del Consejo Nacional del Agua, el de determinación del ámbito territorial de las demarcaciones hidrográficas, el de composición del Consejo del Agua de la
Demarcación en las demarcaciones hidrográficas con
cuencas intercomunitarias. También se informaron el Real
Decreto 1514/2009, de 2 de octubre, por el que se regula la protección de las aguas subterráneas contra la con-
In 2009 UNESA continued to represent energy users
on the Spanish National Water Board (CNA), as well as
safeguarding the interests of all energy users (including
industrial users) before the permanent commission of
the CNA and the water working group of the
Environmental Advisory Board (CAMA), which are the
consultation bodies of the Ministry of the Environment
and Rural and Marine Affairs. UNESA was also invited by
the aforementioned Ministry to represent the electricity
sector on the Technical Commission for Dam Safety.
During the year the Association took part in the
process of amending and updating government
regulations to comply with the provisions of the EU
Water Framework Directive. These included Royal Decree
1383 of 28 August 2009, determining the composition,
organic structure and function of the National Water
Board, the regional scope of river basin districts and the
composition of the River Basin Water Board in districts
with cross-border basins. Royal Decree 1514 of 2
October 2009, regulating the protection of groundwater
from pollution and degradation, the draft bill on the
evaluation and management of flood risks, and the
amendments to the Water Law and public water domain
regulations, were also brought into line with legislation
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/Activities review
taminación y el deterioro, el anteproyecto de Ley sobre
evaluación y gestión de riesgos de inundación y las modificaciones de la Ley de Aguas y del reglamento del dominio público hidráulico para su adaptación a la ley sobre el
libre acceso de las actividades de servicios y su ejercicio.
En cuanto a la planificación hidrológica, se colaboró
con la Administración hidráulica y las empresas para concretar la aplicación de lo previsto en la instrucción de planificación en relación con los caudales mínimos y las tasas
de variación y de cara a la planificación energética se
coordinaron algunas tareas preliminares en el estudio
acometido por el IDAE con las empresas eléctricas sobre
el potencial y la necesidad de bombeo para facilitar la
expansión de las energías renovables que contemplará el
próximo Plan de Renovables.
on free access to service activities and the exercising of
this access.
In the area of water planning, the Association
collaborated with companies and the water authorities
to specify application of the terms of the planning
instruction with regard to minimum flows and variation
levels. In terms of energy planning, preliminary tasks
were coordinated with respect to the study undertaken
by IDEA, in collaboration with electricity companies, on
the potential need for pumping to enable the increase in
renewable energies considered in the future Renewables
Plan.
1.2. RÉGIMEN ESPECIAL
1.2. SPECIAL REGIME
En relación con el Régimen Especial, se ha continuado
con el seguimiento de la evolución de este segmento de
producción. Con carácter general, analiza las propuestas
normativas nacionales, autonómicas y comunitarias y las
cuestiones que este segmento productor suscita para el
resto de la generación.
Durante 2009 se analizaron diversos borradores y propuestas de anteproyecto de Ley de energías renovables y
eficiencia energética así como los aspectos relativos a
estas tecnologías en el anteproyecto de Ley de economía
sostenible y se participó en diversas reuniones con organismos de la administración para el lanzamiento de los
trabajos de elaboración del Plan de Energías Renovables al
2020. Adicionalmente se continuó trabajando en la estimación del esfuerzo que el objetivo de una penetración
del 20% en el consumo de energía final en el año 2020
supone en términos de generación eléctrica para España
y se evaluó el impacto energético y económico de la
expansión del parque fotovoltaico producido durante el
año anterior.
Se publicaron diversas normativas en materia de Régimen Especial, entre las que destaca el Real Decreto-Ley
6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono
social, que crea el registro de pre-asignación de retribución para las instalaciones del Régimen Especial, se regularon los vertidos a la red de energía eléctrica para consumidores que implanten sistemas de ahorro y eficiencia
(Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por el que se
regula la Oficina de Cambios de Suministrador) y se presentaron observaciones a los procedimientos para implantar la liquidación de las primas equivalentes, primas,
incentivos y complementos de todas las instalaciones acogidas al Régimen Especial por parte de la Comisión Nacional de Energía desde el 1 de noviembre.
Se realizó, como en años anteriores, mediante encuesta una previsión de la evolución de la producción de Régi-
UNESA has continued monitoring development of the
Special Regime, analysing regulatory proposals at
regional, national and European Community level and
the issues that this production segment raises for the
rest of the generation industry.
In 2009 various drafts and proposals for renewable
energy and energy efficiency bills were analysed, along
with issues relating to these areas in the Sustainable
Economy Law. The Association took part in a number of
meetings with government departments to begin
preparing the 2020 Renewable Energy Plan. Work also
continued on estimating the efforts required in terms of
electricity generation in Spain to meet the target of
renewable energy representing 20% of total Final
consumption of energy by 2020, and the energy and
financial impact of the expansion of photovoltaic
facilities during the prior year was also analysed.
Various Special Regime regulations were published
during the year, including: Royal Decree Law 6 of 30
April 2009, adopting specific measures within the
energy sector and approving the social tariff; creation of
the pre-allocation register for the remuneration of
Special Regime facilities; regulation of the power
contributed to the electricity network for consumers
who implement savings and efficiency systems (Royal
Decree 1011 of 19 June 2009, regulating the office for
changing energy supplier); and observations on
procedures for the settlement of equivalent premiums,
premiums, incentives and additional amounts for all
Special Regime facilities by the National Energy
Commission as of 1 November.
As in prior years, a survey was carried out at the
request of the National Energy Commission to forecast
the development of Special Regime production, for use
in the preparation of 2010 tariffs.
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men Especial a solicitud de la CNE, de cara a la preparación del expediente de tarifas 2010.
2. COMBUSTIBLES FÓSILES
2. FOSSIL FUELS
2.1. HIDROCARBUROS
2.1. HYDROCARBONS
En el entorno de los combustibles fósiles utilizados
para generación de electricidad y, en particular, con relación al gas natural, en UNESA se han abordado las propuestas de desarrollo normativo de la Ley de Hidrocarburos y de adaptación a las exigencias comunitarias en
materia de mercado interior de la energía, y ello desde la
óptica de gran consumidor de este combustible para la
producción de electricidad.
A través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos, de
la Comisión Nacional de Energía, en el que UNESA ostentó durante buena parte de 2009 la representación de los
grandes consumidores de gas. Esta representación tiene
carácter rotatorio entre la Federación de Industrias Químicas, la Asociación de Autoproductores de Energía Eléctrica y UNESA.
A lo largo del ejercicio se han tratado, entre otras, las
siguientes normas:
In the field of fossil fuels used for electricity
generation (particularly natural gas), UNESA has dealt
with proposals for regulatory development of the
hydrocarbon law and the matter of adaptation to EU
internal energy market requirements, from its position as
a major consumer of this fuel for energy production
purposes.
In 2009 UNESA represented large gas consumers at
the National Energy Commission's Hydrocarbon Advisory
Council. This is a rotating position shared between the
Federation of Chemical Industries, the Association of
Electrical Energy Self-generators and UNESA.
• Real Decreto 485/2009 de 3 de abril, por el que se
Disposición final tercera: Modificación del Real
Decreto 1068/2007, de 27 de julio, por el que se
recurso en el sector del gas natural.
• Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por el que
se regula la Oficina de Cambios de Suministrador.
regulan las subastas para la adquisición de gas
natural que se utilizarán como referencia para la
fijación de la tarifa de último recurso.
regula las transferencias de fondos, con cargo a la
tarifa eléctrica y a los peajes de acceso de terceros a
las instalaciones gasistas, de la cuenta específica de la
Comisión Nacional de Energía al Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía, en el año
2009, para la ejecución de las medidas del plan de
acción 2008-2012 de la estrategia de ahorro y
eficiencia energética 2004-2012 (E4), y los criterios
para la ejecución de las medidas contempladas en
dicho plan.
establecen las obligaciones de presentación de
información de carácter contable y económicofinanciero para las empresas que desarrollen
actividades eléctricas, de gas natural y gases
manufacturados por canalización.
electricity sector. Final third provision: modification of
Royal Decree 1068 of 27 July 2007, regulating
implementation of the last resort system in the
natural gas sector.
• Royal Decree 1011 of 19 June 2009, regulating the
office for changing energy supplier.
• Order ITC/863 of 2 April 2009, regulating auctions
for acquisitions of natural gas, which will be used for
setting the last resort tariff.
• Order ITC/885 of 2 April 2009, regulating the
transfer of funds in 2009 (with a charge to the
electricity tariff and tolls for third-party access to gas
facilities) from the National Energy Commission's
specified account to the Institute for Energy
Diversification and Saving, for execution of the
measures included in the 2008-2012 Action Plan,
within the 2004-2012 energy saving and efficiency
strategy (E4) and the criteria for implementation of
the measures contained in the aforementioned plan.
• Order ITC/1548 of 4 June 2008, establishing
accounting, economic and financial reporting
obligations for companies that carry out activities
related to electricity, natural gas and manufactured
gases through channelling.
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The following regulatory rules, inter alia, were dealt
with throughout the year:
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/Activities review
establece la metodología de cálculo de la tarifa de
último recurso de gas natural.
revisan los peajes y cánones asociados al acceso de
terceros a las instalaciones gasistas a partir del día 1
de julio de 2009.
que se establecen los peajes y cánones asociados al
acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el
año 2010 y se actualizan determinados aspectos
relativos a la retribución de las actividades reguladas
del sector gasista.
• Resolución de 9 de marzo de 2009, de la Dirección
establecen determinados aspectos relacionados con la
subasta para la asignación de la capacidad de los
almacenamientos subterráneos para el periodo
comprendido entre el 1 de marzo de 2009 y el 31 de
marzo de 2010.
• Resolución de 30 de noviembre de 2009, de la
la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal para
la operación del sistema gasista.
• Real Decreto 326/2008 de 29 de febrero, por el que
se establece la retribución de la actividad de
transporte de gas natural para instalaciones con
puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008.
• Order ITC/1660 of 22 June 2009 establishing the
calculation methodology for the natural gas last
resort tariff.
• Order ITC/1724 of 26 June 2009, which reviews tolls
and charges associated with third-party access to gas
facilities as of 1 July 2009.
• Order ITC/3520 of 26 December 2008, establishing
the tolls and charges for third-party access to gas
facilities in 2010, and updating specific aspects
relating to regulated activity within the gas sector.
• Resolution of 9 March 2009 issued by the Directorate
certain aspects relating to auctions for assigning
underground storage capacity for the period from 1
March 2009 to 31 March 2010.
• Resolution of 30 November 2009 from the
approving the Winter Action Plan for operation of the
gas system.
• Royal Decree 326 of 29 February 2008, establishing
remuneration for natural gas transportation activity
for facilities in operation from 1 January 2008.
Asimismo, se ha informado sobre una serie de normas,
todavía no publicadas, entre las que cabe destacar: proyecto de Real Decreto que regula la puesta en marcha del
suministro de último recurso en el sector gasista, proyecto de Real Decreto que modifica el capítulo II del Real
Decreto 949/2001 que regula el acceso de terceros y el
régimen económico del sector gasista, proyecto de Real
Decreto que modifica el Título IV del Real Decreto
1434/2002 que regula las actividades del sector gasista y
los procedimientos de autorización y proyecto de Real
Decreto para adaptar distintas disposiciones del sector de
hidrocarburos a la ley de libre acceso a las actividades y
servicios, así como una propuesta de Circular de la CNE
relativa a información contable y financiera.
Adicionalmente, se ha efectuado un seguimiento y
aportaciones a distintos foros con relación al Tercer
Paquete Energético y al Reglamento de Seguridad de
Suministro de gas.
Por otra parte, se ha participado en las reuniones del
Comité de Seguimiento del Sistema Gasista y en la del
SGRI (South Gas Regional Initiative).
Finalmente, indicar que se ha actualizado la base de
datos legislativa vinculada del Sector de Hidrocarburos, la
cual está disponible en acceso abierto en la página web
de UNESA.
226
It has been worked out comments and positions on a
series of regulations, as yet unpublished, the most
significant of which are as follows: draft Royal Decree
regulating implementation of the last resort tariff in the
gas sector; draft Royal Decree amending chapter II of
Royal Decree 949/2001 regulating third-party access and
the financial structure of the gas sector; draft Royal
Decree amending title IV of Royal Decree 1434/2002
regulating gas sector activities and authorisation
procedures; draft Royal Decree adapting various
provisions within the hydrocarbon sector to bring them
into line with the law on unrestricted access to activities
and services; and a proposed CNE circular on
accounting and financial information.
UNESA also carried out monitoring activity and made
contributions to different forums in relation to the third
energy package and the regulation on gas supply
security.
Meetings have continued with the Gas System
Monitoring Committee, as well as the SGRI (South Gas
Regional Initiative).
Finally, the hydrocarbon sector legislative database,
which is freely accessible on the UNESA website, has also
been updated.
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2.2. CARBÓN
2.2. COAL
Respecto al carbón y en el ámbito nacional, se ha continuado con el seguimiento y análisis sistemático de aquellos aspectos que pueden afectar a su suministro, en particular, los aspectos ligados al Plan de la Minería del Carbón para el periodo 2006-2012, las decisiones comunitarias a este respecto, las autorizaciones de ayudas estatales
y la evolución de los planes de reestructuración de la
minería del carbón.
Por otra parte, la caída de la demanda como consecuencia de la crisis económica, junto con el continuo crecimiento de la aportación de las fuentes de energía renovables, ha dado lugar a una reducción de la utilización del
parque de centrales térmicas en general y de las de carbón autóctono en particular. A este respecto, el Gobierno
a finales de 2009 presentó un proyecto de Real Decreto
por el que establece un procedimiento de resolución de
restricciones por garantía de suministro, cuya finalidad es
establecer un sistema que posibilite el consumo de las
cantidades de carbón nacional establecidas en el Plan de
la Minería 2006-2012.
En el ámbito internacional, UNESA está presente en el
Grupo Asesor de Carbón (Coal Advisory Group) de la
Comisión Europea, que asesora a la Comisión a la hora de
establecer las líneas directrices de investigación a medio
plazo y en la utilización de las ayudas financiera precedentes de los fondos remanentes del tratado CECA.
Asimismo, UNESA participa también de manera activa
en dos foros de la Agencia Internacional de la Energía:
Work has continued in the domestic coal area
through the monitoring and systematic analysis of
aspects which may affect the supply of this fuel,
particularly those related to the 2006-2012 Coal Mining
Plan, EU decisions, authorisations for state aid and the
development of coal mining restructuring plans.
The drop in electricity demand as a result of the
financial crisis, as well as growing contribution of
renewable energies, have led to a decline in the use of
thermal plant facilities in general, particularly domestic
coal plants. At the end of 2009 the Spanish government
presented a draft Royal Decree to establish a procedure
for resolving supply guarantee restrictions, the aim of
which is to establish a system to encourage the domestic
coal consumption levels established in the 2006-2012
Mining Plan.
At international level UNESA forms part of the
European Commission’s Coal Advisory Group (CAG),
which advises the Commission on the establishment of
medium-term research directives and the use of financial
aid from the remaining ECSC treaty funds.
• En el “Coal Industry Advisory Board”. Durante 2009,
se han abordado y discutido, entre otros, los efectos
en las inversiones en la cadena de producción y
transporte de energía primaria y el papel del carbón
en el escenario de desarrollo sostenible en el actual
contexto de crisis de la economía mundial. Asimismo,
se ha prestado especial atención a las distintas
estrategias para hacer frente a los retos derivados del
cambio climático, tanto desde el lado del desarrollo
tecnológico, como desde los procesos de captura y
confinamiento de las emisiones de CO2, con vistas a
la Conferencia de las Partes que se celebró en
Copenhague en diciembre de 2009.
• En el “Clean Coal Centre”. España a través del
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
pertenece a este organismo desde octubre de 2006.
Este centro facilita sus servicios a los miembros en
forma de Informes y Revisiones sobre asuntos
importantes relacionados con la producción,
transporte y uso del carbón de forma sostenible.
UNESA participa junto a la Administración española
en su Comité Ejecutivo.
• The Coal Industry Advisory Board: Throughout 2009
a number of issues were debated, including the
impact on investments in the production chain and
primary energy transportation and the role of coal in
the sustainable development area, in light of the
current global financial crisis. Special attention has
also been paid to the various strategies used to face
the challenges of climate change, in terms of
technological development and CO2 capture and
storage processes. In this regard, the Association
attended the Conference of the Parties held in
Copenhagen in December 2009.
• The Clean Coal Centre: Through the Ministry of
Industry, Tourism and Trade, Spain has formed a part
of this body since October 2006. The centre provides
its members with reports and reviews on important
issues related to the sustainable production,
transportation and use of coal. UNESA sits on the
Clean Coal Centre’s Executive Committee together
with the Spanish Government.
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In 2009 the Association also actively participated in
two International Energy Agency forums:
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/Activities review
3. POLÍTICA ENERGÉTICA
3. ENERGY POLICY
UNESA ha trabajado en las cuestiones relativas a la política energética comunitaria principalmente a través del Comité de Política Energética y Generación de EURELECTRIC,
entre las que cabe señalar las siguientes:
At European level UNESA has worked on issues
related to EC energy policy, mainly through the Energy
Policy and Generation Committee of EURELECTRIC. The
most significant of these issues are as follows:
3.1. ENERGÍAS RENOVABLES
3.1. RENEWABLE ENERGIES
Se continuó con el seguimiento de la tramitación de
la Directiva sobre energías renovables y, más tarde, con
el de las iniciativas de transposición de la misma por
parte de los Estados Miembros. También se llevó a cabo
un ejercicio de identificación de los aspectos de la Directiva que deberían ser aclarados, como la aplicación de
mecanismos flexibles para el cumplimiento de objetivos,
los criterios de sostenibilidad para el uso de la biomasa,
la ampliación de interconexiones y la integración de las
renovables en el mercado. Esta tarea tambié n fue encaminada a preparar un debate estratégico sobre las energías renovables en el Comité de Directores de EURELECTRIC y seleccionar aquellos aspectos que requieren una
prioridad de acción.
Se ha seguido el establecimiento de un modelo por
parte de la Comisión Europea para la realización de los
Planes Nacionales de Acción hasta el 2020 y el desarrollo
del avance de respuesta que los Estados Miembros debían notificar a la Comisión Europea en el mes de Diciembre de 2009.
In 2009 UNESA continued to track the proposed
Directive on Renewable Energies and, subsequently, its
transposition in EU Member States. The Association also
identified issues related to the Directive that require
clarification, such as the application of flexible
mechanisms for meeting targets, sustainability criteria
for the use of biomass, the extension of interconnections
and integration of renewable energies within the
market. Work in this area was also geared towards
preparing a strategic debate on renewable energies by
the EURELECTRIC Committee of Directors, selecting
those areas of action considered a priority.
UNESA has also tracked the European Commission’s
establishment of a model for preparing National Action
Plans up to 2020, as well as the status of the responses
that Member States had to submit to the Commission
during December 2009.
3.2. CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CO2 (CAC)
3.2. CO2 CAPTURE AND STORAGE (CCS)
En este campo, las tareas han estado relacionadas con
el análisis, seguimiento y preparación de notas relativas a
las iniciativas de la Comisión Europea de cara a la financiación de proyectos de demostración de captura y almacenamiento de CO2.
Tales iniciativas se refieren al Plan de Recuperación
Económica de la Unión Europea y la previsible utilización
de fondos procedentes de la reserva de nuevos entrantes
de la Directiva sobre comercio de derechos de emisión.
Las notas realizadas en el seno de EURELECTRIC contemplan puntos de vista sobre criterios de selección de proyectos y la cofinanciación de proyectos con los fondos
contemplados en las iniciativas indicadas.
Activity in the CCS field involved the analysis,
monitoring and preparation of memos on the European
Commission’s initiatives for financing CO2 capture and
storage demonstration projects.
These measures relate to the European Union’s
Economic Recovery Plan and the use of funds from the
new entrants’ reserve set forth in the Emissions Trading
Directive. The memos prepared by EURELECTRIC
consider views on the criteria for selecting projects and
the, co-financing of projects with the funds included in
the aforementioned initiatives.
3.3. PROSPECTIVA
3.3. OUTLOOK
Se continuó trabajando en el Proyecto 2050 de EURELECTRIC que, iniciado en 2008, tiene como objeto estudiar una hoja de ruta que permita al sector eléctrico Europeo alcanzar una generación neutra en carbono en el año
2050. Las tareas realizadas se centraron en matizar la definición y el ámbito del proyecto, identificar los escenarios
a abordar, analizar los resultados preliminares obtenidos y
UNESA has continued to collaborate with
EURELECTRIC on its 2050 Project, which began in 2008
and involves the study of a roadmap that will lead to a
carbon-neutral electricity sector in Europe by 2050.
Work has focused on the definition and scope of the
project, identifying the scenarios to be considered,
analysing the preliminary results obtained and preparing
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preparar mensajes a transmitir a las instituciones Europeas; el estudio será concluido en el 2010.
En el ámbito estadístico, se realizó una revisión de la
situación de las estadísticas de EURELECTRIC, prestando
atención a las actividades existentes, las necesidades futuras y los recursos necesarios. También se recopilaron las
estadísticas rápidas de generación del año 2009 de los
países que participan en EURELECTRIC.
messages to be transmitted to the European institutions.
The study is scheduled for completion in 2010.
A review was carried out on the situation of
EURELECTRIC statistics, with particular attention paid to
current activities, future requirements and the resources
that will be needed. There were also compiled early
statistics on 2009 generation in those countries which
participate in this EURELECTRIC activity.
3.4. ESTRATEGIA ENERGÉTICA EUROPEA
3.4. EUROPEAN STRATEGY FOR ENERGY
La representación de UNESA ha participado durante
2009 en los trabajos sobre la comunicación de la Comisión Europea relativa a medidas para salvaguardar la
seguridad de suministro de gas y que abrió el debate
sobre la necesidad de revisar la Directiva existente sobre
seguridad de suministro de gas.
Esta revisión no se inició y, en cambio, la Comisión
Europea emitió una propuesta de reglamento con el objeto de establecer medidas que salvaguarden la seguridad
de suministro de gas, definir responsabilidades y coordinar respuestas en lo que se refiere a acciones preventivas
e interrupciones concretas de suministro; este reglamento contempla el establecimiento de planes de acción preventiva y de emergencia por parte de los Estados miembros y la posibilidad de que la Comisión Europea pueda
declarar una emergencia Europea. Se prepararon los
comentarios oportunos que fueron remitidos a EURELECTRIC para elaborar la respuesta al reglamento que la asociación envió a las instituciones Europeas.
La representación de UNESA, desarrollada por distintas
direcciones de la Asociación, ha trabajado en la preparación de la respuesta que EURELECTRIC ha dado a la Comisión Europea en el periodo de consultas abierto para el
diseño de la Estrategia Europea de cara al año 2020.
La Comisión Europea persigue sustituir la “Estrategia
de Lisboa” de la pasada década con una nueva estrategia
en la que el uso eficiente de la energía constituirá un pilar
fundamental para crear una economía competitiva, integrada y más verde en el horizonte del año 2020. En este
sentido, EURELECTRIC ha preparado un documento con
trece puntos en los que se destaca su compromiso con
esos objetivos y su visión de las políticas que mejor contribuyen a hacerlos factibles.
Igualmente en relación con el objetivo de señalar la
contribución de la industria eléctrica a mejorar la competitividad de la economía europea, se han realizado estudios preliminares para comprobar los posibles usos que el
marco estadístico de las tablas input-output podría permitir para analizar los efectos de variaciones de precios
eléctricos sobre otros sectores industriales, identificar los
sectores económicos más expuestos a posibles efectos de
deslocalización como consecuencia de las limitaciones de
las emisiones de CO2 o valorar la dimensión económica
de los distintos sectores.
In 2009 UNESA representatives were involved in the
European Commission communication on measures to
safeguard the security of the gas supply, opening the
debate on the need to review the current directive on
gas supply security in this area.
This review, however, did not go ahead, and the
European Commission instead issued a proposed
regulation to establish measures to safeguard gas supply
security, define responsibilities and coordinate responses
with respect to preventative measures and specific
supply interruptions. This regulation considers the
establishment of preventative and contingency action
plans by the Member States, as well as the possibility of
the Commission declaring a state of emergency in
Europe. A number of relevant comments were prepared
and issued to EURELECTRIC, which drafted its response
to the above-mentioned regulation for submission to the
European institutions.
UNESA representatives from different departments
have collaborated in preparing the response by
EURELECTRIC to the European Commission during the
period for open consultation on the design of the
European Strategy for 2020.
The Commission plans to replace the Lisbon Strategy
of the 90s with a new strategy, in which efficient energy
use will be the cornerstone of a competitive, integrated
and greener economy by 2020. EURELECTRIC has
prepared a 13-point document, highlighting its
commitment to these objectives and the policies it
considers will allow these targets to be more feasibly
achieved.
Once again emphasising how the electricity industry
has helped to make the European economy more
competitive, it has been carried out preliminary studies
to verify the possible use of the statistical framework of
input-output tables to analyse the impact of fluctuating
electricity prices on other industries, identify the sectors
most exposed to the effects of offshoring due to CO2
emission limits and evaluate the economic size of each
of the different sectors.
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/Activities review
Adicionalmente, UNESA actualiza periódicamente un
informe sobre la evolución comparada de la productividad en distintas empresas eléctricas europeas, considerando tanto la productividad del trabajo como la del capital y la productividad total de los factores.
UNESA also regularly updates its report comparing
productivity within Europe’s different electricity
companies, considering working and capital productivity
and the total productivity of all the factors involved.
3.5. EURPROG 2008
3.5. EURPROG 2008.
Se realizó la versión correspondiente al año 2009 del
documento “Statistical Prospects for the European Electricity Sector. 37th Edition. Eurprog 2009” que recoge proyecciones económico-energéticas, y con más detalle del
sector eléctrico, hasta el año 2030 de los países representados en EURELECTRIC. El último año histórico considerado es el 2007 y el documento presenta historia estadística desde 1980.
In 2009 the “Statistical Prospects for the European
Electricity Sector. 37th Edition. Eurprog 2009” document
was published, which contains economic and energy
projections (with greater detail on the electricity sector)
until 2030 of the countries represented in EURELECTRIC.
This publication also contains historical statistics from
1980 to 2007.
3.6. NOTIFICACIÓN DE INVERSIONES
3.6. REPORTING OF INVESTMENTS
Se atendió una consulta que la Comisión Europea dirigió a EURELECTRIC para recabar opinión sobre el diseño
de un sistema de monitorización de inversiones en
infraestructuras energéticas a nivel de la Unión Europea.
Seguidamente, la Comisión Europea emitió una propuesta de reglamento sobre la notificación de inversiones en
proyectos de infraestructuras energéticas a la Comisión
por parte de los Estados miembros. Se analizó dicha propuesta y se preparó la respuesta de EURELECTRIC al respecto.
EURELECTRIC responded to a consultation issued by
the European Commission to draw up an opinion on the
design of a system to monitor investments in energy and
infrastructures in the EU. The Commission followed up
this move by issuing a proposed regulation on the
reporting of investment in energy infrastructures by
Member States. This proposal has been analysed and a
response by EURELECTRIC prepared.
4. CAMBIO CLIMÁTICO
4. CLIMATE CHANGE
En materia de Cambio Climático, el año 2009 ha estado marcado en el ámbito europeo por dos aspectos. Por
una parte ha sido un año de gran intensidad en la negociación internacional por la celebración de la Cumbre de
Copenhague en el mes de diciembre y por otra parte la
Comisión Europea ha presentado importantes normas
para el cumplimiento de sus objetivos para 2020. La posición de la UE para la cumbre de Copenhague fue trabajándose durante todo el año con varios documentos
comenzando con la comunicación sobre la estrategia global a seguir en el ámbito de la financiación y flujos de
inversión necesarios en el campo de la mitigación y adaptación al cambio climático de los que se ha ido informando desde UNESA. En 2009 UNESA asistió como observador a las reuniones de la Convención que tuvieron lugar
en Bonn, Barcelona y Copenhague.
En el ámbito europeo la Comisión publicó entre otras
las siguientes normas:
The European response to climate change had two
main aspects in 2009: firstly, it was a year of intense
international negotiations, culminating in the
Copenhagen Summit in December, and secondly the
European Commission issued major regulations on
compliance with its 2020 targets. The EU worked on its
position for the Copenhagen Summit throughout the
year, preparing various documents starting with the
communication on the global strategy to be followed in
terms of the financing and investment flows required to
mitigate and adapt to climate change, on which UNESA
reported. UNESA also attended as an observer at the
Convention meetings held in Bonn, Barcelona and
Copenhagen.
• Directiva 2009/31/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo de 23 de abril de 2009 relativa al
almacenamiento geológico de dióxido de carbono y
por la que se modifican la Directiva 85/337/CEE del
• Directive 2009/31/EC of the European Parliament and
of the Council of 23 April 2009 on the geological
storage of carbon dioxide, and amending Council
Directive 85/337/EEC, European Council and
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At European level the Commission published the
following regulations, inter alia:
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Consejo, las Directivas 2000/60/CE, 2001/80/CE,
2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE y el
Reglamento (CE) 1013/2006 del Parlamento Europeo
y del Consejo.
• Decisión nº 406/2009/CE del Parlamento Europeo y
del Consejo, de 23 de abril de 2009, sobre el
esfuerzo de los Estados miembros para reducir sus
emisiones de gases de efecto invernadero a fin de
cumplir los compromisos adquiridos por la
Comunidad hasta 2020.
• Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 23 de abril de 2009, por la que se
modifica la Directiva 2003/87/CE para perfeccionar y
ampliar el régimen comunitario de comercio de
derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
Parliament Directives 2000/60/EC, 2001/80/EC,
2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC and Regulation
(EC) no. 1013/2006.
• Decision no. 406/2009/EC of the European Parliament
and of the Council of 23 April 2009 on the efforts of
Member States to reduce their greenhouse gas
emissions to meet the Community’s greenhouse gas
emission reduction commitments up to 2020.
• Directive 2009/29/EC of the European Parliament and
of the Council of 23 April 2009 amending Directive
2003/87/EC so as to improve and extend the
Community’s greenhouse gas emissions trading
scheme.
Con todas estas medidas la Unión Europea consolida el
compromiso unilateral de reducir sus emisiones de gases
de efecto invernadero en el año 2020 un 20% por debajo de las emisiones del año 1990. Finalmente la cumbre
de Copenhague no produjo los resultados esperados por
la UE en términos de compromisos equivalentes de los
países desarrollados que hubieran significado el incremento de ese objetivo al 30%, por lo que la UE mantiene
su estrategia y su oferta de reducciones mayores a la
espera de los compromisos de los demás países.
2009 ha sido el segundo año de la segunda fase del
comercio europeo de derechos de emisión que finalizará
en el año 2012 y ha acabado con una importante reducción de emisiones en el sector eléctrico. Durante 2009 se
ha trabajado intensamente en la definición de los aspectos que marcarán un cambio de rumbo en el comercio de
derechos de emisión a partir de 2013, entre los que destacan la definición y reglas de las subastas de derechos de
emisión, que serán el método de asignación para el sector eléctrico. Sobre este tema UNESA ha elaborado un
documento de posición argumentando la manera en que
deberían celebrarse las subastas para conseguir un mercado eficiente y transparente. Otros temas sobre los que
se ha venido trabajando han sido las metodologías y
medidas a emplear en los demás sectores y en especial en
aquellos que puedan estar sujetos a un importante riesgo
de fuga de carbono o la financiación de los proyectos de
captura y almacenamiento de CO2 tanto mediante la utilización de los derechos apartados de la reserva de nuevos
entrantes como mediante la financiación del Programa
Europeo de Recuperación económica en el ámbito de la
energía.
En cuanto al mecanismo para un desarrollo limpio,
España continúa siendo un agente importante en el escenario internacional, al igual que las empresas eléctricas de
UNESA, habiéndose incrementado notablemente el número de proyectos aprobados por la Autoridad Nacional
Designada de España, que asciende a un total de 117. En
el marco del nuevo acuerdo que sustituirá o prolongará al
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Through these measures the European Union has
consolidated its unilateral commitment to a 20%
reduction in greenhouse gas emissions by 2020
compared to 1990 figures. The Copenhagen Summit,
however, did not have the results expected by the EU
with respect to the commitment from developed
countries, which would have led it to increase the
aforementioned commitment to 30%. As a result, the EU
has maintained its strategy and proposal for greater
reductions in the hope that other countries will take on
this commitment.
2009 was year two of the second stage of the
European emissions trading scheme, which will come to
an end in 2012 and has led to a significant reduction in
electricity sector emissions. During the year intensive
work continued on the aspects which will mark a change
in direction for emissions trading from 2013 onwards,
including regulations for emission rights auctions, which
will be the method used to allocate rights to the
electricity sector. UNESA has prepared a document
reflecting its position on how these auctions should be
held to ensure an efficient and transparent market.
Other areas focused on include the methodologies and
measures to be used in other sectors, particularly those
which may be at risk of significant carbon leaks, as well
as the financing of projects for CO2 capture and
storage, through use of the rights separated from the
new entrants’ reserve and via financing from the
European Economic Recovery Plan in the energy area.
Spain continues to be a key player in the
international clean development mechanism field, as do
the Association’s member companies, with the total
number of projects approved by Spain’s Designated
National Authority increasing significantly to 117. Within
the framework of the new agreement that will replace or
extend the Kyoto Protocol, work has also focused on the
definition of new mechanisms to help meet the emission
reduction targets that will be eventually set. In 2009
work began on the transposition to Spanish legislation
of the directives on the capture and storage of CO2 and
the review of emissions trading. UNESA has collaborated
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/Activities review
Protocolo de Kioto se ha trabajado además en la posible
definición de nuevos mecanismos que ayuden al cumplimiento de los objetivos de reducción que se acuerden
finalmente. En España comenzaron en 2009 los trabajos
de transposición a la normativa española de las Directivas
de captura y almacenamiento de CO2 y de revisión del
comercio de derechos de emisión. UNESA colaboró con la
Administración española definiendo los aspectos prioritarios que debería contemplar en opinión de las empresas
eléctricas la transposición de la Directiva a través de un
cuestionario elaborado por la Oficina Española de Cambio
Climático tras una reunión en la que los Secretarios de
Estado de cambio climático, investigación y energía convocaron a varios agentes y entre ellos a UNESA.
En 2009 volvieron a convocarse las mesas de diálogo
sectorial que evalúan el impacto del comercio de derechos de emisión sobre distintos sectores y en las que
UNESA está presente. Este año se aportaron a la administración los datos relativos al empleo directo e indirecto
del sector en las instalaciones afectadas por el comercio
de derechos de emisión.
Desde UNESA se realiza el seguimiento de todos estos
temas principalmente desde la participación en el Consejo Nacional del Clima, órgano adscrito al Ministerio de
Medio Ambiente, y Medio Rural y Marino en representación de las grandes organizaciones empresariales, a través
de los grupos de trabajo de CEOE con la Oficina Española de Cambio Climático y resto de Ministerios implicados.
En el ámbito europeo desde EURELECTRIC, participando
en el Grupo de Trabajo de Cambio Climático y formando
parte de la delegación de EURELECTRIC a las Conferencias
de las Partes de la Convención de Naciones Unidas sobre
Cambio Climático y en el ámbito Latinoamericano colaborando con AENOR, CIER y OLADE.
with the Spanish government to define those issues
considered by electricity companies as a priority with
respect to the transposition of the Directive. To do so, a
questionnaire was used that had been prepared by the
Spanish Office for Climate Change following a meeting
between the Secretaries of State for Climate Change,
Research and Energy and various bodies, including
UNESA.
During the year further round table meetings were
held to evaluate the impact of emissions trading on
various sectors, all of which were attended by UNESA.
The government was also provided with data on direct
and indirect employment within the sector’s facilities
affected by emissions trading.
UNESA monitors all these areas, mainly through its
participation in the National Climate Council, a body
that forms part of the Ministry of the Environment and
Rural and Marine Affairs and represents large business
organisations, as well as through the CEOE’s working
groups, the Spanish Office for Climate Change and the
rest of the ministries involved in this field. At European
level monitoring activity is carried out through
EURELECTRIC, with UNESA participating in its climate
change working group and forming part of the
EURELECTRIC delegation to the United Nations Climate
Change Conference. In Latin America, UNESA
collaborates with AENOR, CIER and OLADE.
5. MEDIO AMBIENTE
5. ENVIRONMENT
En el área de medio ambiente se ha realizado el seguimiento y análisis de numerosas iniciativas legislativas,
tanto en el ámbito europeo, como en el nacional, destacando por temas los siguientes:
In the environment area we have monitored and
analysed a wide range of legislative initiatives at
European and domestic level, the most significant of
which are as follows:
5.1. GRANDES INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN
5.1. LARGE COMBUSTION FACILITIES
Con el fin de homogeneizar los procedimientos de
medida y control de la instrumentación necesaria para
calcular las emisiones de las instalaciones del sector eléctrico se ha elaborado desde UNESA una guía que facilita
la correcta aplicación de la norma en un grupo de trabajo conjunto con las empresas con instalaciones mayores
de 50 MW térmicos y té cnicos del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, incluido CIEMAT, que ha dado
lugar a la Resolución de 8 de julio de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se precisan determinados aspectos relativos a la aplicación de la Orden
To standardise measurement and control procedures
for the instruments required to calculate emissions from
electricity sector facilities, UNESA has prepared a set of
guidelines to facilitate implementation of standards in
this area. These guidelines were drawn up by a working
group in collaboration with companies operating
thermal facilities of over 50 MW and technicians from
the Ministry of Industry, Tourism and Trade, including
CIEMAT, and led to the publication of a resolution on 8
July 2009 by the Secretary of State for Energy. This
resolution specified certain aspects relating to the
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ITC/1389/2008, de 19 de mayo, y de la Orden
PRE/3539/2008, de 28 de noviembre, respecto a la remisión de información y al seguimiento y control de las
emisiones a la atmósfera procedentes de las grandes instalaciones de combustión.
Adicionalmente, tras un periodo de prueba entre las
instalaciones y el CIEMAT, se puso en marcha un sistema
interactivo que permite el control mensual del incremento de las emisiones de los contaminantes SO2, NOx y Partículas, con el objetivo de comprobar su evolución y el
estado de cumplimiento de la burbuja de emisiones anual
exigida por la Administración Española y la Comisión
Europea.
Asimismo, se ha informado sobre diversos asuntos,
como la puesta en marcha del Registro europeo de emisiones y transferencias de contaminantes (E-PRTR) y publicación del registro estatal PRTR-España y la Conferencia
de EURELECTRIC “Integrated Implementation of Air Pollution and Climate Policies in the European Union: Power
Perspective” celebrada en el mes de octubre. Se han elaborado también comentarios al Proyecto de Real Decreto
por el que se actualiza el anexo IV de la Ley 34/2007, de
15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la
atmósfera, y se establecen las disposiciones básicas para
su aplicación
application of Order ITC/1389 of 19 May 2008 and
Order PRE/3589 of 28 November 2008, concerning the
disclosure of information and the monitoring and
control of atmospheric emissions from large combustion
facilities.
Following a trial period between facilities and the
CIEMAT, an interactive system has been implemented
that allows increases in SO2, NOx and particle emissions
to be controlled on a monthly basis. The aim of this
system is to monitor these pollutants, as well as to verify
compliance with the annual emissions bubble
established by the Spanish government and the
European Commission.
The Association has also reported on various issues,
such as the implementation of the European Pollutants
Release and Transfer Register (E-PRTR) and the
publication of the PRTR-Spain national register, as well
as the EURELECTRIC conference entitled “Integrated
Implementation of Air Pollution and Climate Policies in
the European Union: Power Perspective”, held in
October. Comments were also prepared on the draft
Royal Decree to update appendix IV of Law 34 of 15
November 2007 on air quality and protection of the
atmosphere, with basic provisions for its application also
established.
5.2. DIRECTIVA DE EMISIONES INDUSTRIALES (REVISIÓN DE LA
DIRECTIVA IPPC)
5.2. INDUSTRIAL EMISSIONS DIRECTIVE (REVIEW OF THE IPPC
DIRECTIVE)
Se ha realizado el seguimiento de la propuesta de
Directiva de Emisiones Industriales, que durante 2009 ha
completado su Primera Lectura en el Parlamento Europeo,
mientras que en el Consejo alcanzó una Posición Común
en el mes de junio. La propuesta revisa, entre otras, la
Directiva sobre Prevención y Control Integrados de la
Contaminación (IPPC) y la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión, incluyendo nuevos valores límite
para las GIC desde 2016, dando mayor relevancia a los
documentos BREF (BAT Reference Document), e incidiendo de forma importante en el parque de centrales térmicas existentes. Se ha efectuado por tanto un detallado
seguimiento de la tramitación y de las modificaciones que
se han venido introduciendo en las instituciones comunitarias y se ha intervenido y participado siempre que ha
sido posible en la elaboración de posiciones de las organizaciones europeas como EURELECTRIC, Business Europe, CEOE, Comisión y Parlamento así como la representación permanente de España en el Grupo de Trabajo de
Medio Ambiente del Consejo. En el mes de julio se organizó una jornada en UNESA en la que la Secretaria de
Estado de Cambio Climático del Ministerio de Medio
Ambiente, y Medio Rural y Marino pudo explicar a las
empresas de UNESA los puntos del acuerdo alcanzado en
el Consejo, así como escuchar las opiniones y preocupaciones de las empresas.
UNESA has monitored development of the proposed
Industrial Emissions Directive, which had its first reading
at the European Parliament in 2009, with the Council
adopting a common position in June. The proposed
directive revises the Integrated Pollution, Prevention and
Control (IPPC) Directive and the Large Combustion Plant
Directive, and includes new limits for LCPs from 2016
giving greater relevance to BREF documents (BAT
Reference Document), and has a significant impact on
existing thermal plants. UNESA has closely followed the
progress of the proposal, as well as the amendments
there to made by the European institutions, and has
participated (where possible) in the preparation of
positions by European organisations such as
EURELECTRIC, Business Europe, CEOE, the Commission
and the Parliament, acting as permanent representative
for Spain in the Council’s environment working group.
In July UNESA organised a conference where the
Secretary for State for Climate Change at the Ministry of
the Environment and Rural and Marine Affairs had the
opportunity to explain the agreements reached by the
Council to the Association’s member companies and to
air their thoughts and concerns.
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La posición del Consejo iniciará su revisión en Segunda Lectura del Parlamento Europeo en el primer semestre
de 2010, a lo largo de la Presidencia Española.
Por otro lado, la Comisión Europea también quiere
revisar el documento BREF actual para las Grandes Instalaciones de Combustión (publicado en 2006), por lo que
se ha ido informando sobre este asunto, cuyo inicio se
retrasó finalmente para 2010, y se ha colaborado con
EURELECTRIC en las tareas iniciales del proceso. El documento BREF-GIC establece los BATAELs (Best Available
Techniques Associated Emission Levels) para las GIC. La
Comisión tiene además intención de revisar el BREF para
sistemas de refrigeración, que finalmente se ha retrasado
hasta 2011.
La Comisión Europea ha estado trabajando en 2009 en
un estudio sobre un posible sistema comunitario de emisiones de SO2 y NOx en las instalaciones IPPC, sobre el
que se ha informado.
The review of the Council’s position will begin with the
second reading at the European Parliament in the first half
of 2010, during Spain’s Presidency of the European Union.
The European Commission also plans to review
current BREF documentation on large combustion plants
(published in 2006). Information has therefore been
compiled for the review, which has finally been
postponed until 2010, with EURELECTRIC collaborating
in the initial process. The BREF-LCP document
establishes BATAELs (Best Available Techniques
Associated Emission Levels) for large combustion plants.
The Commission also intends to review the BREF on
refrigeration systems, although this move has been
postponed until 2011.
In 2009 the European Commission also worked on a
study of a possible European system for SO2 and NOx
emissions trading between IPPC facilities, on which a
report has been prepared.
5.3 TECHOS NACIONALES DE EMISIÓN
5.3 NATIONAL EMISSION CEILINGS
Se ha realizado también el seguimiento tanto del proceso de la futura revisión de la Directiva de Techos Nacionales de Emisión (TNE), como de aquellas cuestiones relacionadas con el cumplimiento de la Directiva TNE actualmente vigente; además se han seguido los trabajos del
Convenio de Ginebra y la revisión del Protocolo de
Gotemburgo.
En 2009 el Ministerio de Medio Ambiente publicó el
“Plan de Acción de Techos Nacionales de Emisión para la
aplicación del II programa nacional de reducción de emisiones” que fue enviado a la Comisión Europea. El informe hace mención al estudio de los potenciales de reducción de los sectores involucrados en esta Directiva, y de la
posible legislación adicional necesaria para cumplir con
los techos objetivo de 2010. En principio, las emisiones
calculadas para el sector eléctrico en 2010 se corresponden con los techos inicialmente asignados a las instalaciones de generación eléctrica.
The Association has monitored the process for the
future review of the National Emission Ceilings (NEC)
Directive, as well as issues related to compliance with
the current NEC Directive. UNESA has also closely
followed work on the Geneva Convention and review of
the Gothenburg Protocol.
In 2009 the Ministry of the Environment published its
National Emission Ceilings Action Plan for application of
the second national programme for emission cuts, which
was submitted to the European Commission. The report
refers to the study into potential reductions within the
sectors involved in this Directive, as well as the
additional legislation that may be required to meet with
2010 emission ceilings targets. In theory, the emissions
calculated for the electricity sector for 2010 reflect the
ceilings initially assigned to electricity generation
facilities.
5.4. RESPONSABILIDAD AMBIENTAL
5.4. ENVIRONMENTAL RESPONSIBILITY
Durante 2009 se han continuado en UNESA los trabajos relativos a la elaboración de un Modelo de Informe de
Riesgos Ambientales Tipos (MIRAT) para las instalaciones
de combustión para la producción eléctrica en el marco
del desarrollo de la Ley 26/2007 de Responsabilidad
Ambiental. El objetivo final del proyecto es disponer de
guías de aplicación para la valoración de daños ambientales en los diferentes tipos de instalaciones del sector
eléctrico. Se acordó elaborar en primer lugar una Guía
que sería aplicada a las instalaciones de Castejón, ciclo
combinado, y Narcea, central térmica de carbón, dejando
abierta la posibilidad de aplicación a una central hidráulica y una central térmica de fuel-oil al final del proyecto.
In 2009 UNESA continued working on the
preparation of a standard environmental risk report for
combustion facilities (known as MIRAT) used for
electricity production, in line with Environmental
Responsibility Law 26 of 2007. The ultimate goal of this
project is to create a set of application guidelines for the
assessment of environmental damage in the different
kinds of electricity sector installations. An agreement
was reached to prepare an initial guide for application in
the Castejón combined cycle and the Narcea thermal
coal plants, with the possibility of application within a
hydroelectricity plant and a thermal fuel-oil plant at the
end of the project.
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El primer borrador de la Guía de Aplicación fue realizado en septiembre de 2009, y aplicada a las dos centrales involucradas en el proyecto. Dada la complejidad de
los elementos utilizados en las dos experiencias, se están
revisando los conceptos aplicados y se esperan resultados
tangibles a lo largo del año 2010
The first draft of the guide was prepared in
September 2009, and applied to the two plants involved
in the project. Given the complex nature of the items
used in the two pilot schemes, the concepts applied are
being reviewed, with tangible results expected during
2010.
5.5. HEXAFLUORURO DE AZUFRE
5.5. SULPHUR HEXAFLUORIDE
Después de firmado el acuerdo voluntario con el
Ministerio de Medio Ambiente para la reducción controlada de hexafluoruro de azufre, UNESA presentó el primer informe de situación del sector eléctrico en junio de
2009, cumpliendo los objetivos pactados en dicho acuerdo y siendo aprobado por el Ministerio de Medio
Ambiente y Medio Rural y Marino en el primer semestre
del año.
UNESA continua colaborando con el Ministerio de
Medio Ambiente en el desarrollo del Real Decreto que
establecerá las condiciones para formar a los trabajadores
que manipulen SF6, donde el sector eléctrico tiene su
propio capítulo. Se espera disponer del primer borrador
de curso seminario sectorial en el primer trimestre del año
2010.
After signing a voluntary agreement with the
Ministry of the Environment for the controlled
reduction of sulphur hexafluoride, UNESA presented its
first report on the situation of the electricity sector in
June 2009. The report, which was published to comply
with the objectives set forth in the aforementioned
agreement, was approved by the Ministry of the
Environment and Rural and Marine Affairs during the
first half of the year.
UNESA continues to work with the Ministry of the
Environment to develop the Royal Decree establishing
training conditions for employees handling SF6, in
which the sector has its own chapter. The first draft of
the sector seminar and course is expected to be ready
during the first quarter of 2010.
5.6. AVIFAUNA
5.6. BIRDLIFE
Tras la publicación del Real Decreto de Avifauna en
Marzo de 2008, el sector eléctrico a través de las Comunidades Autónomas está desarrollando los proyectos de
adecuación de las líneas a los condicionantes del
mismo.
Following publication of the Royal Decree on Birdlife
in March 2008, the electricity sector is collaborating
with the governments of Spain’s autonomous regions to
bring overhead power lines into line with the terms of
this Decree.
5.7. RESIDUOS
5.7. WASTE
En el ámbito de los residuos, desde la publicación de
la Directiva marco sobre residuos en noviembre de 2008,
y en la que se ha finalmente incluido el concepto de subproducto (cuestión de interés para el sector por la posible
clasificación de las cenizas, escorias y yesos de desulfuración de gases como subproductos), se ha informado
sobre el proceso de la transposición a la legislación nacional, los informes de la Comisión europea sobre el concepto de fin de residuo, etc.
También se ha realizado el seguimiento del Plan Nacional Integrado de Residuos (PNIR) 2008/2015 hasta su
publicación en febrero de 2009, en el que se ha participado a través de CEOE. Asimismo se ha informado sobre el
nuevo “Catálogo de residuos utilizables en la construcción”
(en cuya redacción inicial participó UNESA en el capítulo
sobre utilización de cenizas de centrales de carbón en la
construcción), la tramitación electrónica del procedimiento
de control de residuos peligrosos (proyecto ETER), etc.
En cuanto al Reglamento1907/2006 sobre REACH, se
organizó el 12 de mayo de 2009 una Jornada en UNESA
Since the publication of the Waste Framework
Directive in November 2008, which included the
concept of “by-products” (of interest for the electricity
sector due to the possible classification of ash, slag and
gypsum from gas desulphurisation as by-products),
UNESA has observed the process for transposition of this
Directive in Spanish legislation, as well as European
Commission reports on the concept of “end of waste”.
UNESA also monitored the 2008/2015 National
Comprehensive Waste Plan (PNIR) up to its publication
in February 2009, in which the Association actively
participated through the CEOE. The Association has also
studied the new catalogue of waste that can be used in
the construction industry (in which UNESA participated
in the initial draft of the chapter on the use of coal plant
ash for construction purposes), the electronic processing
of the hazardous waste control procedure (the ETER
project), etc.
On 12 May 2009 UNESA organised a conference on
REACH Regulation 1907/2006, which discussed the
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/Activities review
para información de las implicaciones para el sector de
este Reglamento, contando con la asistencia del Centro
Nacional de Referencia Reach, institución creada por el
MARM.
Se ha continuado informando sobre aquellas cuestiones relacionadas con el Reglamento de interés para usuarios y fabricantes/importadores del sector, sobre el proceso de registro para materiales como las cenizas y yesos de
desulfuración de gases a través de los Consorcios correspondientes y sobre el primer proyecto coordinado de inspección “REACH-EN-FORCE 1” para controlar la aplicación del Reglamento.
También se ha participado activamente a través de
CEOE, en el desarrollo del Anteproyecto de Ley sobre el
régimen sancionador previsto por el Reglamento REACH.
Se ha continuado colaborando y asistiendo a las reuniones de la Asociación Europea de los subproductos de
combustión de carbón (ECOBA) que está orientada a promover y eliminar barreras para el uso de los subproductos
de las centrales térmicas de carbón. Dentro de esta organización, UNESA participa en la Asamblea General y en el
Comité de Medio Ambiente. En 2009 se ha realizado,
como en años anteriores, el inventario nacional de producción y utilización de cenizas volantes del carbón y
otros subproductos, contribuyendo a la elaboración del
inventario europeo.
También se ha informado sobre otros temas relacionados, como las implicaciones del Reglamento (CE) nº
1272/2008 sobre clasificación, etiquetado y envasado de
sustancias y mezclas, etc.
implications of this Regulation for the sector. The event
was attended by the National REACH Reference Centre,
a body created by the Ministry of the Environment and
Rural and Marine Affairs.
The Association has continued to study issues related
to the Regulation which are of interest to the sector’s
manufacturers/importers, the process for registering
materials such as ash and gypsum from gas
desulphurisation with the corresponding consortia, and
the first REACH-EN-FORCE coordinated inspection
programme to control the application of this Regulation
UNESA has also played an active role (through the
CEOE) in the development of the bill concerning the
sanction structure foreseen by the REACH Regulation.
As in prior years, UNESA has collaborated with and
attended meetings organised by the European Coal
Combustion Products Association (ECOBA), which is
engaged in promoting and removing barriers to the use
of by-products from thermal coal plants. The Association
is involved in the ECOBA general assembly and
environmental committee. In 2009 Spain also prepared
its national inventory of production and use of coal fly
ash and other by-products in 2009, thereby contributing
to the European inventory.
UNESA has also reported on other related issues, such
as the implications of EC Regulation 1272/2008
concerning the classification, labelling and packaging of
substances and mixtures.
5.8 AGUAS
5.8 WATER
En el marco de la Estrategia comunitaria para la aplicación de la Directiva marco de aguas, se ha realizado el
seguimiento, hasta su publicación, del Libro blanco sobre
adaptación al cambio climático, y el desarrollo de diversas guías de aplicación de la Directiva marco, como la
guía sobre zonas de mezcla, guía sobre gestión de cuencas de ríos y adaptación al cambio climático, etc. Se ha
participado en el workshop interno de EURELECTRIC
sobre adaptación al cambio climático en el mes de septiembre y se ha informado sobre la aplicación del Reglamento del Consejo por el que se establecen medidas para
la recuperación de la población de anguila europea.
Igualmente UNESA estuvo presente en el Coloquio
anual de Hidroecología de EDF dedicado a la adaptación
de los ecosistemas acuáticos en el entorno de centrales
hidroeléctricas al cambio climático.
En el ámbito nacional, se ha seguido el desarrollo de la
consulta y publicación del Real Decreto1514/2009 por el
que se regula la protección de las aguas subterráneas contra la contaminación y el deterioro.
As part of the EU strategy for application of the Water
Framework Directive, UNESA followed the progress of
the white paper on adapting to climate change up to its
publication, as well as the development of various
guidelines on the application of the Directive, such as
guidelines on mixing zones, guidelines on river basin
management and adaptation to climate change, etc.
The Association took part in the internal EURELECTRIC
workshop on adapting to climate change, which was
held in September, and has also observed the
application of the Council Regulation establishing
measures for recovery in European eel stocks.
UNESA also attended the EDF’s annual hydroecology
symposium, which focused on the adaptation of aquatic
ecosystems located near hydroelectricity plants to
climate change.
Domestically, the Association has monitored the
development of the consultation and publication of
Royal Decree 1514/2009, governing the protection of
groundwater from pollution and degradation.
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5.9. VARIOS
5.9. OTHER AREAS
Asimismo, las empresas han participado en la elaboración de comentarios a varias propuestas legislativas, destacando las siguientes:
UNESA member companies have been involved in the
preparation of comments on various legislative
proposals, the most significant of which are as follows:
• Anteproyecto de Ley de modificación del RD
legislativo por el que se aprueba el texto refundido
de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de
proyectos.
• Anteproyecto de Ley de Protección del Medio Marino
• Seguimiento de las reducciones de equipamiento de
los sectores poseedores de PCB
• Borrador Estrategia Movilidad Sostenible
• Propuesta de Directiva para el establecimiento marco
para la protección del suelo.
• Anteproyecto de Ley de economía sostenible
• Bill modifying the Legislative Royal Decree approving
the revised text of the Environmental Impact
Assessment Law.
• Bill on the Protection of the Marine Environment
• Monitoring of reductions in equipment containing
PCBs within the sector
• Draft sustainable mobility strategy
• Proposed Directive for the establishment of a land
protection framework.
• Sustainable Economy bill
En el mes de octubre se celebró una reunión de trabajo conjunta entre UNESA, sus empresas asociadas y
empresas de la CIER en la que se repasaron los temas
ambientales prioritarios para las empresas eléctricas en
Latinoamérica y el estado de los trabajos que se realizan
de manera conjunta.
In October a meeting was organised between UNESA,
its member associations and CIER companies to discuss
priority environmental issues for electricity companies in
Latin America, as well as the progress of joint projects
currently underway.
6. PROSPECTIVA, PLANIFICACIÓN Y EFICIENCIA ENERGÉTICA
6. FUTURE PROSPECTS, PLANNING AND ENERGY EFFICIENCY
En el ámbito nacional y tras la presentación “Informe
Prospectiva de generación eléctrica, 2030” realizado por
UNESA a finales de 2007, y la amplia difusión del mismo
a lo largo de 2008, la posterior aprobación del denominado Paquete Verde de la Unión Europea en el que se
establecen objetivos en materia de energías renovables,
de eficiencia energética y de emisiones para 2020, y la
caída de la demanda derivada de la crisis económica
actual, hizo aconsejable actualizar y revisar las proyecciones y estimaciones de las necesidades eléctricas en el horizonte del 2020 y 2030, tarea que se ha iniciado en 2009
y se concluirá en 2010. A este respecto, se hicieron diversos análisis de prospectiva de la generación eléctrica a
largo plazo con el fin de detectar las dificultades estructurales por las que puede pasar esta actividad.
UNESA, fue invitada a comparecer en la Subcomisión
de análisis de la estrategia energética para los próximos
25 años del Congreso de los Diputados También se analizaron los aspectos de interés para el sector en el Proyecto de ley de economía sostenible.
En el ámbito de eficiencia energética, entre otros
aspectos, se ha colaborado y firmado un convenio con el
IDAE para la distribución, junto con la factura de la luz, de
vales canjeables por lámparas de bajo consumo y de un
folleto informativo sobre eficiencia energética.
Por otra parte, se ha hecho el seguimiento a las propuestas reglamentarias relacionadas con la eficiencia
energética, tales como el borrador del proyecto de Ley de
At domestic level, following the presentation of the
“Prospective report on electricity generation, 2030” by
UNESA at the end of 2007 and its widespread
distribution during 2008, the subsequent acceptance of
the European Union’s green package which establishes
renewable energy, energy efficiency and emissions
targets for 2020, and the drop in demand arising from
the current economic climate, it was advisable to update
and review projected and estimated electricity
requirements for the 2020-2030 period. This task, which
began in 2009 and is expected to be completed in
2010, involves the analysis of long-term electricity
generation prospects to detect the structural difficulties
that may affect this area of activity.
In 2009 UNESA was invited to appear before the
Chamber of Deputies’ sub-committee for the analysis of
energy strategy for the next 25 years. Issues of interest
for the sector were also analysed in the Sustainable
Economy Bill.
UNESA’s work in the energy efficiency field included
collaboration and the signing of an agreement with
IDEA (the Institute for Diversification and Saving of
Energy) to enclose vouchers for low-consumption light
bulbs with electricity bills, along with an information
leaflet on energy efficiency.
The Association has also monitored regulatory
proposals related to energy efficiency, such as the
Energy Efficiency and Renewable Energy Bill and the
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/Activities review
Eficiencia Energética y Energías Renovables y el posterior
proyecto de Ley de Economía Sostenible, a las actividades
de la Plataforma Tecnológica Española sobre Eficiencia
Energética y demás actividades relacionadas con la eficiencia energética: empresas de servicio energético, auditorías energéticas, ayudas para la promoción de actuaciones de ahorro y eficiencia energética, entre otros.
subsequent draft Sustainable Economy Law, the activities
carried out by the Spanish Technological Platform for
Energy Efficiency, and other energy efficiency initiatives:
energy service companies, energy audits, aid for the
promotion of energy efficiency and saving initiatives,
etc.
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NUCLEAR
/Activities review
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1. OPERACIÓN, TECNOLOGÍA Y EXPERIENCIA OPERATIVA
1. OPERATIONS, TECHNOLOGY AND OPERATING EXPERIENCE
241
2. CONSEJO DE SEGURIDAD NUCLEAR Y NORMATIVA
2. THE NUCLEAR SECURITY COUNCIL (CSN) AND THE REGULATORY FIELD
243
3. GARANTÍA DE CALIDAD, ORGANIZACIÓN Y FACTORES HUMANOS
3. QUALITY GUARANTEES, ORGANISATION AND HUMAN FACTORS
244
4. PROTECCIÓN RADIOLÓGICA Y RESIDUOS RADIACTIVOS
4. RADIOLOGICAL PROTECTION AND RADIOACTIVE WASTE
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/Nuclear
Nuclear
NUCLEAR
La Dirección de Energía Nuclear, además de llevar a
cabo las actividades propias de UNESA, efectúa las labores de Secretaría Técnica y apoyo al Comité de Energía
Nuclear, su Comité de Gestión y sus Comisiones, realiza el
seguimiento de las actividades de los Grupos de Trabajo
que dependen de ellos, lleva la gestión de los órganos de
coordinación con el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN)
y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A.
(ENRESA), cuya interfase técnica tiene lugar con el CSN a
través de tres Grupos Mixtos permanentes que dependen
de un Comité de Enlace UNESA-CSN y con ENRESA a través de una Comisión Paritaria de la que dependen diversos Grupos de Trabajo.
Además, representa al Sector en distintas organizaciones internacionales como WANO, INPO, EPRI, FORATOM,
NEI y EURELECTRIC, entre otras, participa en reuniones de
otros organismos internacionales como el OIEA y la AENOCDE, y realiza y gestiona los pedidos correspondientes a
actividades que las centrales nucleares decidan emprender
de forma conjunta a través de UNESA.
Se recoge a continuación una relación de las principales actividades realizadas durante el año 2009, agrupadas
según el ámbito al que aplican.
UNESA’s nuclear energy department provides support
and performs the role of technical secretary for the
Nuclear Energy Committee, its management committee
and its various commissions. The department also
monitors the activity of the working groups that report
to these entities, and manages coordination bodies
alongside the Spanish Nuclear Council (CSN) and
ENRESA, technically interacting with the CSN through
three permanent joint groups which report to a UNESACSN liaison group, and with ENRESA through a joint
commission which has various working groups.
The department also represents the sector in a large
number of international organisations that include, inter
alia, WANO, INPO, EPRI, FORATOM, NEI and
EURELECTRIC, as well as participating in meetings held
by other international bodies such as IAEA and the
OECD-NEA and placing and managing orders relating to
activities that nuclear plants decide to jointly undertake
through UNESA.
The main activities carried out in 2009 are detailed
below, grouped by area.
1. OPERACIÓN, TECNOLOGÍA Y EXPERIENCIA OPERATIVA
1. OPERATIONS, TECHNOLOGY AND OPERATING EXPERIENCE
En relación con la Operación, la Tecnología y la Experiencia Operativa obtenida en la explotación de las centrales nucleares, se destacan las siguientes:
In 2009 the most significant UNESA activity in the
field of nuclear plant operations, technology and
operating experience includes the following:
• Intercambio de experiencias operativas entre las
centrales nucleares españolas y con las extranjeras,
incluyendo la participación de tres ingenieros
residentes en el Centro de París de WANO (uno como
Director del Centro) y la colaboración con el OIEA,
AEN/OCDE, INPO, NEI y EPRI.
• Elaboración del documento UNESA CEN-31
“Establecimiento de Criterios para el Intercambio de
Información procedente de Experiencia Operativa
entre las Centrales nucleares españolas”, Noviembre
2009.
• Coordinación del Programa de participación en las
actividades de WANO del año 2010, que incluye la
participación de técnicos de las centrales españolas
en “Peer Reviews” (Auditorías Técnicas) de WANO a
diversas centrales extranjeras, de la participación
española en diversas Visitas de Asistencia Técnica
(TSM) y seminarios en el extranjero, así como de las
Auditorías Técnicas y TSM de WANO y las actividades
• The exchange of operating experiences between
Spanish and international nuclear plants, including
the participation of three engineers from the WANO
Centre in Paris (one of whom is the Centre’s director)
and collaboration with IAEA, OECD-NEA, INPO, NEI
and EPRI.
• Preparation of the UNESA CEN-31 document entitled
“Establishment of criteria for exchanging operating
experience information between Spanish nuclear
power plants”, November 2009.
• Coordination of the 2010 programme for
participation in WANO activities, which includes
involvement from Spanish power plant technicians in
WANO’s peer reviews (technical audits) for various
plants located abroad, Spanish participation in a
number of technical support missions (TSMs) and
seminars in other countries, as well as WANO TSM
and peer review activity and INPO initiatives for
supporting Spanish nuclear plants. Of particular note
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/Activities review
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
con INPO de apoyo a las centrales nucleares
españolas, destacando la evaluación de los programas
de formación de las centrales y la coordinación de la
asistencia a cursos de INPO.
Actualización del plan de paradas de recarga 20092015.
Consolidación de la participación sectorial en el
Programa Nuclear de EPRI.
Gestión y organización de reuniones, cursos y
seminarios, así como gestión de consultas y
resoluciones de cuestiones genéricas, sobre los
diferentes programas de EPRI y sobre la tecnología
desarrollada en los mismos, encaminadas al
aprovechamiento de la misma por las centrales
nucleares españolas.
Coordinación de acciones para la solicitud de ofertas
de seguros nucleares para el año 2010 y análisis del
impacto de los cambios en la Responsabilidad Civil
Nuclear.
Coordinación de acciones relacionadas con el proceso
de determinación de operabilidades, reuniones con el
CSN y gestión de la contratación de un curso
sectorial sobre el asunto.
Coordinación del desarrollo del Programa de
Validaciones de los sistemas de ensayos no
destructivos (END) empleados en la Inspección en
Servicio (ISI) de las centrales nucleares españolas, que
tiene una duración estimada del 2004 a 2010 y
contempla la gestión por UNESA en nombre de las
centrales nucleares españolas de diversas ingenierías,
entidades de soporte técnico y agencias de
inspección para la realización de los trabajos
requeridos.
Coordinación de la preparación del informe de Costes
de Operación y Mantenimiento, Combustible e
Inversiones de las centrales nucleares españolas en el
año 2008.
Coordinación y participación con el CSN en las
reuniones de los grupos del Comité sobre Seguridad
de Instalaciones Nucleares (CSNI) y del Comité sobre
Actividades Reguladoras Nucleares (CNRA) de la
Agencia de Energía Nuclear (AEN) de la OCDE, y
transferencia a las centrales nucleares españolas de la
información y documentación derivada de las
actividades de los mismos.
Coordinación de la renovación por el Sector del
Sistema de Comunicaciones en Emergencia entre las
centrales nucleares españolas y la Sala de
Emergencias del CSN (SALEM) alternativo al del CSN,
así como de una serie de mejoras en las
comunicaciones en emergencias.
Coordinación de la incorporación de nuevas señales
de las centrales en el Sistema de Comunicaciones en
Emergencia entre las centrales nucleares españolas y
la Sala de Emergencias del CSN (SALEM).
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•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
was the evaluation of power plant training
programmes and coordination of attendance at INPO
courses.
Update to the 2009-2015 plan for plant shutdown for
recharging.
Consolidation of the sector’s involvement in the EPRI
nuclear programme.
Management and organisation of meetings, courses
and seminars, as well as management of
consultations and resolutions on general issues
concerning the various EPRI programmes and the
technology generated through these programmes, to
allow Spanish nuclear plants to make the most of
these initiatives.
Coordination of initiatives to request nuclear
insurance offers for 2010, and analysis of the impact
of changes to nuclear civil liability insurance.
Coordination of initiatives related to the
determination of operability, meetings with the
Spanish Nuclear Council and management of the
contracting of a sector-specific course on this area.
Coordination and development of the validation
programme for non-destructive testing (NDT)
systems used for the in-service inspection (ISI) of
Spanish nuclear plants, with an estimated timeframe
of 2004-2010 and including management by UNESA
(on behalf of Spanish nuclear plants) of various
engineering firms, technical support bodies and
inspection agencies for regulation of the required
work.
Coordination of the preparation of the 2008
operating and maintenance, fuel and investment
costs report for Spanish nuclear plants.
Coordination and participation, with the CSN, in
meetings with groups from the Committee on the
Safety of Nuclear Installations (CSNI) and the
Committee on Nuclear Regulatory Activity (CNRA),
which form part of the OECD’s Nuclear Energy
Agency (NEA). Transfer of information and
documentation generated by these groups to Spain’s’
nuclear plants.
Coordination between Spanish nuclear power plants
and the CSN’s emergency room (known as SALEM)
with regard to the sector’s renewal of the energy
communications system, (an alternative to the CSN’s
system), as well as a number of improvements to
emergency communications.
Coordination between Spanish nuclear power plants
and the CSN’s emergency room (SALEM) for the
incorporation of new emergency communication
signage in power plants.
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Nuclear
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• Coordinación de la elaboración de una propuesta de
protocolo de colaboración de las centrales nucleares
españolas con los Planes de Emergencia Nuclear
Exteriores (PEN).
• Coordinación de la revisión de los sucesos iniciadores
de los Planes de Emergencia Interior (PEI) de las
Centrales nucleares españolas.
• Coordinación de actividades relacionadas con el
combustible nuclear y desarrollo de un proyecto
piloto, junto con ENRESA, ENUSA y SOCOIN, para la
aplicación a las centrales nucleares de la Guía del
CSN para la elaboración de planes de gestión de
residuos radiactivos en lo que respecta al combustible
gastado y los residuos singulares de alta actividad.
• Análisis y evaluación de aplicabilidad a las centrales
españolas de las guías EPRI/INPO sobre Fiabilidad de
Combustible, desarrolladas y encaminadas al objetivo
de 0 fallos en 2010.
• Coordinación con Red Eléctrica de España (REE) en la
revisión y actualización del Proyecto ESCENRED sobre
estabilidad de la red en el entorno de las centrales
nucleares, efectuado hace algunos años. En esta
actividad, participa también el CSN.
• Elaboración y difusión de folletos informativos, y
suministro de datos estadísticos a organismos y
publicaciones internacionales especializados, sobre los
resultados de explotación y el funcionamiento de las
centrales nucleares españolas en 2008.
• Coordination in the preparation of a proposed
protocol for collaboration between Spanish nuclear
plants and foreign nuclear emergency plans.
• Coordination of the review of milestones established
in the domestic emergency plans for Spanish nuclear
plants.
• Coordination of activities related to nuclear fuel and
the development of a pilot project, alongside
ENRESA, ENUSA and SOCOIN, to apply the CSN’s
guidelines on the preparation of radioactive
management plans to Spanish nuclear power plants,
in terms of spent fuel and high-activity waste.
• Analysis and evaluation of whether EPRI/INPO fuel
reliability guidelines are applicable to Spanish power
plants. These guidelines have been developed with
the aim of reducing fuel defects to zero by 2010.
• Coordination with REE on the review and updating of
the ESCENRED Project on network stability within
nuclear plants, carried out several years ago. The CSN
is also involved in this activity.
• Preparation and distribution of information leaflets
and statistical data to international specialist bodies
and publications, with regard to operating results
and the functioning of Spanish nuclear plants in
2008.
2. CONSEJO DE SEGURIDAD NUCLEAR Y NORMATIVA
2. THE NUCLEAR SECURITY COUNCIL (CSN) AND THE
REGULATORY FIELD
De entre las actividades relacionadas con el Consejo de
Seguridad Nuclear (CSN) y la Normativa merecen destacarse las siguientes:
• Coordinación y gestión del mantenimiento de la base
de datos de hallazgos del Sistema Integrado de
Supervisión de Centrales(SISC).
• Gestión de la información sobre temas regulatorios
en EEUU de interés para las centrales nucleares
españolas y estancias de una persona en las oficinas
de NEI (Nuclear Energy Institute) para realizar un
seguimiento más cercano y en continuo de dichos
temas.
• Elaboración y coordinación de comentarios sectoriales
a las propuestas de nueva normativa (Instrucciones,
Cartas y Guías) del CSN y a la normativa
internacional (OIEA, principalmente). Se han
elaborado comentarios a medio centenar de
documentos normativos y celebrado reuniones con el
CSN para discutir Instrucciones especialmente
relevantes.
• Coordinación sectorial de comentarios a las revisiones
emitidas por el CSN de los procedimientos del SISC
(una veintena, en 2009).
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The most significant activities relating to the CSN
and the regulatory field include the following:
• Coordination and management of maintenance
carried out on the integrated plant supervision
system (SISC) database of findings.
• Management of information on regulatory issues in
the United States of interest for Spanish nuclear
plants, and personnel secondments to NEI (Nuclear
Energy Institute) offices to monitor these issues more
closely on an ongoing basis.
• Preparation and coordination of sector comments on
the CSN’s proposed new regulations (instructions,
letters and guidelines) and international regulations
(mainly the IAEA). Comments have been prepared on
approximately 50 regulatory documents, and
meetings have been held with the CSN to discuss
particularly relevant instructions.
• Coordination of comments from the sector on
reviews issued by the CSN on integrated plant
supervision system (SISC) procedures (approximately
20 in 2009).
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/Activities review
• Elaboración de tablas resumen de la evolución
sectorial de los indicadores de funcionamiento y la
matriz de acción del SISC.
• Elaboración y coordinación sectorial de una posición
común sobre los planes del CSN respecto de un
nuevo tratamiento regulatorio de la evaluación de la
cultura de seguridad.
• Coordinación sectorial y gestión de contrataciones
externas para la elaboración de informes técnicos
para el CSN en respuesta a preocupaciones
reguladoras: Guía genérica de riesgo en parada y
Probabilidad de no recuperación de energía exterior
tras una pérdida total.
• Elaboración y coordinación de comentarios sectoriales
a iniciativas legislativas, en lo relacionado con la
energía nuclear: Ley de Economía Sostenible.
• Elaboración de propuestas sectoriales encaminadas a
la mejora el entorno regulador y normativo.
• Coordinación de las relaciones sectoriales con el CSN
en materia de regulación en Seguridad Nuclear, a
través del Grupo Mixto de Seguridad Nuclear (SNU) y
sus grupos mixtos (9, a finales de 2009).
• Coordinación sectorial y gestión de contrataciones
externas para la elaboración y discusión con el CSN
de una base de datos genérica común sobre datos de
Análisis Probabilista de Seguridad (APS).
• Preparation of tables summarising the development
of SISC operating indicators and the action matrix
within the sector.
• Preparation and coordination of the sector’s shared
position on CSN plans for the new regulatory
treatment of safety culture evaluations.
• Sector coordination and management of external
contracts for the preparation of technical reports for
the CSN as a response to regulatory concerns.
General guidelines for risks during outages and the
probability of not recovering external power
following a total loss.
• Preparation and coordination of comments from the
sector on legislative issues related to nuclear energy.
Sustainable Economy Law.
• Drafting of sector proposals to improve the
regulatory environment.
• Coordination of the relationship between the sector
and the CSN with regard to nuclear security, through
the joint nuclear security group (SNU) and its various
joint groups (nine at 2009 year end).
• Sector coordination and management of external
contracts for the preparation of a shared general
database on data from probabilistic safety assessment
(PSA), for discussion with the CSN.
3. GARANTÍA DE CALIDAD, ORGANIZACIÓN Y FACTORES
HUMANOS
3. QUALITY GUARANTEES, ORGANISATION AND HUMAN
FACTORS
En lo referente a la Garantía de Calidad, Organización
y Factores Humanos, pueden señalarse las siguientes
actuaciones:
The following activities relating to quality guarantees,
organisation and human factors are of particular
importance:
• Coordinación sectorial de la revisión de los Manuales
de Gestión para responder a la Instrucción de
Seguridad IS-19, sobre Requisitos del Sistemas de
Gestión y elaboración de posicionamientos comunes
respecto de la implantación de los requisitos allí
contemplados.
• Coordinación y gestión de contrataciones externas
para elaborar estudios y análisis comparativos de los
nuevos sistemas de gestión a desarrollar en respuesta
a la IS-19.
• Celebración de 6 cursos y/o seminarios sobre diversos
aspectos relacionados con la cultura de seguridad en
las instalaciones nucleares y sus competencias básicas
asociadas.
• Elaboración, junto con Vattenfall, de un documento
de posición de las centrales nucleares europeas
respecto del requisito del OIEA GS-R-3 (The
Management System for Facilities and Activities) del
que deriva la IS-19. .
• Gestión del tercer contrato con TECNATOM sobre
Gestión de la Seguridad. Se ha trabajado en asuntos
• Sector coordination of a review of management
manuals in response to security instruction IS-19 on
management system requirements, and the
preparation of shared positions on the
implementation of the issues considered therein.
• Coordination and management of external contracts
to prepare studies and comparative analyses of the
new management systems to be developed in line
with IS-19.
• Six courses/seminars on various issues related to the
safety culture within nuclear facilities, and their basic
associated scopes.
• Collaboration with Vattenfall in the preparation of a
document outlining the position of European nuclear
plants with regard to IAEA requirement GS-R-3 on the
management system for facilities and activities, from
which IS-19 is derived.
• Management of the third contract with TECNATOM
on security management. UNESA has worked on
matters related to treatment of the safety culture in
the United States, competencies related to safety
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Nuclear
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relativos al tratamiento de la Cultura de Seguridad en
EEUU, las competencias relacionadas con la propia
Cultura de Seguridad y la efectividad de las acciones
contempladas en el PAC (Programa de Acciones
Correctivas).
• Seguimiento, conjuntamente con el CSN, de los
eventos internacionales relacionados con el impacto
en la seguridad nuclear de los Factores Humanos y
Organizativos.
• Gestión del mantenimiento y actualización de la base
de datos común de suministradores de bienes y
servicios, que contiene información sobre auditorias y
las evaluaciones realizadas a proveedores.
• Elaboración de listas de verificación de garantía de
calidad de las prácticas de las centrales nucleares en
las áreas de operación y de mantenimiento.
culture in Spain and the effectiveness of the issues set
forth in the programme of corrective measures (PAC).
• In conjunction with the CSN, monitoring of
international events related to the impact of human
and organisational factors on nuclear safety.
• Maintenance management and update of the shared
database of suppliers of goods and services, which
contains information on audits and evaluations of
suppliers.
• Preparation of checklists to verify the quality of
operations and maintenance practices at nuclear
plants.
4. PROTECCIÓN RADIOLÓGICA Y RESIDUOS RADIACTIVOS
4. RADIOLOGICAL PROTECTION AND RADIOACTIVE WASTE
En lo referente a la Protección Radiológica (PR) y Residuos Radiactivos en centrales nucleares, pueden señalarse
las siguientes actuaciones:
The following initiatives relating to radiological
protection (RP) and radioactive waste in nuclear plants
are of significance:
• Análisis de hallazgos sobre protección radiológica y
residuos radiactivos del Sistema Integrado de
Supervisión de Centrales (SISC).
• Aportación de los datos anuales de dosis ocupacional
al banco internacional de datos dosimétricos (ISOE).
• Elaboración de una Guía para el control de
contaminación α en las centrales.
• Análisis sobre la incorporación en las centrales de
sistemas de control radiológico remoto de trabajos.
• Elaboración de una Guía sobre la uniformación en las
centrales de la señalización de zonas radiológicas y
material radiactivo, así como de las barreras físicas
para evitar accesos a determinadas zonas
radiológicas.
• Seguimiento de los trabajos para la revisión de los
Basic Safety Standards (BSS) del Organismo
Internacional de Energía Atómica (OIEA) para tener
en cuenta las últimas recomendaciones de la
“International Commission on Radiological
Protection” (ICRP).
• Análisis y envío al CSN de comentarios a la petición
del CSN a las centrales de datos sobre el análisis del
suceso acaecido en C.N. Ascó.
• Participación en el curso anual de formación para
Jefes de Protección Radiológica.
• Inicio del proyecto para la actualización del programa
INDAC utilizado para la evaluación de dosis de
contaminación interna.
• Inicio del proceso para la acreditación por ENAC del
Servicio de Dosimetría Interna de Tecnatom que
apoya al de las centrales.
• Inicio de las actividades para la obtención por parte
• Analysis of SISC findings on radiological protection
and radioactive waste.
• Contribution of annual information on occupational
dose levels to the International dosimetry database
(ISOE).
• Preparation of draft guidelines for controlling power
plant contamination.
• Analysis of the incorporation of remote radiological
control systems into nuclear plants.
• Preparation of a set of guidelines on the
standardisation of radiological zone and radioactive
material signage in power plants, as well as physical
barriers to prevent access to specific radiological
areas.
• Monitoring of work involved in the review of the
International Atomic Energy Agency’s Basic Safety
Standards (BSS), including the latest
recommendations from the International Commission
on Radiological Protection (ICRP).
• Analysis and submission to the CSN of comments on
the Council’s request for plants to provide analytical
data on the events which took place at the Ascó
nuclear plant.
• Participation in the annual training course for
radiological protection managers.
• Start of the project to update the INDAC programme
used to evaluate internal contamination doses.
• Start-up of activities to gain accreditation from
Spanish certification agency ENAC for the Tecnatom
internal dosimetry system, to support the system
already in place in power plants.
• Commencement of activities to obtain authorisation
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/Activities review
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del Servicio de Dosimetría de la autorización para
realizar medidas “in vitro”.
Firma de un nuevo acuerdo con Tecnatom para el
periodo 2010-2020 sobre el Servicio de Dosimetría
Interna.
Realización de la evaluación radiológica de los
emplazamientos de las centrales exigida por el CSN a
través de una Instrucción Técnica.
Análisis de la problemática relacionada con el apoyo
de monitores de Protección Radiológica en las
recargas.
Colaboración con la SEPR en la elaboración de una
Guía sobre la problemática derivada de las partículas
calientes.
Coordinación de actividades con ENRESA en el marco
Comisión Paritaria UNESA-ENRESA y sus grupos.
Constitución de un nuevo Grupo de Trabajo Mixto
UNESA-ENRESA sobre “Reducción de Volumen de
residuos” y aprobación en el mismo de tres nuevos
proyectos.
Actualización de los proyectos de desclasificación de
aceites de las centrales.
Participación de los Jefes de PR de las centrales, en
colaboración con WANO, en un seminario de
intercambio de experiencias entre las centrales de
habla hispana celebrado en Argentina.
Colaboración en el Estudio Epidemiológico encargado
por el CSN al Instituto Nacional de Epidemiología
Carlos III, a petición del Congreso de los Diputados.
•
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•
for the dosimetry system to carry out in vitro
measurements.
Signing of a new agreement with Tecnatom for the
internal dosimetry system for the 2010-2020 period.
Performance of the radiological site evaluation
required by the CSN through publication of a
technical instruction.
Analysis of issues related to the support of
radiological protection monitors during recharging.
Collaboration with the SEPR (Spanish Radiological
Protection Society) to prepare a set of guidelines on
problems relating to hot particles.
Coordination of activities with ENRESA in relation to
the UNESA-ENRESA joint commission and its related
groups.
Creation of a mixed UNESA-ENRESA working group
to reduce waste volumes, and approval of three new
projects by this group.
Updates to projects for the clearance of oil in power
plants.
In collaboration with WANO, participation of plant
radiological protection managers in a seminar to
exchange experiences between Spanish-speaking
plants, held in Argentina.
Collaboration in the epidemiological study organised
by the CSN with the Carlos III National Institute for
Epidemiology, at the request of the Spanish
Congress.
• EURELECTRIC: En el ámbito de la energía nuclear, hay
que destacar como principales actividades del Grupo
de Trabajo Nuclear de EURELECTRIC: el seguimiento
de las actuaciones de la Comisión de la Unión
Europea relativas a la seguridad nuclear y a la gestión
del combustible gastado, de los residuos y del
desmantelamiento, el seguimiento de las actividades
del European Nuclear Energy Forum (ENEF) y de sus
3 grupos de trabajo y la coordinación de sus
actividades con FORATOM. El grupo WGN se ha
reunido 3 veces en el año 2009.
• Asociación Mundial de Explotadores Nucleares
(WANO): Es una Organización de ámbito mundial a
la que pertenecen todas las centrales nucleares en
explotación. Promueve el intercambio de
información, conocimiento y experiencias entre las
empresas que operan centrales nucleares en todo el
mundo para incrementar la seguridad, fiabilidad y
eficacia de estas instalaciones. Está estructurada a
través de cuatro centros regionales (París, Atlanta,
Moscú y Tokio) y un centro de coordinación en
Londres. En WANO hay 36 miembros ordinarios que
representan a 133 empresas eléctricas de 35 países.
• EURELECTRIC: The main activities carried out by the
EURELECTRIC Nuclear Working Group include:
Monitoring of the activities carried out by the
European Commission on nuclear security and the
management of spent fuel, waste and dismantling;
the monitoring of activities carried out by the
European Nuclear Energy Forum (ENEF) and its three
working groups; and coordination of activities with
FORATOM. The EURELECTRIC Nuclear Working Group
met three times during 2009.
• World Association of Nuclear Operators (WANO) This
is an international organisation and its membership
comprises all the nuclear plants in operation around
the world. It promotes the exchange of information,
knowledge and experiences among international
companies which operate nuclear power plants,
thereby increasing the security, reliability and
efficiency of these facilities. The Association has four
regional centres (Paris, Atlanta, Moscow and Tokyo),
as well as a coordination centre in London. WANO
has 36 ordinary members, which represent a total of
133 electricity companies located in 35 countries. In
2009 UNESA participated in meetings held by the
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Durante el año 2009 se ha participado en las
reuniones de las Juntas de Gobierno y en las
reuniones de los “WANO Interface Officers (WIO)”
del Centro de París al que UNESA está afiliada.
• En el año 2009 técnicos de UNESA y de las centrales
nucleares españolas han participado en diversas
visitas de intercambio técnico en centrales
extranjeras, varios seminarios y en 9 “peer reviews”
(evaluaciones por pares) una de ellas en la central
nuclear de Cofrentes. Las centrales nucleares
españolas han recibido 5 visitas de asistencia técnica
y efectuado en sus instalaciones 1 seminario. UNESA
aporta, procedentes de las centrales nucleares, 3
ingenieros residentes, al Centro de París, siendo uno
de ellos el Director del mismo.
• Instituto de Explotación de Energía Nuclear (INPO):
Es una Asociación de las centrales y empresas de los
EEUU con intereses nucleares para promover la
excelencia en la seguridad y fiabilidad de las centrales
nucleares. Cuenta también con una limitada
participación de miembros de otros países. UNESA es
miembro del programa internacional de INPO en
representación de las centrales nucleares españolas.
En el año 2009, se ha participado en las reuniones
del Comité Asesor del Programa Internacional (IPAC),
en la Conferencia Anual de los máximos
representantes de la industria nuclear americana
(CEOs), se han coordinado actividades de apoyo a las
centrales españolas entre ellas la visita de apoyo
técnico en el área del Programa de Acciones
Correctivas a la central nuclear de Ascó y se ha
gestionado la participación de técnicos de las
centrales nucleares españolas en cursos de formación
de INPO y visitas a centrales de los EEUU. Asimismo
se contrató un apoyo de INPO para la evaluación de
la formación del personal de operación de las
centrales nucleares españolas.
• Instituto de Energía Nuclear (NEI): Es una Asociación
de la Industria Nuclear americana que, para los
asuntos de interés para el conjunto de las centrales
de dicho país, gestiona las relaciones con el
regulador nuclear (NRC) y otras instituciones
públicas, también desarrolla actividades de
divulgación y comunicación pública sobre el uso
pacífico de la energía nuclear. UNESA forma parte de
la misma en representación de las centrales nucleares
españolas, siendo el cauce de información entre estas
y el NEI. Se siguen coordinando actividades de apoyo
a las centrales nucleares españolas en el área de
regulación nuclear, se ha asistido a la Asamblea Anual
de NEI y se han efectuado varios desplazamientos de
personal de UNESA a las oficinas de NEI en
Washington.
governing bodies and the WANO Interface Officers
(WIO) in the Paris centre, with which the Association
is affiliated.
• Technicians from UNESA and Spanish nuclear plants
also participated in various technical exchange visits
to foreign plants in 2009, as well as a number of
seminars and nine peer reviews, one of which was
held at the Cofrentes plant. Spain’s nuclear power
plants have received five technical assistance visits,
and one seminar was held at Spanish facilities. UNESA
has provided the Paris centre with three resident
engineers, one of whom is the centre director.
• Institute of Nuclear Power Operations (INPO): This
association comprises plants and companies with
nuclear interests located in the United States, and
aims to promote excellence in the safety and
reliability of nuclear power plants. In addition to its
US members, it also has a limited number of
members from other countries. UNESA represent
Spain’s power plants at the INPO, as part of the
Institute’s international programme. In 2009 the
Association was involved in the International
Participant Advisory Committee (IPAC) and the
annual CEO conference of the American nuclear
industry. Support activities for Spanish plants were
also coordinated, including the technical support visit
to the Ascó plant as part of the programme of
corrective measures, and technicians also participated
in INPO training courses organised at Spanish plants
and visits to facilities located in the United States.
INPO support was also contracted to evaluate the
training given to operations personnel in Spanish
power plants.
• Nuclear Energy Institute (NEI): This Association
operates within the US nuclear industry, and focuses
on issues of interest for the country’s plants and
managing relations with the Nuclear Regulatory
Commission (NRC) and other public bodies. The NEI
also carries out activities to promote and inform the
public on the peaceful use of nuclear energy. UNESA
forms part of the Institute, where it represents
Spanish nuclear plants and acts as a channel for
communication between these facilities and the NEI.
In 2009 work continued on the coordination of
support activities for Spanish plants in the nuclear
regulatory area, UNESA attended the NEI annual
assembly, and seconded personnel to the NEI offices
in Washington on various occasions.
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/Activities review
• Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA):
Es una organización intergubernamental de las
Naciones Unidas para cooperación en materia
nuclear. Durante el año 2009 se ha participado en
diversas reuniones del Organismo Internacional de
Energía Atómica y en diversos Comité Técnicos.
• Electric Power Research Institute (EPRI): Tras la firma
del Acuerdo correspondiente, UNESA es miembro de
pleno derecho del Programa Nuclear de EPRI para el
periodo 2006-2010.
• International Atomic Energy Agency (IAEA): This is a
United Nations intergovernmental organisation for
nuclear cooperation. In 2009 UNESA was involved in
various meetings held by the IAEA, as well as several
technical committees.
• Electric Power Research Institute (EPRI): UNESA has
signed an agreement making it a full member of the
EPRI 2006-2010 Nuclear Programme.
En este contexto UNESA participa en diversos programas internacionales de investigación y desarrollo tecnológico que se desarrollan en el marco del Sector Nuclear de
EPRI, concretamente en todos los programas “base” de
los diez Planes de Acción que actualmente integran dicho
Sector. Adicionalmente a los anteriores, en el año 2009,
se ha participado en 15 programas suplementarios de los
planes de acción. En 2009 se ha asistido a diversas reuniones de los Comités de Dirección y Grupos de Trabajo
de dichos programas, así como a las reuniones de Consejo Asesor Nuclear de EPRI y se han distribuido numerosos
documentos resultado de proyectos de investigación de
EPRI entre los Centros de Referencia españoles con los
que UNESA tiene Acuerdos al respecto.
As part of this agreement, the Association has
participated in various international technological
research and development projects within the EPRI
nuclear sector, particularly all the base programmes
within the ten action plans that currently comprise this
sector. Furthermore, in 2009 the Association was also
involved in 15 supplementary programmes related to the
aforementioned action plans. UNESA also attended
meetings organised by the management committees and
working groups involved in these programmes, as well as
EPRI nuclear advisory meetings. Documentation prepared
as a result of EPRI research projects has also been
distributed to the Spanish reference centres with which
the Association has signed agreements in this regard.
• Agencia para la Energía Nuclear (AEN) de la OCDE:
Se ha participado, junto al Consejo de Seguridad
Nuclear, en las actividades de los grupos de trabajo
del Comité de las Actividades Reguladoras Nucleares
(CNRA). También, se ha participado en diversas
reuniones del Sistema Internacional sobre Dosis
Ocupacional (ISOE).
• Asociación de los Foros Atómicos Europeos
(FORATOM): Se ha colaborado en las actividades del
“European Nuclear Installations Safety Standards
(ENISS)” para establecer posicionamientos comunes
de las CC.NN. europeas ante iniciativas
internacionales de regulación nuclear prevenientes de
la Asociación de Reguladores Europeos (WENRA), del
OIEA y de la Unión Europea.
• Otros: Asimismo, el sector eléctrico sigue
colaborando, bien a través de las empresas eléctricas
o de la propia UNESA, con otras instituciones y
organizaciones de muy diversa naturaleza y con
diversos grados de vinculación y cooperación, tales
como el Edison Electric Institute (EEI) y la Sección
Latino-Americana de la “American Nuclear Society”.
• OECD Nuclear Energy Agency: Together with the
Nuclear Security Council, UNESA has taken part in
activities organised by the working groups set up by
the Commission on Nuclear Regulatory Activity
(CNRA). The Association has also participated in
numerous meetings organised by the Information
System on Occupational Exposure (ISOE).
• European Atomic Forum (FORATOM): UNESA has
been involved in European Nuclear Installations
Safety Standards (ENISS) activities to define European
nuclear plant positions on international nuclear
regulatory measures introduced by the Western
European Nuclear Regulators Association (WENRA),
the IAEA and the European Union.
• Other areas: The electricity sector continues to
collaborate with a wide range of other bodies and
organisations (through electricity companies or
UNESA itself), with varying levels of cooperation and
relations, such as the Edison Electric Institute (EEI)
and the Latin American section of the American
Nuclear Society.
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/ STANDARDISATION AND RESEARCH
/Activities review
250
1. NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN
1. STANDARDISATION AND CERTIFICATION
251
2. COLABORACIÓN CON MITYC EN REGLAMENTOS ELECTROTÉCNICOS
2. COLLABORATION WITH THE MINISTRY OF INDUSTRY, TOURISM AND TRADE
ON ELECTROTECHNICAL REGULATIONS
253
3. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN
3. RESEARCH, DEVELOPMENT AND INNOVATION
253
4. TELECOMUNICACIONES
4. TELECOMMUNICATIONS
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5. SISTEMAS ELÉCTRICOS EN EL ÁMBITO INTERNACIONAL
5. ELECTRICAL SYSTEMS IN THE INTERNATIONAL SPHERE
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/Standardisation and research
Normalización e investigación
NORMALIZACIÓN E INVESTIGACIÓN / STANDARDISATION AND RESEARCH
En lo que se refiere a Normalización e Investigación,
de carácter horizontal y transversal tanto en generación
como transporte y distribución eléctrica, la actividad de
UNESA está relacionada con distintas áreas y actividades
de la Asociación.
UNESA’s standardisation and research activity, which
horizontally and transversally focuses on electricity
generation, transmission and distribution, is related to
the following areas and activities.
1. NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN
1. STANDARDISATION AND CERTIFICATION
La representación de UNESA ocupa la Presidencia de la
Asociación Española de Normalización y Certificación
(AENOR). La dimensión del trabajo que en este campo
desempeña UNESA queda reflejada si se tiene en cuenta
la presencia que desempeña en AENOR, donde se le han
encomendado la Secretaría de los siguientes Comités
(CTN), Subcomités (SC) y Grupos de Trabajo (GT) de Normalización de:
The UNESA representative at the Spanish Association
for Standardisation and Certification (AENOR) is the
Chairman of this association. The scope of the work
carried out by UNESA in this area can be seen in its
presence within AENOR, where it has been entrusted
with the role of secretary of the following
standardisation committees (CTN), sub-committees (SC)
and working groups (GT):
• AEN/CTN 204 “Seguridad eléctrica”: GT 1 “Equipos
para trabajos en tensión”, GT 2 “Envolventes”, GT 3
“Operación de instalaciones eléctricas”, GT 4
“Pértigas de maniobras”, GT 5 “Distancias de
seguridad”, GT 6 “Cuerdas aislantes”, GT 7
“Señalización de seguridad”, GT 8 “CLC Pértigas”.
• AEN/CTN 206 “Producción de energía eléctrica”: SC 04
“Normalización hidráulica”, SC82 “Sistemas de energía
fotovoltaica”, SC 88 “Aerogeneradores”, SC 105 “Pilas
de combustible”, SC 114 “Energías marítimas:
convertidores de energía de olas y corrientes”.
• AEN/CTN 207 “Transporte y distribución de energía
eléctrica”: SC 7/11 “Líneas aéreas y conductores
eléctricos”, SC 10 “Fluidos para aplicaciones
electrotécnicas”, SC 13 “Aparatos de medida y
control de la carga”, SC 14 “Transformadores de
potencia”, SC 17 A-C/32A “Aparamenta y fusibles de
alta tensión”, SC 28/37/109 “Coordinación de
aislamiento (incluye pararrayos)”, SC 32 B “Fusibles
de baja tensión”, SC 36 “Aisladores”, SC 38
“Transformadores de medida y protección”, SC 42
“Técnicas de ensayo en alta tensión”, SC 57
“Telecontrol, teleprotección y comunicaciones
asociadas”, SC 73 “Corrientes de cortocircuito”, SC
81 “Protección contra el rayo”, SC 94/95 “Relés
eléctricos”, SC 99 “Instalaciones eléctricas de tensión
superior a 1 Kv.”
• AEN/CTN 208 “Compatibilidad electromagnética”:
SC 77-210 “Perturbaciones en las redes”.
• AEN/CTN 217 “Sistemas de suministro de energía
eléctrica”: GT 1 “Terminología”, GT 2 “Conexión a
red”, GT 3 “Calidad de suministro”.
• AEN/CTN 204 “Electricity security”: GT 1 “Equipment
for voltage work”, GT 2 “Casing”, GT 3 “Operation
of electrical facilities”, GT 4 “Manoeuvring poles GT
5 “Security distances”, GT 6 “Insulation ropes”, GT 7
“Security signage”, GT 8 “CLC Poles”.
• AEN/CTN 206 “Electrical energy production”: SC 04
“Hydraulic turbines”, SC82 “Solar photovoltaic
energy systems”, SC 88 “Wind turbines”, SC 105
“Fuel cell technologies”, SC 114 “Marine energy:
wave, tidal and other current energy converters”.
• AEN/CTN 207 “Transmission and distribution of
electrical energy”: SC 7/11 “Overhead lines and
electrical conductors”, SC 10 “Fluids for
electrotechnical applications”, SC 13 “Equipment for
electrical energy measurement and load control”, SC
14 “Power transformers”, SC 17 A-C/32A “Highvoltage (enclosed) switchgear and controlgear and
fuses”, SC 28/37/109 “Insulation coordination
(including surge arresters)”, SC 32 B “Low-voltage
fuses”, SC 36 “Insulators”, SC 38 “Instrument
transformers”, SC 42 “High-voltage testing
technologies”, SC 57 “Power systems management
and associated information exchange”, SC 73 “Shortcircuit currents”, SC 81 “Lightning protection”, SC
94/95 “Electrical relays”, SC 99 “Electrical power
installations in systems with nominal voltages above
1 kV a.c.”
• AEN/CTN 208 “Electromagnetic compatibility”: SC
77-210 “Disturbances”.
• AEN/CTN 217 “Electrical energy supply systems”: GT
1 “Terminology”, GT 2 “Connection to the grid”, GT
3 “Quality of supply”.
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/Activities review
UNESA forma parte también de trece Comités de trabajo, relativos a: “Gestión de la calidad y evaluación de la
conformidad”, “Industria nuclear”, “Telecomunicaciones”; “Gestión medioambiental”, “Proyectos”, “I+D+i”,
“Inspección reglamentaria”, “Normas básicas eléctricas”,
“Equipamiento eléctrico para la industria”, “Equipos electrónicos”, “Cables de energía eléctrica y accesorios”,
“Campos electromagnéticos” y “Energías renovables,
cambio climático y eficiencia energética”.
UNESA es vocal del Comité de Imparcialidad, comité
asesor de los Órganos de Gobierno, de AENOR. Por otro
lado, se colabora en el desarrollo de la certificación de
producto de AENOR en el ámbito de los equipos de las
instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica: CTC 030 “Aparamenta de Baja Tensión”, CTC 072
“Elementos Estructurales”, CTC 075 “Cables y Conductores Eléctricos de Empresas Eléctricas y sus Accesorios”.
También, se participa en la certificación de sistemas de
gestión: CTC 068 “Certificación de Proyectos de I+D+i”.
La Asociación interviene en las actividades de normalización y certificación de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), del Comité Europeo de Normalización
Electrotécnico (CENELEC), y del Instituto Europeo de Normalización de las Telecomunicaciones (ETSI).
En los diferentes grupos de normalización de AENOR
cuya Secretaría está encomendada a UNESA se supera la
participación de 650 técnicos y expertos, de las cuales
aproximadamente 180 pertenecen a empresas eléctricas y
470 a empresas no eléctricas (fabricantes, ingenierías,
universidades, centros de investigación, etc.).
Son trabajos más relevantes en estos ámbitos han sido:
The Association also participates in the following 13
working committees: “Quality management and
conformity evaluation”, “Nuclear industry”,
“Telecommunications”; “Environmental management”,
“Projects”, “R&D&i”, “Regulatory inspections”, “Basic
electrical standards”, “Electrical equipment for industry”,
“Electronic equipment”, “Electrical energy cables and
accessories”, “Electromagnetic fields” and “Renewable
energy, climate change and energy efficiency”.
UNESA is a member of the AENOR impartiality
committee, which advises government bodies, and also
collaborates in the development of AENOR product
certification for electricity transmission and distribution
equipment: CTC 030 “Low-voltage switchgear”, CTC 072
“Structural elements” and CTC 075 “Electrical cables and
conductors for electricity companies and accessories”.
The Association is also involved in the certification of
management systems (CTC 068 “Certification of R&D&i
projects).
UNESA is involved in the standardisation and
certification activities carried out by the International
Electrotechnical Commission (IEC), the European
Committee for Electrotechnical Standardisation
(CENELEC) and the European Telecommunications
Standards Institute (ETSI).
Over 650 technicians and experts participate in the
different standardisation groups of AENOR of which
UNESA is secretary. Approximately 180 of these people
work for electricity companies and 470 for companies
outside the electricity sector (manufacturers, engineering
companies, universities, research centres, etc.).
Relevant work carried out in this area includes:
• Conexión de parques eólicos a las redes de transporte
y distribución.
• Explotación y mantenimiento de “huertos”
fotovoltaicos.
• Participación en trabajos de normalización
internacional sobre energía marina de las olas y de las
corrientes.
• Interoperatibilidad de contadores eléctricos,
desarrollando el mandato europeo de normalización.
• Transformadores de distribución y de potencia:
reducción de pérdidas y mantenimiento predictivo y
preventivo.
• Implantación de conjuntos prefabricados para centros
de transformación de interior y exterior.
• Calidad de suministro: características físicas de la
energía eléctrica.
Conviene destacar que, dentro del Grupo 13, sobre
Gestión de Riesgos, durante 2009 UNESA ha tenido un
papel activo a la hora de acordar la posición española con
respecto a los documentos aprobados por la ISO/TMB/WG
risk management: “Directrices y principios para la implementación de la gestión del riesgo” y una guía de voca-
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• Connection of wind farms to transmission and
distribution networks.
• Operation and maintenance of photovoltaic plants.
• Involvement in internationalisation initiatives to
standardise wave and current energy.
• Interoperability of electricity meters, through the
development of European standardisation
requirements.
• Distribution and power transformers: loss reductions
and predictive and preventive maintenance.
• Implementation of prefabricated equipment for
internal and external transformation centres.
• Supply quality: physical characteristics of electrical
energy.
UNESA played an active role within Group 13 (risk
management) in 2009, when adopting the Spanish
position on documentation approved by ISO/TMB/WG
on risk management: “Guidelines for principles and
implementation of risk management”, along with a
glossary of risk management terms. The Association was
also involved in the project on ISO/CD standard 19011:
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bulario relacionado con gestión de riesgos”. Adicionalmente, se participó en el proyecto de norma ISO/CD
19011: “Sistemas de gestión. Directrices para la auditoría
de sistemas de gestión”. Esta norma describe los principios
en los que debe basarse una auditoría de sistemas de gestión y establece directrices para el proceso de gestión de
la propia auditoría y para la evaluación de la competencia
de los auditores.
“Management systems: Guidelines for auditing
management systems”. This standard describes the
principles on which a systems audit management should
be based, as well as establishing guidelines for
management of the audit itself and the evaluation of
auditor competence.
2. COLABORACIÓN CON MITYC EN REGLAMENTOS
ELECTROTÉCNICOS
2. COLLABORATION WITH THE MINISTRY OF INDUSTRY,
TOURISM AND TRADE ON ELECTROTECHNICAL REGULATIONS
Se ha colaborado con el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en la campaña de inspección de mercado
y control de productos industriales de media y alta tensión, así como en la implantación del nuevo Reglamento
Técnico de Líneas Eléctricas de Alta Tensión y en la revisión del Reglamento Técnico de Centrales de Producción,
Subestaciones y Centros de Transformación.
UNESA has collaborated with the Ministry of Industry,
Tourism and Trade in its campaign for market inspection
and the control of medium and high-voltage industrial
products, as well as during implementation of the new
regulation on high-voltage power lines and the review of
the technical regulation on generation plants,
substations and transformation centres.
3. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN
3. RESEARCH, DEVELOPMENT AND INNOVATION
En el campo de las Plataformas Tecnológicas, UNESA
ha coordinado la información disponible sobre las diversas Plataformas Tecnológicas de interés de las empresas
eléctricas. En concreto, la Asociación es miembro de las
Plataformas Tecnológicas Españolas de Redes Eléctricas
del Futuro (FUTURED), CO2, Eficiencia Energética, Fisión
Nuclear (CEIDEN), Fusión Nuclear, Hidrógeno y Pilas de
Combustible, y Seguridad Industrial, habiendo contribuido en la elaboración de diversos documentos.
UNESA es miembro del recientemente creado “Think
Tank” de Energía del Observatorio Español de la Innovación y del Conocimiento (ICONO), promovido por la
Secretaría General de Innovación del Ministerio de Ciencia e Innovación.
Como entidad firmante, el 18 de noviembre de 2009,
del “Memorándum para el Impulso del Vehículo Eléctrico
en España” se participa en la elaboración del documento
“Estrategia para la Promoción del Vehículo Eléctrico”, iniciativa del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
Se participa, además, como vocal en la Comisión de
Innovación Tecnológica de la CEOE, en el Comité Asesor
de la Agencia de Acreditación en Investigación, Desarrollo e Innovación Tecnológica (AIDIT) de la UPM-UPC, en
el Comité Técnico de Normalización de AENOR “I+D+i” y
en el Comité Técnico de Certificación de AENOR “Certificación de Proyectos de I+D+i”.
UNESA ha continuado desempeñando las funciones de
Gestor del Plan Coordinado de Investigación CSN-UNESA
(PCI) y las de Secretaría de su Comité Estratégico Paritario (CEP). A finales de 2009, el PCI integraba un conjunto
de 71 proyectos, de los que 9 están en ejecución, con una
inversión directa de aproximadamente 16’7 millones de
euros. En dicho año se remitió, para amplia difusión, el
UNESA has coordinated available information on the
various technological platforms of particular interest to
electricity companies. The Association is a member of
the following Spanish technological platforms, having
contributed to the preparation of a wide range of
documentation: Future electrical networks (FUTURED),
CO2, energy efficiency, nuclear fission (CEIDEN), nuclear
fusion, hydrogen and fuel cells and industrial security.
UNESA forms part of the think tank recently created
by the Spanish Observatory of Innovation and
Knowledge (ICONO), promoted by the Ministry of
Science and Innovation’s Secretariat General for
Innovation.
As a signatory to the memorandum on the promotion
of electric vehicles in Spain, dated 18 November 2009,
the Association was involved in preparing the strategy for
promoting electric vehicles, an initiative implemented by
the Ministry of Industry, Tourism and Trade.
UNESA also acts as a member of the CEOE’s
Technological Innovation Commission, the Advisory
Committee for AIDIT (the Research, Development and
Technological Innovation Accreditation Agency, founded
by the Universidad Politécnica de Madrid and the
Universidad Politécnica de Cataluña ), AENOR’s R&D&i
Technical Standardisation Committee and AENOR’s
Technical Certification Committee for certification of
R&D&i projects.
UNESA has also continued to manage the CSNUNESA Coordinated Research Plan (known as the PCI),
as well as acting as secretary of this plan's joint research
committee. At 2009 year end the PCI comprised a total
of 71 projects, ten of which are underway, with direct
investment of approximately Euros 16.7 million. During
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/Activities review
documento “Informe de situación de los proyectos.
Diciembre 2008”, así como 2 informes finales de proyectos.
En este mismo ámbito de la Investigación y Desarrollo,
cabe destacar las actividades llevadas a cabo en el área
nuclear, que entre otras han sido:
the year a report was issued on the status of these
projects in December 2008, as well as two project
completion reports.
Of particular note within the research and
development area are the nuclear activities carried out
during the year, which include:
• Coordinación y gestión de la participación de las
centrales nucleares españolas en todos los programas
“base” de los Planes de Acción que actualmente
integran el Programa Nuclear de EPRI y al que UNESA
se adhirió como miembro de pleno derecho.
Adicionalmente, en el año 2009, se ha participado en
15 programas suplementarios de los planes de acción
citados.
• Gestión de los Acuerdos establecidos con los Centros
de Referencia españoles (CIEMAT, ENUSA, IBERINCO,
SOCOIN, TECNATOM y Empresarios Agrupados) para
la transferencia y asimilación de los conocimientos y
tecnologías derivados de los programas de EPRI y su
aplicación a las centrales nucleares españolas.
• Coordinación de la gestión y el análisis y evaluación
de los productos de EPRI por parte de los Centros de
Referencia, relativos a las áreas competentes de las
Comisiones del Comité de Energía Nuclear.
• Participación en proyectos del Plan Coordinado de
Investigación CSN-UNESA (PCI) que cubren las áreas
relacionadas con la seguridad y explotación de las
centrales nucleares españolas y realización de la
Secretaría del Grupo Mixto CSN-UNESA del PCI. La
coordinación y participación más significativas recaen
en 10 proyectos de diferentes áreas.
• Firma de un nuevo Acuerdo de Colaboración entre el
CSN y UNESA en materia de I+D, que ha sustituido al
Acuerdo PCI.
• Seguimiento de las actividades del Comité Estratégico
de I+D sobre Energía Nuclear (CEIDEN) y de diversas
iniciativas del CIEMAT.
• Coordination and management of participation by
Spanish nuclear plants in all the base programmes for
the action plans that currently comprise the EPRI’s
nuclear programme, of which UNESA is a full
member. Furthermore, in 2009 the Association was
also involved in 15 supplementary programmes
related to the aforementioned action plans.
• Management of the agreements entered into with
Spanish reference centres (CIEMAT, ENUSA,
IBERINCO, SOCOIN, TECNATOM and the Empresarios
Agrupados engineering association), for the transfer
and assimilation of knowledge and technologies
derived from EPRI programmes and their application
to Spanish nuclear power plants.
• Coordination of the management, analysis and
evaluation of EPRI products by the reference centres,
focusing on the areas of competence of the Nuclear
Energy Committee’s commissions.
• Participation in CSN-UNESA coordinated research
plans (known as PCIs), covering areas related to
Spanish nuclear plant security and operations, as well
as carrying out the role of the secretary for the CSNUNESA joint PCI group. The most significant
coordination and participation activity relates to ten
projects from different areas.
• Signing of a new R&D collaboration agreement
between the CSN and UNESA, as a replacement for
the PCI agreement
• Monitoring of activity by the nuclear energy R&D
strategic committee (CEIDEN), as well as various
CIEMAT initiatives.
4. TELECOMUNICACIONES
4. TELECOMMUNICATIONS
A través del Grupo de Trabajo de “Coordinación de la
Telecomunicaciones”, UNESA constituye un foro de discusión para los aspectos relacionados con las redes de
comunicaciones de las empresas eléctricas que, además,
supervisa el servicio de asignación de frecuencias de la
onda portadora en las líneas eléctricas de alta tensión.
Respecto de este servicio se redactó el documento
“Ondas portadoras. Año 2009. Resumen de enlaces tramitados”.
En este campo, desde UNESA se han desarrollado las
ponencias de Espectro Radioeléctrico y PLC (Power Line
Communication). El objetivo de la primera fue optimizar
el uso de las redes privadas de radiomóviles de las empresas eléctricas, sustituyéndolas, donde sea factible, por los
UNESA’s telecommunications coordination working
group is a discussion forum for all issues relating to
electricity companies’ communications networks, as well
as supervising the service for allocating carrier wave
frequencies to high-voltage power lines. This working
group prepared the document entitled “Carrier waves.
2009. Summary of connections processed”.
In this field UNESA has prepared papers on the
radioelectrical spectrum and PLC (Power Line
Communication). The objective of the first of these
papers was to optimise the use of private radio mobile
networks by electricity companies, replacing them
(where possible) with new services and technologies
offered by the public networks. The PLC paper analysed
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nuevos servicios y tecnologías ofertados por las redes
públicas. La ponencia PLC analizó los posibles usos internos en las propias empresas eléctricas del PLC, en alta,
media y baja tensión, al hilo de los avances tecnológicos
de los equipos correspondientes. A tal fin, UNESA es
miembro de ETSI (European Telecommunications Standards Institute).
the possible internal uses of PLC within electricity
companies, dealing with high, medium and low voltage
and focusing on the technological advances made in the
corresponding equipment. To this end, UNESA is a
member of ETSI, the European Telecommunications
Standards Institute.
5. SISTEMAS ELÉCTRICOS EN EL ÁMBITO INTERNACIONAL
5. ELECTRICAL SYSTEMS IN THE INTERNATIONAL SPHERE
UNESA ha participado, como en ejercicios anteriores,
en las actividades de la Conferencia Internacional de
Grandes Redes Eléctricas (CIGRE), organismo que aborda
los temas relacionados con el transporte de los sistemas
eléctricos, incluyendo aspectos regulatorios, de comunicaciones y de gestión comercial. Junto a la representación
del sector español, UNESA desempeña por encargo de
CIGRE su representación internacional en el campo de la
compatibilidad electromagnética y coordinación de aislamiento. UNESA es miembro del Comité Nacional Español
de CIGRE.
La Asociación forma parte, además, de la Conferencia
Internacional de Distribución Eléctrica (CIRED), asociación orientada a los aspectos técnicos de diseño, construcción y operación de los sistemas eléctricos de distribución, incluyendo la generación distribuida, y de las
grandes instalaciones que usan energía eléctrica. UNESA
desempeña la Secretaría del Comité Nacional Español de
CIRED.
En relación con los temas de calidad de onda y compatibilidad electromagnética, se continúa participando en
los trabajos de los grupos de EURELECTRIC para tratar con
la Comisión Europea, reguladores europeos (CEERERGEG), foros de fabricantes y de normalización los
aspectos relacionados con las redes y equipos eléctricos y
electrónicos, la cogeneración y la microgeneración así
como con varias directivas comunitarias.
As in prior years UNESA took part in activities relating
to the International Conference on Large Electric
Systems (CIGRE), a body which deals with issues relating
to electricity system transmission, including regulatory
matters, communications and commercial management.
Along with representatives from the rest of the sector in
Spain, UNESA has been appointed to represent CIGRE at
international level in the areas of electromagnetic
compatibility and insulation coordination. The
Association is also a member of CIGRE’s Spanish
National Committee.
The Association also forms part of the International
Conference on Electricity Distribution (CIRED), an
association which is focused on the technical aspects
relating to the design, construction and operation of
electricity distribution systems, including distributed
generation, as well as the large plants that use this
electrical energy. UNESA is secretary of CIRED's Spanish
National Committee.
In terms of wave quality and electromagnetic
compatibility, the Association has continued working
with EURELECTRIC’s groups so that issues relating to
electric and electronic networks and equipment,
cogeneration, micro-generation and various EC
directives can be raised with the European Commission,
European regulators (CEER-ERGEG) and different
manufacturing and standardisation forums.
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ASESORÍA JURÍDICA
/ LEGAL ADVISORY DEPARTMENT
/Activities review
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1. ACTIVIDAD DE ASESORAMIENTO
1. ADVISORY ACTIVITY
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2. ACTIVIDAD JURISDICCIONAL
2. JURISDICTIONAL ACTIVITY
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/Legal advisory department
Asesoría jurídica
ASESORÍA JURÍDICA / LEGAL ADVISORY DEPARTMENT
La actividad de la Asesoría Jurídica de UNESA se manifiesta, por su propia naturaleza, en la labor de asesoramiento al resto de las diferentes áreas de actividad de la
Asociación, así como a las empresas eléctricas asociadas.
Asimismo, desarrolla también las funciones inherentes a
las Secretaría General de la Asociación
By its very nature UNESA’S legal advisory activity
focuses on providing advisory services to the
Association’s other areas of activity, as well as associate
electricity companies. The department also acts as the
Association’s secretary.
1. ACTIVIDAD DE ASESORAMIENTO
1. ADVISORY ACTIVITY
Para el ejercicio de esta actividad de asesoramiento a
las empresas eléctricas asociadas a UNESA, la Asesoría
efectúa un seguimiento exhaustivo de la regulación eléctrica durante todo el proceso de su aprobación, desde su
tramitación administrativa o parlamentaria, –dependiendo del tipo de iniciativa–, hasta su publicación en el Boletín Oficial del Estado, o Boletines Autonómicos.
A estos efectos, la Asesoría jurídica elabora dos Informes específicos, uno sobre los Proyectos de disposiciones
que se encuentran en tramitación administrativa, y otro
sobre los Proyectos en tramitación parlamentaria. Ambos
Informes se mantienen actualizados permanentemente, y
se distribuyen en cada una de las reuniones que celebra el
Comité Jurídico.
To provide advisory services to UNESA’s associate
electricity companies, the legal advisory department
carries out exhaustive monitoring of electricity
regulations throughout the entire approval process, from
governmental or parliamentary processing (depending
on the type of initiative) right up to publication in the
Official State Gazette or regional equivalent.
The legal advisory department prepares two specific
reports in this regard, one on projects which are being
processed by government and the other on draft bills
which are subject to parliamentary processing. Both
reports are updated on an ongoing basis, and are
distributed at each of the legal committee’s meetings.
2. ACTIVIDAD JURISDICCIONAL
2. JURISDICTIONAL ACTIVITY
En relación con la actividad jurisdiccional, la Asesoría
Jurídica de UNESA representa los intereses de las empresas eléctricas en los diferentes recursos administrativos, y
contenciosos planteados ante las diferentes instancias
jurisdiccionales. Se trata de una actividad coordinada por
el Comité Jurídico, en cuyas reuniones se analizan, en primer lugar, los motivos de impugnación de la normativa
eléctrica, y posteriormente, una vez interpuesto el correspondiente recurso, se informa de las sucesivas actuaciones procesales que se produzcan en el marco de cada uno
de los procedimientos.
Precisamente, con la finalidad de poder efectuar un
seguimiento de la actividad jurisdiccional de UNESA, la
Asesoría Jurídica elabora un informe, en el que se recogen
todos los recursos en los que se encuentra personada la
Asociación, y se informa del estado de situación de cada
uno de ellos.
Actualmente la Asesoría Jurídica de UNESA se encuentra personada en un total de 49 recursos, de los cuales 32
han sido interpuestos por ella. Y en particular, en 2009, se
presentaron siete nuevos recursos contencioso-administrativos.
In terms of jurisdictional activity, UNESA’s legal
advisory department represents the interests of
electricity companies in the different administrative
appeals filed with the various jurisdictional authorities.
This activity is coordinated by the legal committee,
which holds meetings firstly to analyse the reason for
appealing against the electricity regulations in question
and then, once the appeal has been filed, to report on
the subsequent events which take place regarding each
of the proceedings.
To monitor UNESA’s jurisdictional activity, the legal
advisory department prepares a report including all the
appeals in which UNESA is involved, containing
information on the progress of each.
UNESA’s legal advisory department is currently
involved in a total of 49 appeals, 32 of which were filed
by the Association itself. Seven new administrative
appeals were also filed in 2009.
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/Activities review
Finalmente, el presente año la Asearía Jurídica presentó
el desistimiento de la Asociación, en la denuncia presentada ante la Comisión Europea, en relación con la aprobación del Real Decreto Ley 11/2007, de 7 de diciembre, al
haber sido éste derogado mediante el Real Decreto Ley
6/2009 de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono
social. La Comisión Europea procedió al archivo del procedimiento, comunicándolo a UNESA mediante carta de 10
de noviembre de 2009.
Finally, during the year the legal advisory department
abandoned the Association’s claim filed with the
European Commission concerning the approval of Royal
Decree Law 11 of 7 December 2007, as this Decree had
been repealed by Royal Decree Law 6 of 30 April 2009,
adopting specific measures within the energy sector and
approving the social tariff. The European Commission
filed the case, and notified UNESA in a letter dated 10
November 2009.
La actividad internacional de la Asesoría Jurídica de
UNESA se desarrolla a través de su participación en el
Grupo Legal de EURELECTRIC. Durante el ejercicio del
2009, las principales cuestiones analizadas por este grupo
fueron las siguientes: seguimiento del tercer paquete de la
energía presentado por la Comisión Europea, la Directiva
de comercio de emisiones, y el estudio comparativo de
legislación europea sobre responsabilidad de suministro.
UNESA’s international legal advisory activity is carried
out through participation in EURELECTRIC’s legal group,
and the main issues analysed by this group in 2009 were
as follows: monitoring of the third energy package
presented by the European Commission; the Emissions
Trading Directive; and a comparative study of European
legislation on electricity supply responsibility.
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/Activities review
/
L A B O U R R E L AT I O N S , H U M A N R E S O U R C E S A N D C O R P O R AT E S O C I A L R E S P O N S I B I L I T Y / S U S TA I N A B I L I T Y
Entre los trabajos desarrollados por el área de Relaciones laborales, Recursos humanos y Responsabilidad Social
durante 2009 destacan: la participación en el nuevo sistema nacional de cualificaciones profesionales, que marcará la futura formación en nuestro país, la participación
activa en el Consejo Estatal de Responsabilidad Social de
las Empresas” y en sus grupos de trabajo, la validación de
los centros nacionales de referencia en formación para el
sector, así como el intercambio de experiencias en el seno
del Comité de Relaciones Laborales.
En el campo de la Responsabilidad Social, UNESA
como miembro del “Consejo Estatal de Responsabilidad
Social de las Empresas” participa en el Grupo de Trabajo
de Transparencia y Comunicación que tiene como función principal el estudio y valoración de los sistemas de
información en Responsabilidad Social.
Asimismo, UNESA ha continuado participando en las
reuniones de elaboración de la futura ISO 26.000 sobre
Responsabilidad Social.
Como en años anteriores, la función patronal de
UNESA ha sido encauzada a través del funcionamiento de
su Comité de Relaciones Laborales, órgano de encuentro
e intercambio de experiencias con las Empresas asociadas
y que desarrolla sus funciones apoyándose en la actividad
de varios grupos de trabajo especializados. Durante 2009
sólo una empresa asociada a UNESA ha negociado su convenio colectivo. El resto de las compañías del sector tiene
convenio en vigor hasta 2011 ó 2012.
El Grupo de Trabajo de Formación centró su actividad
en tratar de contribuir a la elaboración del Catálogo
Nacional de Cualificaciones de la Familia Profesional de
Energía y Agua, cuyo objetivo es dar respuesta a las necesidades actuales y futuras del Sector. El desarrollo de este
nuevo sistema de cualificaciones profesionales, tiene
especial trascendencia para la valoración de las cualificaciones de nuestro sector, así como para la adecuación de
los sistemas de formación de nuestras empresas a las nuevas necesidades que conllevará el nuevo sistema formativo.
Además el Grupo de Formación ha mantenido reuniones, realizado visitas y valorado los centros de formación
que el nuevo sistema de formación ha adjudicado al Sector como centros de referencia para la validación de las
cualificaciones de los profesionales de las empresas eléctricas.
El Grupo de Trabajo de Igualdad, Conciliación y Diversidad ha continuado su actividad de intercambio de experiencias entre las empresas y de estudio y valoración sobre
la implantación de las políticas de igualdad, conciliación,
262
The most significant work carried out by the labour
relations, human resources and corporate social
responsibility area in 2009 included: participation in the
new national professional qualifications system, which
will shape the future of training in Spain, as well as
active involvement in the State Council on Corporate
Social Responsibility and its working groups. UNESA also
took part in the validation of national reference centres
with regard to training for the sector, as well as
exchanging information within the labour relations
committee.
In the corporate social responsibility field, as a
member of the State Council on Corporate Social
Responsibility, UNESA is involved in the transparency
and communication working group, the principal
activity of which is to study and evaluate CSR reporting
systems.
UNESA has also continued its involvement in
meetings for preparing the new ISO 26000 standard on
social responsibility.
As is common practice for UNESA, activities have
been channelled through the Labour Relations
Committee, which is a meeting point and forum for
exchanging experiences with associate companies. The
functions of this committee are supported by the activity
of a range of specialist working groups. In 2009 only
one UNESA associate company renegotiated its collective
bargaining agreement, while the rest of the companies
within the sector have agreements which will remain in
force until 2011 or 2012.
The training working group focused its activity on
contributing to preparation of the national catalogue of
professional qualifications for the energy and water
industry, as a way of responding to current and future
demands within the sector. This new qualifications
system is particularly important in terms of the value of
qualifications within our sector, as well as when bringing
training systems within our companies into line with the
requirements of the new training system.
The Training Group also held meetings, made visits
and evaluated the training reference centres awarded to
the sector by the new training system, which will be
used to validate the qualifications of professionals
working for electricity companies.
The Working Group on Equality, Work-life Balance
and Diversity has continued with its work to encourage
companies to exchange experiences, as well as to study
and evaluate implementation of policies concerning
equality, the work-life balance, diversity and the
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Relaciones laborales, recursos humanos y responsabilidad social/sostenibilidad
/Labour relations, human resources and corporate social responsibility/sustainability
diversidad y prevención del acoso sexual, por razón de
sexo y moral, que se aplican en las empresas del Sector y
en las que cada año se percibe un mayor esfuerzo por
parte de las empresas de UNESA.
Por su parte, el Grupo de Responsabilidad Social/Sostenibilidad, ha coordinado durante 2009 la participación
de UNESA y los representantes de sus empresas asociadas
como miembros del Consejo Estatal de Responsabilidad
Social de las Empresas, órgano de naturaleza paritaria
constituido por cuatro grupos fundamentales: organizaciones empresariales, organizaciones sindicales, otras
organizaciones e instituciones y Administraciones públicas y que tiene como funciones principales el ser foro de
debate sobre Responsabilidad Social y órgano consultivo
del Gobierno en materia de Responsabilidad Social.
En la Comisión Paritaria de la Industria Eléctrica,
UNESA ha continuado trabajando en acción conjunta con
los agentes sociales: CCOO y UGT, en especial para la
determinación del plan de referencia sectorial, en el que
se ha introducido la posibilidad de impartir formación a
través de simuladores. Este catálogo de referencia permitirá la elección de las acciones formativas previstas por
UNESA en sus próximos convenios de formación.
En relación con la concertación sectorial con las Centrales sindicales, UNESA, como en años anteriores, mantiene vigentes con FIA-UGT y la Federación Minerometalúrgica de Comisiones Obreras, tanto el Acuerdo Nacional
de Formación Continua para el Sector de la Industria Eléctrica, como el Acuerdo Sectorial Estatal para la Solución
Extrajudicial de Conflictos Laborales.
En cumplimiento de este último Acuerdo, las Empresas
integradas en UNESA vienen utilizando el Servicio Interconfederal de Mediación y Arbitraje, al que someten sus
discrepancias en conflictos colectivos a efectos de evitación, y con carácter previo, a la vía contenciosa. Durante
el año 2009 se han llevado a cabo 6 actuaciones, correspondientes a otros tantos conflictos, cifra inferior al año
2008, en que se tramitaron 8, lo cual representa un 25%
de disminución de la conflictividad en el Sector.
En el ámbito internacional, UNESA ha continuado siendo miembro activo del Grupo de Trabajo de Asuntos
Sociales de EURELECTRIC y dentro de éste, del Comité de
Estudio sobre el Impacto en el Empleo del Sector del
Cambio Climático y la Adaptación del mismo a las Nuevas
Necesidades técnicas, Formativas y de Condiciones de
Trabajo.
Asimismo, se ha continuado trabajando sobre las
implicaciones que supone para el sector, el cambio demográfico que está suponiendo el envejecimiento de la
población europea y sus efectos sobre los trabajadores del
sector.
prevention of physical and verbal sexual harassment.
These policies are applied to companies within the
sector, and are becoming an increasingly important part
of the work carried out by UNESA companies each year.
In 2009 the Corporate Social the Responsibility/
Sustainability Working Group coordinated the
participation of UNESA and representatives from its
associate companies as members of the State Council on
Corporate Social Responsibility, a body bringing
together four main groups: business organisations, trade
unions, other organisations and bodies and public
entities. The main functions of this council are to act as
a forum for debate on CSR issues and government
consultations in this field.
As part of the Electricity Industry Joint Commission,
UNESA has continued working on joint actions with the
CCOO and UGT trade unions, particularly with respect
to the sector reference plan, which has introduced the
possibility of training through simulators. This reference
catalogue allows the selection of training activities
planned by UNESA for future training agreements.
With regard to relations with trade union
confederations, as in prior years UNESA has signed the
National Agreement for Ongoing Training within the
Electrical Industry Sector and the State Sector-based
Agreement for the Out-of-Court Settlement of Labour
Conflicts with FIA-UGT and the CCOO Mining and
Metallurgy Federation.
All of UNESA’s associate companies use the MultiSector Mediation and Arbitration Service, to which all
collective conflict issues are submitted so that legal
proceedings can be avoided. In 2009 six procedures of
this nature were carried out, reflecting a number of
different disputes, down from eight in 2008 and
representing a 25% fall in labour-related disputes within
the sector.
At international level UNESA has continued to play an
active role as member of the EURELECTRIC Social Affairs
Working Group. As part of this group, the Association is
part of the Committee Researching the Impact of
Climate Change on Employment in the Sector, and
Adaptation to New Technical and Training Requirements
and Employment Conditions.
The Association also continued to research how the
sector will be affected by the demographic changes
arising from an ageing European population, as well as
the impact this will have on employees within the
sector.
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/Activities review
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1. ÁREA MÉDICO NUCLEAR
1. NUCLEAR MEDICINE
268
2. ÁREA DE RADIACIONES IONIZANTES Y CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS
2. IONISING RADIATION AND ELECTROMAGNETIC FIELD AREA
268
3. PARTICIPACIÓN EN FOROS
3. FORUM PARTICIPATION
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4. SEGURIDAD EN EL TRABAJO
4. SAFETY IN THE WORKPLACE
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Prevención de riesgos laborales: medicina y seguridad en el trabajo
/Occupational risks prevention: medicine and safety
/
O C C U PAT I O N A L R I S K S P R E V E N T I O N : M E D I C I N E A N D S A F E T Y
Con relación a la Prevención de Riesgos Laborales,
UNESA se ha implicado en el desarrollo y coordinación de
las actividades que suponen una inquietud y un interés
para los Servicios de Prevención de Riesgos Laborales y
para el personal adscrito a los mencionados SPRL.
Con respecto a la Medicina del Trabajo, se ha mantenido la línea de trabajo, habiéndose reforzado algunos
aspectos relevantes.
Se ha continuado representando al Sector Eléctrico en
diversos Organismos e Instituciones públicos y privados,
habiendo colaborado con los mencionados organismos
en múltiples ocasiones.
Concretando algunas de estas actividades se citan:
In relation with health and safety in the workplace,
UNESA has been involved in developing and
coordinating activities of concern and interest for the
sector’s health and safety services and the personnel that
they protect.
Work on occupational medicine has continued in line
with prior years, with particular attention paid to certain
relevant issues.
In 2009 UNESA continued in its role as a
representative of the electricity sector, by collaborating
on numerous occasions with various bodies and public
and private institutions.
These activities include:
• Se ha participado en la organización de la “Sesión
médica” de la 35 reunión de la Sociedad Nuclear
Española.
• Seguimiento y estudio de la normativa y legislación
que pueda afectar a los Servicios Médicos de los
Servicios de Prevención de Riesgos Laborales.
• Asimismo se han tratado algunos datos médicos con
criterios epidemiológicos, habiéndose elaborado una
serie de documentos a citar:
• Participation in the organisation of the “medical
session” of the 35th meeting of the Spanish Nuclear
Society.
• Monitoring and study of the regulations and
legislation that may affect medical services rendered
by occupational health and safety services.
• Work was also carried out on medical data in the
epidemiological field, and a set of documents were
prepared, including:
− Estadísticas de Absentismo Médico. Año 2008. En la
Industria Nuclear Española, por Accidente de Trabajo
y por Enfermedad Común.
− Estudios comparativos de accidentalidad entre la
Industria Nuclear Española y el resto del Sector
Eléctrico en el año 2008.
− Accidentabilidad (año 2007): Estudio comparativo
Industria Nuclear Española – Sector Industrial
Español. Comparación con los Índices del Ministerio
de Trabajo y Asuntos Sociales (MTAS).
− Estudio comparativo de Accidentabilidad (año 2007):
Industria Nuclear Española – Comunidades
Autónomas en las que se encuentra alguna
instalación nuclear. Comparación con los Índices del
Ministerio de Trabajo y Asuntos Sociales (MTAS).
— Medical absenteeism statistics for 2008 in the Spanish
nuclear industry, due to accidents in the workplace
and common illnesses.
— Comparative studies on accident levels between the
Spanish nuclear system and the rest of the electricity
sector in 2008.
— Accident rates (2007): Comparative study between
the Spanish nuclear industry and the Spanish
industrial sector. Comparison of the indices prepared
by the Ministry of Labour and Social Affairs (MTAS).
— Comparative study of accident rates for 2007:
Spanish nuclear industry and autonomous regions in
which one or more nuclear facilities are located.
Comparison of the indices prepared by the Ministry
of Labour and Social Affairs.
Además, atendiendo a la demanda formativa de los
profesionales sanitarios y conscientes de su necesidad, se
han organizado una serie de Cursos y Jornadas sobre los
temas que suponen una mayor inquietud para los mencionados profesionales. En el año 2009 se celebraron las
siguientes:
UNESA is aware of the training needs of health
professionals, and organised a number of courses and
conferences on the issues of most concern to this
sector. In 2009 the following courses and events were
held:
• “Prevención y Vigilancia de la Salud en
Oftalmología”. UNESA 23 de enero de 2009.
• “Prevention and monitoring of ophthalmic
problems”. UNESA, 23 January 2009.
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/Activities review
• “Manejo de Fármacos en Medicina del Trabajo”.
UNESA 20 de mayo de 2009.
• “Soporte Vital Avanzado”. Córdoba 17 y 18 de
noviembre de 2009.
• “Efectos biológicos de la exposición a bajas dosis de
radiación ionizante”. UNESA 27 de noviembre de 2009.
• “Handling of medicinal drugs in the workplace”.
UNESA, 20 May 2009.
• “Advanced vital support”. Cordoba, 17 and 18
November 2009.
• “Biological effects of exposure to low doses of
ionising radiation”. UNESA, 27 November 2009.
1. ÁREA MÉDICO NUCLEAR
1. NUCLEAR MEDICINE
En relación con la Medicina del Trabajo del área médiconuclear, se ha continuado trabajando en las actividades que
suponen una inquietud y un interés para el personal sanitario de los Servicios Médicos de las Instalaciones Nucleares
Españolas. Entre ellas, y además de otras, que se recogen en
el apartado sobre Medicina y Seguridad en este mismo capítulo de la memoria, se encuentran las siguientes:
Work has continued within the nuclear medicine area,
focusing on areas of concern and interest to health
personnel involved in medical services within Spanish
nuclear facilities. This work and other activities included
in the medicine and safety section of this chapter
include:
• Continuidad del “Convenio de Colaboración UNESA –
Fundación Hospital Gregorio Marañón” para el apoyo
a las centrales nucleares en caso de emergencias
radiológicas con implicación radiológica en personas.
• Revisión y estudio de las propuestas de legislación y
normativa que puede tener repercusión sobre los
Servicios de Prevención de Riesgos Laborales y dentro
de estos sobre los Servicios Médicos de las
Instalaciones Nucleares.
• Seguimiento bibliográfico de los estudios publicados
sobre las radiaciones ionizantes y los estudios
epidemiológicos en áreas posiblemente afectadas.
• Publicación del libro “Efectos de las bajas dosis de
radiación ionizante”.
• Continuation of the collaboration agreement
between UNESA and the Hospital Gregorio Marañón
Foundation to support nuclear power plants in the
event of radiological emergencies with a human
impact.
• Review and study of proposed legislation and
regulations with a possible repercussion on health
and safety in the workplace, particularly the medical
services operating within nuclear power plants.
• Bibliographical monitoring of studies published on
ionising radiation, as well as epidemiological research
on areas which may possibly be affected.
• Publication of the book entitled “Effects of low doses
of ionising radiation”.
Dentro del Grupo EURELECTRIC “Medio ambiente y
sociedad”:
As part of the EURELECTRIC environment and society
group:
• Documento de EURELECTRIC frente a la nueva
revisión de límites de exposición a campos
electromagnéticos propuesta por la Comisión
Internacional para la Protección frente a Radiaciones
No Ionizantes (ICNIRP).
• Revisión de documentos sobre el informe
BIOINITIATIVE.
• Seguimiento de la implementación de la Directiva de
Agentes Físicos cuya transposición se ha pospuesto
hasta 2012.
• EURELECTRIC document on the new review of limits
for exposure to electromagnetic fields proposed by
the International Commission on Non-ionising
Radiation Protection (ICNIRP).
• Review of documentation on the BIOINITIATIVE
report.
• Monitoring of implementation of the EU Physical
Agents Directive, transposition of which has been
postponed until 2012.
2. ÁREA DE RADIACIONES IONIZANTES Y CAMPOS
ELECTROMAGNÉTICOS
2. IONISING RADIATION AND ELECTROMAGNETIC FIELD
AREA
2.1. PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN DE RADIACIONES
IONIZANTES
2.1. IONISING RADIATION RESEARCH PROJECTS
• Se ha asistido a las dos reuniones finales del Comité
de seguimiento del estudio de incidencia de cáncer
en los alrededores de las instalaciones nucleares
• UNESA attended two meetings organised by the
monitoring committee incorporated by the Nuclear
Security Council to study cancer levels in the areas
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españolas, constituido por el Consejo de Seguridad
Nuclear. UNESA forma parte de este Comité.
• En el CIEMAT se asistió a una reunión sobre el futuro
de la investigación en radioprotección a nivel
europeo y el papel que podría tener España.
• Se ha publicado una monografía: “Efectos biológicos
de la exposición a dosis bajas de radiación ionizante”,
una revisión redactada en colaboración con el
servicio de epidemiología del Hospital 12 de Octubre
de Madrid.
surrounding Spanish nuclear plants. The Association
is a member of the aforementioned Committee.
• A CIEMAT meeting was attended on the future of
radiation protection research at European level, as
well as the role that Spain could play in this area.
• The Association published a paper entitled “Biological
effects of exposure to low doses of ionising
radiation”, a review prepared in collaboration with
the epidemiology department at Madrid’s Hospital 12
de Octubre.
2.2. PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN DE CAMPOS
ELECTROMAGNÉTICOS
2.2. ELECTROMAGNETIC FIELD RESEARCH PROJECTS
• Se continúa colaborando con Red Eléctrica de España
y el Instituto de Magnetismo Aplicado en el
desarrollo de una herramienta informática para
evaluar la conformidad de las exposiciones con las
establecidas en la futura Directiva de Campos
Electromagnéticos.
• UNESA continued to collaborate with the REE and the
Institute of Applied Magnetism, for the development
of an IT tool to evaluate compliance with established
exposure levels in the future Electromagnetic Fields
Directive.
3. PARTICIPACION EN FOROS
3. FORUM PARTICIPATION
3.1. INTERNACIONALES
3.1. INTERNATIONAL
• EURELECTRIC: Además de las actividades reseñadas
más arriba, en este foro europeo se siguen las
actividades de la Organización Mundial de la Salud, y
del EMF-Net sobre campos electromagnéticos.
• Se colabora con Business Europe, como Miembro del
Grupo de Trabajo sobre Campos Electromagnéticos
del Comité Consultor en Seguridad, Higiene y
Protección de la Salud (ACSH) de la Dirección
General de Empleo, Relaciones Laborales y Asuntos
Sociales de la Comisión Europea. Este grupo se
encarga de la preparación de una guía de las
prácticas correctas para implementar la llamada
Directiva de Agentes Físicos (Directiva 2004/40/EC)
sobre los requerimientos mínimos de salud y
seguridad para trabajadores expuestos a campos
electromagnéticos.
• EURELECTRIC: In addition to the activities detailed
above, this European forum monitors the activities of
the World Health Organisation and EMF-NET on
electromagnetic fields.
• Collaboration continues with Business Europe, as a
member of the working group on electromagnetic
fields managed by the Advisory Committee on Safety
and Health (ASCH), under the European
Commission’s Directorate General for Employment
and Social Affairs. This group is in charge of
preparing a set of guidelines on the correct practices
for implementing the Physical Agents Directive
(Directive 2004/40/EC) concerning the minimum
health and safety requirements for employees
exposed to electromagnetic fields.
3.2. NACIONALES
3.2. DOMESTIC
• Asesoramiento técnico a los servicios jurídicos de las
Empresas asociadas en asuntos relativos a los campos
electromagnéticos.
• Seminarios a personal de empresas del Sector sobre
el estado actual de la Directiva de Agentes Físicos.
• AENOR. UNESA tiene la presidencia del Comité 215
que sigue la implementación de la Directiva de
Agentes Físicos. Se está elaborando una guía para la
evaluación de la exposición de los trabajadores a los
campos electromagnéticos en relación con esta
Directiva.
• Technical advisory services relating to
electromagnetic fields for the legal departments of
associate companies.
• Seminars for personnel from companies in the sector
on the current progress of the Physical Agents
Directive.
• AENOR. UNESA chairs the 215 Committee, which
monitors implementation of the Physical Agents
Directive. A set of guidelines is currently being
prepared to evaluate employee exposure to
electromagnetic fields with respect to this Directive.
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/Activities review
• Convenio con la Fundación General Universidad
Complutense de Madrid para la financiación de
actividades de divulgación científica de formación e
investigación en el ámbito de la promoción de la
electricidad.
• Presentación en UNESA de la Monografía sobre
efectos biológicos de las dosis bajas de radiación
ionizante.
• Agreement with the Fundación General Universidad
Complutense de Madrid to finance activities of
scientific training and research in the area of
electricity promotion.
• Presentation of the UNESA paper on the biological
effects of low doses of ionising radiation.
4. SEGURIDAD EN EL TRABAJO
4. SAFETY IN THE WORKPLACE
A lo largo del año 2009 la actividad de la División de
Seguridad en el Trabajo de UNESA ha continuado estando
centrada en las áreas referidas a actividades sectoriales, a
normalización nacional e internacional, a foros internacionales y a actividades intersectoriales.
En el área de Seguridad en el Trabajo caben destacar,
como actividades más importantes llevadas a cabo, las
siguientes:
In 2009 activity performed by the UNESA safety in
the workplace division has remained focused on sector
activities, domestic and international standards,
international forums and cross-sector activities.
The most important activities carried out in this area
include the following:
• En el Grupo de Trabajos en Tensión, en el que
participan técnicos de las empresas eléctricas y de
servicios, se ha concluido la revisión de la
“Instrucción general para trabajos en tensión en alta
tensión” habiéndose llevado a cabo la impresión de
la misma que viene a actualizar la anterior edición de
1989, así como los correspondientes Métodos de
Trabajo que la desarrollaban, adaptándola a lo que
establece el RD 614/2001 y demás disposiciones
aplicables. La presente Instrucción, es aplicable a las
empresas eléctricas socios de UNESA y a REE, así
como a las empresas de contrata que realizan
trabajos en tensión para las primeras.
En este Grupo de Trabajo, se están elaborando los
documentos “RA Empleo y conservación de equipos y
materiales para trabajos en tensión en alta tensión”,
el de “Auditorías para los trabajos en tensión en alta
tensión” y el “Programa básico de los cursos teórico
prácticos para trabajos en tensión en alta tensión”,
que desarrollan el contenido de la Instrucción
general.
• En el Grupo de Trabajo de Prevención de Riesgos
Eléctricos, se ha concluido la preparación del “Manual
de prescripciones de seguridad para trabajos en
instalaciones eléctricas”. Este Manual va a concretar y
desarrollar el contenido de las disposiciones oficiales
sobre seguridad, específicamente el RD sobre medidas
de seguridad frente al riesgo eléctrico, a la vez que
pone al día las “Prescripciones de seguridad
eléctricas” existentes en UNESA.
El Manual desarrollará, entre otras, las prescripciones
a aplicar en los trabajos en instalaciones eléctricas sin
tensión, en proximidad de tensión, en las maniobras,
ensayos y verificaciones y en los trabajos no
eléctricos.
• The live working group, which includes participation
from technicians from electricity and service
companies, has completed and published its review
of a document containing general instructions for
high-voltage live work. This review is an update to
the prior edition (published in 1989) and the working
methodologies developed therein, to bring them into
line with the terms of Royal Decree 614/2001 and
other prevailing regulations. The new instruction is
applicable to electricity companies which are
members of UNESA and the REE, as well as any
contractors that carry out live work for these
companies.
This working group is responsible for preparation of
the following documents: “RA Use and conservation
of equipment and material for high-voltage live
working”, “Audit of high-voltage live working” and
“Basic programme of theoretical and practical courses
for high-voltage live working”, which develop the
contents of the general instruction.
• The working group for the prevention of electricityrelated accidents has finished preparing its manual on
safety provisions for work in electricity facilities. This
manual will focus and develop the contents of official
provisions on safety, particularly the Royal Decree on
safety measures to prevent electricity risks, as well as
updating UNESA's existing electricity safety
specifications.
The areas developed by the manual include the
specifications applicable to work in electrical facilities
with no voltage, work close to voltage, manoeuvres,
testing and verification and non-electrical works.
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• En el marco del Grupo de Trabajo de Estadística de
Accidentes, por la División de Seguridad de UNESA,
se ha llevado a cabo la elaboración y edición de la
publicación “Estadística General de Accidentes 2008”,
conteniendo información sobre los accidentes con
baja que se han producido entre los trabajadores de
las empresas eléctricas agrupadas en UNESA. Se
incluye en ella información de Red Eléctrica de
España y de las centrales de propiedad compartida a
lo largo del año 2008. Un resumen de los principales
parámetros e índices de accidentes, así como su
evolución, se recogen en los cuadros que se incluyen
en la memoria estadística.
• En el área de normalización nacional e internacional,
el Comité de Normalización AEN/CTN 204
“Seguridad eléctrica”, cuya Secretaría Técnica la
desempeña la División de Seguridad de UNESA,
continúa con sus trabajos de normalización
fundamentalmente referidos al ámbito de equipos y
materiales para trabajos en tensión, tanto en el
ámbito nacional (AENOR) como europeo (CENELEC)
e internacional (CEI).
Especial y destacada participación se está teniendo en
la elaboración de normas internacionales (CEI) y/o
europeas (EN) referidas a: explotación de
instalaciones eléctricas, pértigas aislantes para
maniobras en instalaciones de alta tensión, grados de
protección proporcionados por las envolventes,
herramientas manuales para trabajos en tensión en
baja tensión, ropa de protección contra los riesgos
térmicos de un arco eléctrico, cuerdas de material
aislante para trabajos en tensión, escaleras aislantes
para trabajos en instalaciones de baja tensión,
comparadores portátiles de fase para tensiones de 1 a
36 kV, guantes y manguitos aislantes, pértigas
telescópicas, cuerdas aislantes para trabajos en
tensión y terminología para trabajos en tensión.
• En cuanto a la participación en foros internacionales,
se participa en la preparación de la Conferencia
Internacional de Trabajos en Tensión, (ICOLIM) a
celebrar en Croacia en el año 2011 y donde se tiene
previsto presentar una Ponencia sobre los Trabajos en
Tensión en Alta Tensión en España y la nueva
Instrucción general.
• La División de Seguridad de UNESA forma parte de
órganos de trabajo intersectoriales pertenecientes a
CEOE. En ellos se participa en la elaboración y
desarrollo de documentos relacionados con la
aplicación de las disposiciones legales y
reglamentarias sobre seguridad en el trabajo que
afectan a las empresas eléctricas de UNESA.
• Within the framework of the accident statistics
working group UNESA's safety division has prepared
and published a general accident statistics document
for 2008, which contains information on accidents
resulting in leave for employees of UNESA associate
electricity companies. This publication includes
information for the year from the REE, as well as from
power plants that are jointly owned. A summary of
the main accident parameters and indices, as well as
trends in this area, can be found in tables included in
the statistical report.
• In the domestic and international standardisation
area, the AEN/CTN 204 Electricity Safety
Standardisation Committee has continued with its
standardisation activity, mainly in the field of
materials and equipment for live working, at Spanish
(AENOR), European (CENELEC) and international level
(CEI). The technical secretary of this committee is
UNESA’s safety division.
UNESA is also involved in the preparation of
international (CEI) and European (EN) standards in
terms of: operation of electrical facilities, insulating
manoeuvring poles in high-voltage facilities, levels of
protection provided by encasing, manual tools for
low-voltage live working, protective clothing against
the thermal risk of electric arcs, insulated ropes for
live working, insulated ladders for work in lowvoltage facilities, portable phase comparators for
voltages from 1 to 36 kV, insulating gloves and
sleeves, telescopic booms, insulating rope for live
work and terminology for live work.
• UNESA’s participation in various international forums
includes the International Conference on Live
Maintenance (ICOLIM), to be held in Croatia in 2011,
where the Association will present a paper on highvoltage live working in Spain and the new general
regulations in this area.
• UNESA’s safety division participates in various crosssector committees that form part of the CEOE
(Spanish Confederation of Employers and Industries),
where it is involved in preparing and developing
documents related to the application of legal and
regulatory provisions on health and safety in the
workplace issues that affect UNESA electricity
companies.
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U N E S A
2 0 0 9
271
/Activities review
(145) Evolución de los principales indicadores de la accidentabilidad. Período 1975-2009 (UNESA)
/Development of the accident rate indicators. 1975-2009 (UNESA)
Año/Year
totales
/Total
accidents
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
272
2129
2084
1961
1993
196
1712
1682
1518
1616
1406
1331
1265
1205
1203
1181
1272
1154
113
1031
979
938
907
829
807
635
610
609
548
499
474
397
374
302
247
246
Accidentes
totales eléctricos eléctricos
mortales
mortales
/Total fatal /Electrical /Fatal elect.
accidents
accidents
accidents
20
20
15
9
10
17
16
14
6
12
8
9
7
5
8
9
10
2
6
5
5
6
5
2
2
3
1
3
3
1
0
8
0
0
3
197
156
155
124
139
130
124
147
130
74
97
104
90
95
106
91
90
95
67
65
59
60
56
44
37
24
21
20
18
18
20
8
10
6
10
Índices
de frecuencia
/Frequency level
8
12
3
4
6
7
4
3
1
4
3
5
1
2
3
5
7
1
3
3
3
3
2
1
2
2
1
1
2
0
0
2
0
0
0
E S PA Ñ O L A
D E
L A
de gravedad
con baremo
sin baremo
/Several index
with injury without injury
grading
grading
21.10
20.18
19.17
19.03
19.6
17.63
17.23
16.26
17.62
16.42
14.75
15.4
15.48
15.09
15.07
16.56
15.12
14.61
13.42
14.19
14.21
13.14
13.06
13.73
11.65
11.07
11.52
11.49
10.73
10.27
8.39
7.99
6.46
4.42
4.32
2.00
2.35
1.73
1.28
1.34
1.68
1.60
1.35
1.09
1.34
1.10
1.52
1.36
0.97
1.22
1.38
1.38
0.63
0.96
0.91
0.99
1.03
0.93
0.68
0.78
0.80
0.65
0.91
0.92
0.68
0.47
1.47
0.35
0.21
0.52
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
0.81
1.19
0.85
0.76
0.74
0.63
0.62
0.45
0.70
0.50
0.57
0.86
0.82
0.53
0.61
0.66
0.59
0.47
0.49
0.48
0.49
0.50
0.46
0.48
0.45
0.47
0.54
0.54
0.53
0.55
0.47
0.44
0.35
0.21
0.20
U N E S A
2 0 0 9
(146) Accidentabilidad laboral 2005-2009 (UNESA)
/Accidents in the workplace 2005-2009 (UNESA)
Resumen de datos
/Summary of data
2005
2006
2007
2008
2009
Número de accidentes totales con baja (1)/Number of lost time accidents (1)
397
374
302
Número de accidentes eléctricos con baja (1)/Number of electrical lost time accidents (1)
20
8
10
377
366
292
Número de accidentes no eléctricos con baja (1)/Number of non-electrical lost time accidents (1)
0
8
0
Número de accidentes totales mortales/Total number of fatal accidents
0
2
0
Número de accidentes eléctricos mortales/Number of fatal electrical accidents
0
6
0
Número de accidentes no eléctricos mortales/Number of fatal non-electrical accidents
22271
20727
16365
Jornadas perdidas por accidentes totales sin baremo (2)
/Total days lost due to accidents without injury level grading (2)
810
1110
231
Jornadas perdidas por accidentes eléctricos sin baremo (2)
/Days lost due to electrical accidents without injury level grading (2)
21461
19617
16134
Jornadas perdidas por accidentes no eléctricos sin baremo (2)
/Days lost due to non-electrical accidents without injury level grading (2)
Jornadas perdidas por accidentes totales con baremo
22271
68727
16365
/Total days lost due to accidents with injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes eléctricos con baremo
810
13110
231
/Days lost due to electrical accidents with injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes no eléctricos con baremo
21461
55617
16134
/Days lost due to non-electrical accidents with injury level grading
Accidentes eléctricos frente a accidentes totales (%)
5.04
2.14
3.31
/Electrical accidents as a percentage of total accidents
Accidentes eléctricos mortales frente a accidentes totales mortales (%)
0.00
25.00
0.00
/Fatal electrical accidents as a percentage of total fatal accidents
Horas trabajadas/Hours worked
47327356 46786303 46733828
Media de trabajadores/Average headcount
29265
28932
28744
Índice de frecuencia de accidentes totales con baja
8.39
7.99
6.46
/Frequency rate of total lost time accidents
Índice de incidencia de accidentes totales con baja/Incident rate of total lost time accidents
13.57
12.93
10.51
Índice de gravedad sin baremo/Severity rate without injury level grading
0.47
0.44
0.35
Índice de gravedad con baremo/Severity rate with injury level grading
0.47
1.47
0.35
Duración media de la incapacidad de los accidentes totales, sin baremo
56.10
55.42
54.19
/Average duration of incapacity from total accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes totales, con baremo
56.10
183.76
54.19
/Average duration of incapacity from total accidents, with injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes eléctricos, sin baremo
40.50
138.75
23.10
/Average duration of incapacity from total electrical accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes eléctricos, con baremo
40.50
1638.75
23.10
/Average duration of incapacity from total electrical accidents, with injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes no eléctricos, sin baremo
56.93
53.60
55.25
/Average duration of incapacity from total non-electrical accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes no eléctricos, con baremo
56.93
151.96
55.25
/Average duration of incapacity from total non-electrical accidents, with injury level grading
247
6
241
0
0
0
11985
246
10
236
3
0
3
11655
242
629
11743
11026
11985
29655
242
629
11743
29026
2.43
4.07
0.00
0.00
55922261 56927192
33624
31903
4.42
4.32
7.35
0.21
0.21
48.52
7.71
0.20
0.52
47.38
48.52
120.55
40.33
62.90
40.33
62.90
48.73
46.72
48.73
122.99
* Provisional.
(1) Más de un día de ausencia del puesto de trabajo. Excluye accidentes in itinere/More than one day of absence from work. Excludes accidents on the way to or from the workplace.
(2) Días naturales sin baremo por accidentes mortales/Calendar days without injury level grading due to fatal accidents.
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/Activities review
(147) Resumen por áreas. 2009
/Summary by area
Indicadores
/Indicators
Generación (2) Transporte Distribuc.
Otros (3)
/Generation (2) /Transport /Distribut. /Others (3)
Número de accidentes totales con baja (1)/Number of lost time accidents (1)
Número de accidentes eléctricos con baja (1)/Number of electrical lost time accidents (1)
Número de accidentes no eléctricos con baja (1)
/Number of non-electrical lost time accidents (1)
Número de accidentes totales mortales/Total number of fatal accidents
Número de accidentes eléctricos mortales/Number of fatal electrical accidents
Número de accidentes no eléctricos mortales/Number of fatal non-electrical accidents
Jornadas perdidas por accidentes totales sin baremo
/Total days lost due to accidents without injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes eléctricos sin baremo
/Days lost due to electrical accidents without injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes no eléctricos sin baremo
/Days lost due to non-electrical accidents without injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes totales con baremo
/Total days lost due to accidents with injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes eléctricos con baremo
/Days lost due to electrical accidents with injury level grading
Jornadas perdidas por accidentes no eléctricos con baremo
/Days lost due to non-electrical accidents with injury level grading
Accidentes eléctricos frente a accidentes totales (%)
/Electrical accidents as a percentage of total accidents
Accidentes eléctricos mortales frente a accidentes totales mortales (%)
/Fatal electrical accidents as a percentage of total fatal accidents
Horas trabajadas/Hours worked
Media de trabajadores/Average headcount
Índice de frecuencia de accidentes totales con baja
/Frequency rate of total lost time accidents
Índice de incidencia de accidentes totales con baja
/Incident rate of total lost time accidents
Índice de gravedad sin baremo/Severity rate without injury level grading
Índice de gravedad con baremo/Severity rate with injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes totales, sin baremo
/Average duration of incapacity from total accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes totales, con baremo
/Average duration of incapacity from total accidents, with injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes eléctricos, sin baremo
/Average duration of incapacity from total electrical accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes eléctricos, con baremo
/Average duration of incapacity from total electrical accidents, with injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes no eléctricos, sin baremo
/Average duration of incapacity from total non-electrical accidents, without injury level grading
Duración media de la incapacidad de los accidentes no eléctricos, con baremo
/Average duration of incapacity from total non-electrical accidents, with injury level grading
TOTAL
/TOTAL
189
2
87
12
0
12
126
8
118
19
0
19
246
10
236
2
0
2
4879
0
0
0
275
1
0
1
5991
0
0
0
510
3
0
3
11655
124
0
505
0
629
4755
275
5486
510
11026
16879
275
11991
510
29655
124
0
505
0
629
16755
275
11486
510
29026
225
0
635
0
407
0
0
0
0
0
17147772
10454
5.19
2556979 23569804
1490
14472
4.69
5.35
13652636 56927192
5487
31903
1.39
4.32
8.51
8.05
8.71
3.46
7.71
0.28
0.98
54.82
0.11
0.11
22.92
0.25
0.51
47.55
0.04
0.04
26.84
0.20
0.52
47.38
189.65
22.92
95.17
26.84
120.55
62.00
0.00
63.13
0.00
62.90
62.00
0.00
63.13
0.00
62.90
54.66
22.92
46.49
26.84
46.72
192.59
22.92
97.34
26.84
122.99
* Provisional.
(1) Más de un día de ausencia del puesto de trabajo. Excluye accidentes in itinere/More than one day of absence from work. Excludes accidents on the way to or from the workplace.
(2) Excluyendo minas. Están incluidas las CC.NN/Excluding mines. Including nuclear power plants.
(3) Resto de los servicios de la empresa/All other company services.
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/
/Activities review
276
1. DOCUMENTACIÓN ESPECIALIZADA
1. SPECIALIST DOCUMENTATION
277
2. NOVEDADES EDITORIALES
2. NEW PUBLICATIONS
278
3. PUBLICACIONES PERIÓDICAS
3. REGULAR PUBLICATIONS
282
4. COMUNICACIÓN Y RELACIONES EXTERNAS
4. COMMUNICATION AND EXTERNAL RELATIONS
283
SEMINARIOS Y JORNADAS CELEBRADOS EN UNESA. 2009
UNESA SEMINARS AND CONFERENCES HELD IN 2009
285
PARTICIPACIÓN EN FOROS PÚBLICOS. 2009
PARTICIPATION IN PUBLIC FORUM 2009
289
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/Documentation, publications and communication
Documentación, publicaciones y comunicación
/
1. DOCUMENTACIÓN ESPECIALIZADA
1. SPECIALIST DOCUMENTATION
Dentro de sus actividades en esta área, UNESA mantiene actualizadas y en uso diversas herramientas de
documentación especializada. Se trata de servicios de
carácter técnico, dirigidos a expertos del Sector, en los
que pueden acceder tanto a series históricas como a la
documentación actualizada.
As part of its activity in this area, UNESA uses various
specialised documentation tools which it keeps
constantly updated. This technical service is directed at
sector experts, allowing them to access historical and
up-to-date documentation.
1.1. BASE DE DATOS DEL SECTOR
1.1. SECTOR DATABASE
En este sentido, cabe citar las bases documentales
sobre la demanda, en la que se agrupa toda la información estadística disponible, o la base de datos sobre cuestiones regulatorias, que recopila las normativas relativas a
los sectores del gas y la electricidad.
Aunque de muy diversa naturaleza, en otras áreas
temáticas son herramientas relevantes, por ejemplo, las
series Estadísticas de producción, consumo y Régimen
Especial, en la que se da cuenta de la potencia y producción por tipos de centrales, la energía facturada por sectores económicos y por provincias según las tarifas integral y de acceso, la potencia instalada del Régimen Especial y la energía adquirida al mismo por tipos de instalaciones.
Por otro lado, con relación a las nuevas energías, se
recopila también la información de la potencia instalada,
producción y excedentes por tipos de instalaciones,
estructurada de acuerdo con la participación por Empresas en el Régimen Especial.
UNESA has databases documenting demand, which
include all available statistical information, and a
database on regulatory issues, which brings together all
regulations applicable to the gas and electricity sectors.
Relevant tools in other areas are highly diverse in
nature and include statistics on production,
consumption and the special regime, which detail
capacity and production by plant type, the energy billed
by economic sector and province based on integral and
access tariffs, special regime installed capacity and the
energy acquired from this regime broken down by
facility type.
Information is also compiled on new energies,
reflecting installed capacity, production and surpluses by
facility type, structured in line with company
participation in the special regime.
1.2. BASE DE DATOS FINANCIERA
1.2. FINANCIAL DATABASE
En el campo financiero, destaca la información y documentación disponible a partir del Grupo de Economía y
Finanzas. Este Grupo actualiza y publica anualmente una
estadística de los datos financieros más relevantes de 30
empresas eléctricas europeas. Estos datos financieros se
obtienen de una base de datos internacional construida a
partir de los datos financieros de 54 empresas. Esta base
de datos sirve de soporte al Grupo para la realización de
ejercicios de análisis de la evolución de la situación económica de la industria eléctrica.
In the financial sphere, the information and
documentation of the Economics and Finance Working
Group is particularly important. This Group updates and
publishes an annual statistic of the most relevant data
from 30 European electricity companies. These financial
data are obtained from an international database
containing the financial statements of 54 companies.
This database is used by the Group for analysing the
economic situation of the Electricity Industry.
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/Activities review
1.3. SERVICIO DE DOCUMENTACIÓN Y ALERTAS: REGULACIÓN
1.3. DOCUMENTATION AND ALERT SERVICE: REGULATION
Como se viene realizando desde febrero de 2007, se
hace el seguimiento de las novedades regulatorias, autonómicas y locales, que han sido publicadas en el Boletín
Oficial del Estado, así como toda la normativa que se ha
recibido en UNESA para alegaciones u observaciones.
Todas estas normas han sido comunicadas a través del
servicio de alertas de regulación, mediante SMS telefónicos. Asimismo, todas las normas se incorporan a una base
de datos, donde a través de la correspondiente página
web se tienen disponibles para su consulta.
Since February 2007, changes to local and regional
regulations published in the Official State Gazette, as
well as all regulations received by UNESA, have been
monitored to prepare statements or observations. All
these regulations have been reported by text message
through the regulatory alerts service, and have been
added to a database available for consultation on the
corresponding website.
1.4. DOCUMENTACIÓN PERIODÍSTICA
1.4. MEDIA DOCUMENTATION
Finalmente, cabe citar la base de datos de documentación periodística, que recopila las principales informaciones que sobre energía se han difundido en los diversos
medios de comunicación. A 31 de diciembre de 2009
contaba con un total de 329.147 documentos, tanto de
medios escritos como audiovisuales, la mayoría de los
cuales pueden consultarse en soporte informático. A esta
base de datos se han incorporado durante 2009 un total
de 19.141 nuevos documentos en soporte informático.
(148) y (149)
The Association’s press database is also particularly
noteworthy, and includes the main energy news
published in different media. At 31 December 2009 this
database contained a total of 329,147 documents in
printed and audiovisual format, the majority of which
can also be viewed in electronic format. During the year
electronic versions of 19,141 new documents were
incorporated into this database. (148) and (149)
2. NOVEDADES EDITORIALES
2. NEW PUBLICATIONS
A lo largo de 2009, UNESA ha editado de diversos trabajos especializados, entre los que destacan:
In 2009 UNESA published a range of specialised
documentation, including:
• La Situación Económico-Financiera de la Actividad
Eléctrica: 1998-2008. Una Visión Global de las
Cuestiones más Relevantes
• The economic and financial situation of electricity
activity: 1998-2008. An overview of the most relevant
issues.
Esta publicación, elaborada por la dirección Económico-Financiera, presenta los efectos del tránsito desde un
sector regulado a un sector liberalizado, prestando especial atención a la influencia de la política tarifaria llevada
a cabo por la Administración. A lo largo de 2009 se realizaron distintas presentaciones del documento en diversos
foros.
La publicación analiza los fundamentos económicos
del mercado de producción, realiza una evaluación de los
costes reales del parque de generación de UNESA y sus
tecnologías y analiza la evolución económico-financiera
del sector en el mencionado periodo.
This publication, prepared by the economy and
finance area, presents the impact of the transition from
a regulated to a deregulated sector, with particular focus
on the influence of the tariff policy implemented by the
government. During 2009 this document was presented
to a range of different forums.
The publication analyses the economic basis of the
generation market, evaluating actual costs incurred by
UNESA’s generation facilities and technologies and
analysing the economic and financial performance of the
sector over the aforementioned period.
• Temas de Derecho Energético
• Energy legislation issues
La Asesoría jurídica ha dirigido la publicación del libro
“Temas de Derecho Energético”, en el que se recogen distintas contribuciones en relación con relevantes cambios
normativos que se han producido en la legislación energética. En particular, la Directiva 2003/54/CE, del Parla-
The legal advisory department has published the
book ‘Temas de Derecho Energético’ on energy
legislation issues, which includes contributions on
relevant regulatory changes in the energy legislation
field. In particular, these changes include Directive
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24497
20715
19241
2007
2008
2009
26189
2006
24405
2001
26064
16817
2000
2005
10901
1999
20505
16892
1998
2004
24440
1997
22417
19498
1996
2003
13384
1995
23911
10095
1994
2002
9175
1993
(148) Documentos de la base de datos. Unesa. 1993-2009
/Documents in the database. Unesa
(149) La información eléctrica durante 2009 (%)
/Electricity information for 2009
Economía y gestión
/Economy and management
Actuaciones eléctricas
/Electricity initiatives
Otras energías
/Other energies
Regulación
/Regulation
Otros temas
/Other topics
Movimientos corporativos
/Corporate movements
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2 0 0 9
30
24
21
14
7
4
279
/Activities review
mento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003,
sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la
Electricidad y la Directiva 2003/55/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre
Normas Comunes para el Mercado Interior del Gas Natural, y sus correspondientes leyes de transposición a nuestro ordenamiento interno: la Ley 12/2007, de 2 de julio y
la Ley 17/2007, de 4 de julio.
Dentro de los cambios normativos más relevantes del
Sector Eléctrico, la obra recoge, entre otros, los siguientes: el nuevo reparto de competencias entre el Estado y
las Comunidades Autónomas, las nuevas exigencias de la
separación de actividades con la obligación de disponer
de un código de conducta, los cambios que implica la
creación de la tarifa de último recurso y el funcionamiento de la Oficina de Cambio de Suministrador, las
nuevas funciones de los comercializadores (entre ellas las
de último recurso) con la desaparición del concepto de
consumidores cualificados y la aparición de los denominados “Consumidores Directos en Mercado”, las medidas de apoyo a las energías renovables, las posibilidades
del “Power Line Communication (PLC)”, el papel del gestor de la red de distribución, la inclusión de medidas para
la protección del consumidor o las modificaciones introducidas en el nuevo régimen sancionador (unificando el
sistema del Sector Eléctrico y, el del Sector de Hidrocarburos).
Con relación al Sector de Hidrocarburos, los cambios
más significativos que son objeto de comentario en este
libro son, entre otros, las nuevas funciones de supervisión
de la Comisión Nacional de Energía; la regulación explícita de la explotación de los almacenamientos subterráneos;
la desaparición de las tarifas integrales de gas natural con
la introducción de la tarifa de último recurso y la creación
de la Oficina de Cambio de Suministrador; la separación
de actividades con la obligación de disponer de un código
de conducta, así como la creación dentro de ENAGAS de
una unidad orgánica para garantizar la separación contable y funcional con la actividad de transporte; la introducción del concepto de almacenamiento no básico y de
acceso negociado; los nuevos condicionantes de la seguridad de suministro o la ampliación de las funciones del
Gestor Técnico del Sistema.
2003/54/EC of the European Parliament and of the
Council concerning common rules for the internal
market in electricity, and Directive 2003/55/CE of the
European Parliament and of the Council concerning
common rules for the internal market in natural gas, as
well as the corresponding laws whereby these Directives
were transposed to Spanish legislation (Law 12 of 2 July
2007 and Law 17 of 4 July 2007).
The most relevant regulatory changes within the
electricity sector reflected in this book include: the new
distribution of powers between the state and Spain’s
autonomous regions; new requirements for the
segregation of activities and the requirement for a code
of conduct; the changes involved in the creation of a
last resort tariff and the functions of the Oficina de
Cambio de Suministrador (office for change of energy
supplier); the new functions of electricity sales
companies (including last resort suppliers) with the
suppression of the concept of qualified consumers and
the appearance of “direct market consumers”; measures
to support renewable energies; the possibility of power
line communication (PLC); the role of the distribution
network operator; the introduction of consumer
protection measures; and the changes made in the new
sanction system (which brings together the electricity
sector system with the hydrocarbon sector system).
The most important changes in the hydrocarbon
sector discussed in this book include: new supervisory
functions of the National Energy Commission; explicit
regulation on the operation of underground storage
facilities; suppression of integral natural gas tariffs with
the introduction of the last resort tariff and the office for
change of office for change of energy supplier;
segregation of activities to comply with the obligation to
provide a code of conduct; creation of an organic unit
within ENAGAS to guarantee the accounting and
functional segregation of transmission activity;
implementation of the concept of non-basic and
negotiated storage; new conditions for supply security;
and increased functions of the technical system
administrator.
• Tercera Edición del Código de Electricidad y Gas
• Third edition of the Electricity and Gas Code
Fruto del trabajo de seguimiento legislativo del Sector
Eléctrico y del Sector de Hidrocarburos, la Asesoría Jurídica de UNESA ha trabajado durante el ejercicio del
2009, para la publicación de la tercera edición del Código de Electricidad y Gas, en colaboración de la Editorial
Aranzadi.
La presente edición incorpora las modificaciones introducidas en la legislación sectorial durante los años 2007 a
2009; en particular se recogen, de manera consolidada,
As a result of the work carried out to monitor
legislative developments within the electricity and
hydrocarbons sectors, in 2009 UNESA's legal advisory
services published the third edition of the Electricity and
Gas code, in collaboration with the publishers Editorial
Aranzadi.
This latest edition of the Code includes the
modifications to sector legislation from 2007 to 2009,
with a particular focus on the changes made to the
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las modificaciones introducidas por las Leyes 17/2007 y
12/2007 en la Ley del Sector Eléctrico y en la Ley del Sector de Hidrocarburos. Se incorporan, también, otras disposiciones que han modificado de manera sustancial el
marco jurídico del sector energético, tales como: el Real
Decreto-Ley 6/2009, que adopta determinadas medidas
en el sector energético y aprueba el bono social; el Real
Decreto 485/2009, que regula la puesta en marcha del
suministro de último recurso en el sector de la energía
eléctrica y el Real Decreto 1011/2009, que regula la Oficina de Cambios de Suministrador.
En el Capítulo de normativa comunitaria e internacional, se incluye la nueva legislación europea, aprobada
recientemente, relativa al tercer paquete legislativo para
el desarrollo de un Mercado Interior de la Electricidad y el
Gas, las Directivas 2009/72/CE, 2009/73/CE y los Reglamentos (CE) 713/2009, 714/2009 y 715/2009.
Energy Sector and Hydrocarbon Sector Laws by Laws
17/2007 and 12/2007. Other provisions which had a
substantial effect on the legal framework of the energy
sector are also included, such as: Royal Decree Law
6/2009, adopting specific measures in the energy sector
and approving the social tariff; Royal Decree 485/2009,
regulating the implementation of the last resort tariff in
the electrical energy sector; and Royal Decree
1011/2009, regulating the office for change of energy
supplier.
The chapter on European Community and
international regulations includes recently approved
European legislation on the third legislative package for
the development of an internal electricity and gas
market, as well as Directives 2009/72/EC and
2009/73/EC and EC Regulations 713/2009, 714/2009
and 715/2009.
• Efectos Biológicos de la Exposición a Dosis Bajas de
Radiación Ionizante
• Biological effects of exposure to low doses of ionising
radiation
En noviembre de 2009 se presentó el libro Efectos biológicos de la exposición a dosis bajas de radiación ionizante, escrito por el Dr. Juan Bernar Solano, Jefe de la
División de Investigación de UNESA, el Dr. Agustín Gómez
de la Cámara Jefe de la Unidad de Epidemiología Clínica,
Unidad de Investigación del Hospital Universitario 12 de
Octubre (Madrid), el Dr. Fernando García Escandón, Jefe
del Departamento de Medicina y Seguridad en el Trabajo
de UNESA y la Dra. Amparo Fernández González, Médica
adjunta al departamento de Medicina y Seguridad en el
Trabajo de UNESA. En este libro, se revisan de forma especial los estudios de los efectos biológicos de bajas dosis de
radiación ionizante, definidas éstas como las que están en
el rango entre casi 0 y 100 milisieverts (mSv) de radiación
de baja transferencia lineal de energía (rayos X y Gamma)
que, en general, son los que interesan desde el punto de
vista de la generación eléctrica.
Este libro es el primero editado en español que describe las bases y los estudios científicos (sobre todo los epidemiológicos) que han formado el fundamento de la
actual protección radiológica. La publicación cubre
aspectos generales como son las dosis que reciben las
personas tanto de fuentes naturales como artificiales y los
mecanismos por los que se producen las lesiones en los
sistemas biológicos. Revisa la evolución de la protección
radiológica, el modelo actual por el cual se rige y las estimaciones de riesgo basadas en éste modelo. Incide especialmente en los estudios recientes sobre trabajadores, en
particular los del sector de generación eléctrica de origen
nuclear, y los de poblaciones que viven cerca de instalaciones nucleares. La recopilación de todos estos estudios
pretende aportar más luz sobre un tema muy controvertido en la actualidad.
In November 2009 UNESA published its book on the
biological effects of exposure to low doses of ionising
radiation, written by Dr. Juan Bernar Solano, head of
the UNESA research division, Dr. Agustín Gómez de la
Cámara, head of the clinical epidemiology unit within
the research unit at the Hospital Universitario 12 de
Octubre (Madrid), Dr. Fernando García Escandón, head
of the UNESA medicine and health and safety in the
workplace department, and Dr. Amparo Fernández
González, specialist within the UNESA medicine and
health and safety in the workplace department. This
book reviews studies into the biological effects of low
doses of ionising radiation, defined as falling within the
range of almost 0 to 100 milisieverts (mSv) of low
linear energy transfer radiation (X and gamma rays)
which, in general, is the radiation of most interest from
an electricity generation perspective.
This is the first Spanish publication to describe the
scientific basis and studies (particularly epidemiological)
behind current radiological protection, and deals with
general issues such as the doses received by individuals
from both natural and artificial sources, as well as the
mechanisms which damage biological systems. The
book also reviews the development of radiological
protection, the current model used and the estimated
risks based on this model. It also pays particular
attention to recent studies on employees, especially
tho se involved in the generation of electricity from
nuclear sources, as well as on people living in close
proximity to nuclear facilities. By compiling this wide
range of studies, the publication aims to shed more
light on a subject which is highly controversial at
present.
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3. PUBLICACIONES PERIÓDICAS
3. REGULAR PUBLICATIONS
Tanto los servicios documentales como los trabajos de
estudio y análisis dan origen a un importante volumen de
información relevante, que UNESA pone al servicio de las
empresas asociadas y, con carácter más general, de quienes integran los sectores energéticos.
Todos estos esfuerzos de recopilación de datos y sus
correspondientes análisis dan pie a una serie de boletines
informativos, utilizados fundamentalmente en la comunicación interna del Sector. Y así, por ejemplo, se elabora
un boletín semanal sobre Información de precios internacionales de la electricidad; un Boletín Informativo de
Medio Ambiente, que con carácter mensual recopila
todas las novedades legislativas en materia de medio
ambiente de la Unión Europea y España, y los folletos
informativos sobre los resultados de explotación y el funcionamiento de las centrales nucleares españolas.
También de naturaleza especializada, mensualmente el
Boletín de Cambio Climático recopila la información relativa a la estimación de las emisiones mensuales de CO2 de
las centrales térmicas peninsulares incluidas en la Directiva
Europea de Comercio de Derechos de Emisión de Gases de
Efecto Invernadero (2003/87/CE), así como la evolución
de dichas emisiones en los años anteriores. Incorpora, además, los precios y volúmenes de CO2 registrados en el
mercado europeo para los derechos de emisión de CO2 y
evolución de los precios y volúmenes comerciados en los
últimos 12 meses. En esta publicación se puede encontrar,
además, el estado de los proyectos de los mecanismos de
Kioto analizados por su distribución geográfica, tecnologías y generación de reducción de emisiones, y el estado de
la cartera de proyectos aprobada por la Autoridad Nacional Designada para el MDL en España.
En 2009 se llevó a cabo también la actualización del
CD que compila toda la legislación relativa a la implantación del comercio de derechos de emisión en España.
En colaboración con REE, con carácter trimestral se
continúa publicando un Boletín especializado, dedicado
de modo monográfico a los campos electromagnéticos
de frecuencia extremadamente baja, y en especial a la
actualización de los estudios e investigaciones sobre sus
efectos.
Por otro lado, con periodicidad bimestral UNESA elabora el Informe Internacional, en el que se da cuenta de
los temas de mayor actualidad en cada momento dentro
del mundo de la energía y se da noticia de las reuni ones
internacionales a las que han asistido los expertos del
sector.
Respeto de las noticias jurídicas relacionadas con la
electricidad, UNESA publica la revista Cuadernos Jurídicos, en la que se informa y analizan las novedades regulatorias, así como, las decisiones adoptadas por los diferentes Tribunales de Justicia, tanto en el ámbito nacional
como en el comunitario.
UNESA’s document services and research and analysis
activity produce a significant volume of relevant
material, which the Association makes available to its
associate companies and the energy sectors as a whole.
This data collection and analysis results in a number
of information newsletters, mainly used for internal
sector communications. For example, the Association
issues a weekly newsletter on international electricity
prices, a monthly environmental information newsletter
(containing news relating to environmental legislation in
Spain and the EU), and leaflets providing information on
the operations and results of Spanish nuclear power
centres.
Every month UNESA also publishes a specialist
climate change newsletter, which includes information
on estimated monthly CO2 emissions by the mainland
plants included in European Directive 2003/87/EC
establishing a scheme for greenhouse gas emission
allowance trading, as well as data on the development
of the aforementioned emissions over prior years. This
newsletter also includes CO2 prices and volumes
recorded by the European market for CO2 emission
rights, as well as the development of the prices and
volumes traded in the past 12 months. In addition, the
newsletter also includes information on the progress of
Kyoto mechanism projects, analysed by geographical
distribution, technologies and emission reductions, as
well as the status of the portfolio of projects approved
by the CDM Designated National Authority in Spain.
During 2009 the Association also updated its CD
version of all related legislation on emissions trading in
Spain.
In collaboration with REE, UNESA publishes a
specialised newsletter every quarter which focuses on a
single issue related to very low frequency electromagnetic
fields, with a particular emphasis on updates to studies
and research into the impact of this area.
Every two months UNESA also prepares its
“international report”, which brings together the most
relevant topics within the energy world, as well as
providing information on international events attended
by sector experts.
Legal issues related to the electricity sector are
published by UNESA in its magazine Cuadernos
Jurídicos, which reports on regulatory news as well as
rulings from various Spanish and European courts.
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En otro ámbito, UNESA elabora un boletín semanal en
formato electrónico, relativo a la Actividad Parlamentaria,
en el que se informa del estado de la tramitación de aquellos proyectos de ley de interés para el Sector, así como de
cualquier otra iniciativa parlamentaria que pueda resultar
de interés.
Dentro de la labor de seguimiento y análisis, se ha
continuado elaborando diariamente, en versión escrita y a
través de internet, el boletín Información Eléctrica, que
recopila las principales referencias sobre los temas energéticos aparecidas en los medios de comunicación, tanto
impresos como audiovisuales. Durante 2009 se ha distribuido a 230 suscriptores, tanto entre las empresas eléctricas, como en instituciones, empresas y organizaciones
relacionadas con el Sector.
Pero, sin duda, la iniciativa de mayor impacto es la revista Electricidad, de carácter trimestral y editada en colaboración con REE. Se trata de una publicación de contenidos
técnicos, que cuenta con más de 4.200 suscriptores.
Todos estos servicios de documentación e información, así como sus correspondientes archivos históricos y,
en general, todas las publicaciones editadas por la Asociación se encuentras disponibles en formato pdf en la
web UNESA.es.
Also related to the legal field, every week UNESA
prepares an e-newsletter on parliamentary activity,
providing information on the progress of draft bills
which have particular relevance for the sector, as well as
any other parliamentary initiatives of interest.
The Association's monitoring and analysis activity has
continued throughout the year with the daily
Información Eléctrica newsletter (in printed and
electronic format), which includes the main references
to energy matters that appear in the written and
broadcast media. This newsletter was distributed to 230
subscribers in 2009, including electricity companies as
well as institutions, companies and organisations related
to the sector.
Nevertheless, the initiative which has had the
greatest impact is the magazine Electricidad, which is
published on a quarterly basis in collaboration with REE.
This publication is technical in nature, and has over
4,200 subscribers.
All of these documentation and information services,
as well as past editions and, in general, all the
publications issued by the Association, are available in
PDF format on the website UNESA.es.
4. COMUNICACIÓN Y RELACIONES EXTERNAS
4. COMMUNICATION AND EXTERNAL RELATIONS
Durante 2009, UNESA ha continuado desarrollando su
programa de trabajo en comunicación social y relaciones
externas, en el que, entre otras tareas, se contempla el
seguimiento de la presencia en los medios, el análisis de
los estados de opinión, la elaboración y difusión tanto de
informaciones relevantes como de estudios e informes de
documentación y las relaciones con los medios informativos. Las actividades se dirigen también a la edición de
nuevas publicaciones de divulgación y documentación.
Por otro lado, una vez actualizados los soportes online, tanto en lo que se refiere a la web institucional
(UNESA.es) como a la web educativa (UNESA.net), que en
la actualidad constituyen un instrumento fundamental en
las actividades de comunicación. En este campo, se han
intensificado los trabajos de documentación, información
y divulgación energética. Una especial atención se ha
prestado a las actividades orientadas a estudiantes de
Enseñanza Primaria y ESO.
Por otro lado, entre las colaboraciones institucionales
desarrolladas, por su contenido científico y trascendencia
formativa destaca el VI Curso Iberoamericano de Actualización en Cirugía Maxilofacial y de Cabeza y Cuello, celebrado en esta ocasión en Cuba, y dirigido desde la Cátedra correspondiente de la Universidad Complutense.
También UNESA ha continuado prestando su colaboración a la Fundación Diálogos para la celebración en España del Programa Balboa, gracias al cual cerca de doscientos periodistas iberoamericanos en ejercicio han podido
Throughout 2009 UNESA has continued with its
social communication and external relations programme,
which includes monitoring media presence, opinion
analyses, the preparation and issue of relevant news and
studies and reports on documentation, and media
relations. Activity in this field also includes new
informative and documentary publications.
Following the update of online supports for the
institutional website (www.unesa.es) and the educational
website (www.unesa.net), work has intensified in the
areas of energy documentation, information and
communication. Particular attention has been paid to
activities aimed at primary and secondary education
students.
The 5th Ibero-American Refresher Course on
Maxillofacial, Head and Neck Surgery was of particular
relevance in the area of institutional collaboration, due
to its scientific content and importance in terms of
training. Held in Cuba, this course was led by the Chair
of the Universidad Complutense specialising in this area.
UNESA has also continued to collaborate with the
Diálogos Foundation on the Balboa Programme in Spain.
Through this programme almost 200 South-American
journalists have learned about the social and political
situation in Spain, and have been able to work with a
wide range of information media.
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conocer la realidad política y social de España, a la vez
que participaban con su trabajo en diferentes medios
informativos.
A través de Energía Sin Fronteras –una organización
independiente de la que UNESA forma parte desde su creación en el año 2003– se participa en actividades solidarias. Esta organización tiene como misión la de extender
y facilitar el acceso a los servicios energéticos y de agua
potable, a los que todavía no los tienen o los obtienen en
condiciones precarias.
UNESA carries out community activities through
Energía Sin Fronteras (Energy Without Borders, an
independent organisation of which UNESA has been a
member since its creation in 2003). This organisation’s
mission is to extend and provide access to energy
services and drinking water to areas which lack these
resources or can only obtain them under inadequate
conditions.
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SEMINARIOS Y JORNADAS CELEBRADOS EN UNESA. 2009
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UNESA SEMINARS AND CONFERENCES HELD IN 2009
ENERO
JANUARY:
• Jornada anual sobre la colaboración UNESA-Centros
de Referencia para el seguimiento y la participación
en programas de I+D de EPRI. 20 de enero.
• Seminario sobre Comportamiento Organizativo (2ª
parte), de TECNATOM. 21 y 22 de enero.
• Prevención y Vigilancia de la Salud en Oftalmología.
23 de enero.
• Annual conference on the collaboration between
UNESA and reference centres on the monitoring of and
participation in EPRI R&D programmes. 20 January.
• TECNATOM seminar on organisational behaviour
(part 2). 21 and 22 January.
• Ophthalmological health and safety practices. 23
January.
FEBRERO
FEBRUARY:
• Curso Postgrado periodistas latinoamericanos. VIII
Programa Balboa. Inauguración 2 de febrero. Clases
de febrero a julio.
• Seminario de WANO “Leadership Workshop for
Middle Managers”. 9 a 13 de febrero.
• Seminario europeo EPRI-UNESA sobre Materiales y
Ensayos no Destructivos. 17 a 19 de febrero.
• Seminario sobre Comportamiento Organizativo (3ª
parte), de TECNATOM. 18 y 19 de febrero.
• Reunión con el Vicepresidente del Sector Nuclear de
EPRI, Mr. Chris Larsen. 27 de febrero.
• Postgraduate course for Latin American journalists.
VIII Balboa Programme. Inauguration on 2 February.
Classes from February to July.
• WANO seminar: “Leadership Workshop for Middle
Managers”. 9-13 February.
• EPRI-UNESA European seminar on materials and nondestructive testing. 17-19 February.
• TECNATOM seminar on organisational behaviour
(part 3). 18 and 19 February.
• Meeting with the Vice President of the Nuclear Sector
at EPRI, Mr. Chris Larsen. 27 February.
MARZO
MARCH:
• Master de Información Económica. 26 de marzo.
• MA in Economic Information. 26 March.
ABRIL
APRIL:
• Presentación del libro “La situación económicofinanciera de la Actividad eléctrica 1998-2008”. 20
de abril.
• Jornada de presentación del Manual de Coaching, de
TECNATOM. 22 de abril.
• Jornada de AREVA sobre “Digital Safety
Instrumentation & Control Solutions for Nuclear
Power Plants”. 23 de abril.
• Presentation of the book “La situación económicofinanciera de la Actividad eléctrica 1998-2008” (The
economic and financial situation of electricity activity
from 1998 to 2008). 20 April.
• Presentation of the TECNATOM coaching manual. 22
April.
• AREVA conference on “Digital Safety Instrumentation &
Control Solutions for Nuclear Power Plants”. 23 April.
MAYO
MAY:
• Reunión entre EPRI y el Grupo de Combustible de
UNESA para presentación del Plan de Acción “Gestión
de Combustible Gastado y Residuos de Alta Actividad
de EPRI”. 6 de mayo.
• Jornada “Reglamento REACH”. 12 de mayo.
• Encuentro Anual de Formación. 13 de mayo.
• Manejo de Fármacos en Medicina del Trabajo. 20 de
mayo.
• Meeting between EPRI and the UNESA Fuel Group to
present the EPRI Spent Fuel and High-Activity Waste
Management Action Plan. 6 May.
• Conference on the REACH regulation. 12 May.
• Annual training conference. 13 May.
• Occupational medicine: handling pharmaceuticals. 20
May.
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• Reunión con el Vicepresidente de Investigación y
Desarrollo de EPRI, Dr. Michael W. Howard. 21 de
mayo.
• Jornada sobre Régimen Especial. 25 de mayo.
• Visita Delegación de la Fundación COGE. 26 de
mayo.
• Meeting with the Vice President of Research and
Development at EPRI, Dr. Michael W. Howard. 21
May.
• Conference on the special regime. 25 May.
• Visit from a delegation from the COGE Foundation.
26 May.
JUNIO
JUNE:
• Presentación de la Memoria Estadística. Informe sobre
las Actividades Eléctricas 2008. 24 de junio.
• Presentation of the statistical report. 2008 Electricity
activity report. 24 June.
JULIO
JULY:
• Reunión entre EPRI y el Grupo ad-hoc de Nuevas
Centrales de UNESA sobre presentación del Programa
“Advanced Nuclear Technology (ANT)” de EPRI. 8 de
julio.
• Seminario sobre Indicadores de WANO, 8 y 9 de
julio.
• Jornada de formación en el manejo de la herramienta
KNS – Comunidades de Prácticas, de ICA2-UAM. 8 de
julio.
• Meeting between EPRI and the UNESA ad hoc New
Plants Group, concerning the presentation of EPRI’s
Advanced Nuclear Technology (ANT) programme. 8
July
• Seminar on WANO indicators. 8 and 9 July.
• Training day on the use of the ICA2-UAM
communities of practice KNS tool. 8 July
SEPTIEMBRE
SEPTEMBER:
• Curso de EPRI sobre Instrumentación y Control
Digital, 1 a 4 de Septiembre.
• Reunión entre EPRI y el Grupo de Combustible de
UNESA para presentación del Programa NFIR (Nuclear
Fuel Industry Research) y sobre el Código FALCON
(Fuel Analysis and Licensing Code). 14 de
Septiembre.
• “Proyecto de norma del IASB de Actividades
Reguladas”. Jornada de trabajo organizada por
Deloitte y UNESA. 15 de septiembre.
• Jornada sobre la utilización por los trabajadores de
ropa de trabajo resistente a un arco eléctrico. 29 de
septiembre.
• EPRI course on instrumentation and digital control. 14 September.
• Meeting between EPRI and the UNESA Fuel Group to
present the NFIR (Nuclear Fuel Industry Research)
Programme and to discuss the FALCON (Fuel Analysis
and Licensing) Code. 14 September.
• “IASB draft standard on regulated activities”. Working
conference organised by Deloitte and UNESA. 15
September.
• Conference on the use of clothing resistant to electric
arcs in the workplace. 29 September.
OCTUBRE
OCTOBER:
• "Necesidades técnico-económicas para el desarrollo
de un Mercado Ibérico sostenible en el 2020". III
JORNADA UNESA-ELECPOR. UNESA. 7 de octubre.
• Taller de Inteligencia Emocional, Liderazgo y
Seguridad, de TECNATOM. 14, 21 y 22 de octubre.
• Jornada sobre la utilización por los trabajadores de
ropa de trabajo resistente a un arco eléctrico. 20 de
octubre.
• “Technical and economic requirements for the
development of a sustainable Spanish and Portuguese
market by 2020”. III UNESA-ELECPOR CONFERENCE.
UNESA. 7 October.
• TECNATOM workshop on emotional intelligence,
leadership and security. 14, 21 and 22 October.
• Conference on the use of clothing resistant to electric
arcs in the workplace. 20 October.
NOVIEMBRE
NOVEMBER:
• Jornada de Trabajo sobre Medio Ambiente
CIER-UNESA. 10 de noviembre.
• CIER-UNESA working conference on the environment.
10 November.
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(1) Encuentro Anual de Formación, celebrado en UNESA / Anual Training Event, held in
(4-5) UNESA organizó la Reunión Anual de Altos Ejecutivos de la CIER, que tuvo lugar del 10 al
UNESA.
12 de noviembre en Madrid, bajo el lema “Foro Iberoamericano sobre Seguridad de Suministro,
Crecimiento Sostenible e Integración Regional” / UNESA organized the Annual Meeting of CIER
(2) Rueda de prensa de la presentación de la Memoria de UNESA 2008 / Prersentation of
Senior Executives, held in Madrid from 10th to 12th November, under the title “Ibero-American
UNESA’s Annual Report 2008. Press Conference.
Forum on Supply Security, Sustainable Growth and Regional Integration”.
(3) La III Jornada UNESA-ELECPOR correspondió en 2009 celebrarse en UNESA, con la presencia
(6) Durante la Jornada Técnica del área de Medicina y Seguridad en el Trabajo se presentó el
de personalidades del sector de ambos países / III UNESA-ELECPOR Conference, held in UNESA,
libro “Efectos biológicos de la exposición a dosis bajas de radiación ionizante” / During the
with the participation of personalities from the Sector of both countries.
Technical Session of the Health and Safety in the Workplace department, the book “Biological
effect of low doses of ionising radiation exposures” was presented.
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/Activities review
• “Forum Iberoamericano sobre Seguridad de
Suministro, Crecimiento Sostenible e Integración
Regional”. 44ª reunión de altos ejecutivos de la
Comisión de Integración Energética Regional (CIER).
UNESA. Madrid del 10 al 12 de noviembre.
• Jornada de Presentación de la Metodología de
Evaluación de la Cultura de Seguridad NEI/USA
(Utilities Service Alliance), de TECNATOM. 16 de
noviembre.
• Soporte Vital Avanzado. 17 y 18 de noviembre.
• Presentación en UNESA de la Monografía sobre
efectos biológicos de las dosis bajas de radiación
ionizante. 27 de noviembre.
• “Ibero-American forum on supply security, sustainable
growth and regional integration”. 44th meeting of
CIER (Regional Electrical Integration Commission)
senior executives. UNESA. Madrid. 10-12 November.
• Conference to present TECNATOM’s NEI/USA
(Utilities Service Alliance) methodology for evaluating
safety culture. 16 November.
• Advanced vital support. 17 and 18 November.
• Presentation of the book “Biological effect of low
doses of ionising radiation exposures”. 27 November.
DICIEMBRE
DECEMBER:
• Curso de Refuerzo Positivo (Liderazgo basado en la
precisión), de TECNATOM. 1 y 2 de diciembre.
• TECNATOM course on positive reinforcement
(leadership based on precision). 1 and 2 December.
Además de estos eventos, el Salón de Actos de UNESA
se ha utilizado por las empresas eléctricas miembros de la
Asociación para su uso propio, cuando ha sido requerido
por las mismas.
In addition to the events outlined above, UNESA’s
conference room has also been used when required by
electricity companies that are members of the
Association.
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PARTICIPACIÓN EN FOROS PÚBLICOS. 2009
/
PARTICIPATION IN PUBLIC FORUM 2009
ENERO
JANUARY
• “Estrategias GIC y Techos”. XXI Curso Superior de
Negocio Energético. Módulo III: Política Energética.
Implicaciones Directivas Comunitarias Atmósfera.
Grandes Instalaciones de Combustión. Techos
Nacionales de Emisión. Club Español de la Energía.
Madrid, 13 de enero y 15 de diciembre. José Luis
Ballesteros.
• “Desafíos Regulatorios: Perspectivas do Dois Lados do
Atlantico”. II Seminario Mercados de Electricidade e
Gas Natural. Facultade de Economía da Universidade
do Porto. Oporto (Portugal), 15 y 16 de enero. Pedro
Rivero.
• “La Crisis Económica y el Sector Energético”. IV
Congreso de la AEEE (Asociación Española para la
Economía Energética). Isla de la Cartuja (Sevilla), 23
de enero. Pedro Rivero y José Mª Marcos.
• “Repercusión Sectorial ante la Revisión del Régimen
de Comercio de Derechos de Emisión”. Jornada
Nuevos Retos contra el Cambio Climático:
Almacenamiento y Captura de CO2. Intereconomía.
Madrid, 26 de enero. Ángel Luis Vivar.
• “Prospectiva de Generación Eléctrica 2030”. Colegio
de Ingenieros Industriales de Catalunya. Barcelona,
27 de enero. Pedro Rivero.
• “Large combustion plant and emission ceilings
strategies”. XXI Advanced Energy Business Course.
Module III: Energy Policy. Implications of EU
atmosphere directives. Large combustion plants.
National emission ceilings. Spanish Energy Club.
Madrid, 13 January and 15 December. José Luis
Ballesteros.
• “Regulatory challenges: Perspectives from both sides
of the Atlantic”. II seminar on electricity markets and
natural gas. Faculty of Economics at the Universidade
do Porto. Porto (Portugal), 15 and 16 January. Pedro
Rivero.
• “The financial crisis and the energy sector”. IV AEEE
(Spanish Association for Energy Economics) Congress.
Isla de la Cartuja (Seville), 23 January. Pedro Rivero
and José Mª Marcos.
• “Sector repercussions from the review of emission
rights trading”. Conference on the new challenges
posed by climate change. CO2 capture and storage.
Intereconomía. Madrid, 26 January. Angel Luis Vivar.
• “Electricity Generation Outlook – 2030”. Catalonian
School of Industrial Engineers. Barcelona, 27 January.
Pedro Rivero.
FEBRERO
FEBRUARY
• “Régimen Jurídico de la Tarifa de Último Recurso en
el Sector Eléctrico”. Curso Avanzado de Derecho de
la Energía. Club Español de la Energía. Madrid, 11 de
febrero. Pascual Sala.
• “El Sector Eléctrico en el año 2008 y Perspectivas”.
Jornada sobre Las Centrales Nucleares en 2008.
Experiencias y perspectivas. Sociedad Nuclear
Española. Madrid, 25 de febrero. Pedro Rivero.
• “Situación actual del Sector Energético Español”.
Jornada sobre Mix Energético en España.
Intereconomía. Madrid, 26 de febrero. Pedro
Rivero.
• “Prospectiva de Generación Eléctrica 2030”. Jornada
Club Español del Medio Ambiente. ETS de Minas de
Madrid, 26 de febrero. José Mª Marcos.
• “El Sector de la Comunicación y la Opinión Pública
en España. Una Visión General”. Curso Postgrado
Periodistas Latinoamericanos. VIII Programa Balboa.
UNESA. Madrid, 27 de febrero. Clase. Antonio
Petit.
• “The legal structure of the last resort supply within
the electricity sector”. Advanced course in energy
law. Spanish Energy Club. Madrid, 11 February.
Pascual Sala.
• “The electricity sector in 2008 and outlook for the
future”. Conference on nuclear plants in 2008.
Experiences and outlook. Spanish Nuclear Society.
Madrid, 25 February. Pedro Rivero.
• “Current situation of the Spanish energy sector”.
Conference on the energy mix in Spain.
Intereconomía. Madrid, 26 February. Pedro Rivero.
• “Electricity generation outlook – 2030”. Conference
organised by the Spanish Environment Club. Madrid
Higher Technical School of Mining, 26 February. José
Mª Marcos.
• “The communication sector and public opinion in
Spain: an overview”. Postgraduate course for Latin
American journalists. VIII Balboa Programme. Unesa.
Madrid, 27 February. Class. Antonio Petit.
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/Activities review
MARZO
MARCH
• II Jornadas de Memorias de la Sostenibilidad.
Moderador. Entrega del Premio de Sostenibilidad
2008. AECA. Madrid, 4 de marzo. Pedro Rivero.
• II Sesión Plenaria. Cooperación Energética en el
Mediterráneo. Moderador. IV Foro Euromediterráneo
de la Energía. Club Español de la Energía. Barcelona,
11 de marzo. Pedro Rivero.
• “El Impacto de las Normas Internacionales de
Información Financiera”. La Economía Española y la
Crisis. Real Academia de Doctores, Madrid 12 de
marzo. Pedro Rivero.
• “Report on Programmes related to Plant Life
Management, Long Term Operation and Materials at
Nuclear Plants in Spain”. Organismo Internacional de
Energía Atómica (OIEA). Viena (Austria), 17 de marzo.
Lorenzo Francia.
• XXI edición del Curso Superior de Negocio
Energético. Módulo V. Regulación. Club Español de la
Energía. Madrid, 23 de marzo. Pedro Rivero.
• “La Industria Eléctrica Española: Compromisos y
Perspectivas”. Cátedra Jean Monnet de Economía
Industrial Europea. Universidad de La Coruña, 24 de
marzo. Pedro Rivero.
• “Informe sobre Nueva Legislación (Normativa
Comunitaria)”. Club Español de la Energía. Madrid,
24 de marzo. Ángel Luis Vivar.
• “Comunicación Energética”. Master de Información
Económica. Universidad Complutense de Madrid.
Facultad de Ciencias de la Información. UNESA.
Madrid, 26 de marzo. Antonio Petit Caro.
• “EURELECTRIC views on IFE V3.0 Rules Proposal”.
France-Spain Interconnection Forum. Madrid, 26 de
marzo. Fernando Urquiza.
• “Retos actuales de los Mercados Industriales de
Energía Eléctrica”. V Seminario Técnico: Eficiencia
Energética, una clave para la Sostenibilidad. Ciment
Català. Barcelona, 31 de marzo. Pedro Rivero.
• “Situación actual del Sector Energético Español”. “Los
Martes de la RAI” con el título Mix Energético. Real
Academia de Ingeniería. Madrid, 31 de marzo. Pedro
Rivero.
• III Conference on Sustainability Reports. Moderator.
Presentation of the 2008 Sustainability Award. AECA.
Madrid, 4 March. Pedro Rivero.
• II plenary session. Energy cooperation in the
Mediterranean. Moderator. IV Euro-Mediterranean
Energy Forum. Spanish Energy Club. Barcelona, 11
March. Pedro Rivero.
• “The impact of International Financial Reporting
Standards”. The Spanish economy and the financial
crisis. Real Academia de Doctores, Madrid 12 March.
Pedro Rivero.
• “Report on Programmes related to Plant Life
Management, Long-Term Operation and Materials at
Nuclear Plants in Spain”. International Atomic Energy
Agency (IAEA). Vienna (Austria), 17 March. Lorenzo
Francia.
• XXI Advanced Energy Business Course. Module V.
Regulation. Spanish Energy Club. Madrid, 23 March.
Pedro Rivero.
• “The Spanish electricity industry: Commitments and
outlook”. Jean Monnet Chair in European Industrial
Economics. Universidad de La Coruña, 24 March.
Pedro Rivero.
• “Report on new legislation (EU regulations)”. Spanish
Energy Club. Madrid, 24 March. Angel Luis Vivar.
• “Energy communication”. MA in Economic
Information. Universidad Complutense de Madrid.
Faculty of Information Sciences. UNESA. Madrid, 26
March. Antonio Petit.
• “EURELECTRIC views on IFE V3.0 Rules Proposal”.
France-Spain Interconnection Forum. Madrid, 26
March. Fernando Urquiza.
• “Current challenges faced by the industrial electricity
markets”. V technical seminar: Energy efficiency, a
cornerstone for sustainability. Ciment Català.
Barcelona, 31 March. Pedro Rivero.
• “Current situation of the Spanish energy sector”.
Event entitled Energy Mix, forming part of the “Los
Martes de la RAI” (Tuesdays at the Royal Academy of
Engineering) programme. Royal Academy of
Engineering. Madrid, 31 March. Pedro Rivero.
ABRIL
APRIL
• La Situación Económico-Financiera de la Actividad
Eléctrica 1998-2008. Presentación y Rueda de Prensa.
UNESA. Madrid, 20 de abril. Pedro Rivero Torre.
• “Situación de la Energía en España”. COPEMA
(Consejo de Personas Mayores). Madrid, 21 de abril.
Pedro Rivero.
• “Balance Energético 2008 y Perspectivas para 2009”.
Club Español de la Energía. Madrid, 28 de abril.
Pedro Rivero.
• The economic and financial situation of electricity
activity, 1998-2008. Presentation and press
conference. UNESA. Madrid, 20 April. Pedro Rivero
Torre
• “The energy situation in Spain”. COPEMA (council for
the elderly). Madrid, 21 April. Pedro Rivero.
• “The 2008 energy balance and the outlook for
2009”. Spanish Energy Club. Madrid, 28 April. Pedro
Rivero.
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• “El Papel que debe jugar la Energía Nuclear en el Mix
Energético Español”. Unidad Editorial Conferencias y
Formación. Madrid, 28 de abril. Ángel Luis Vivar.
• “The role of nuclear energy within the Spanish
energy mix”. Unidad Editorial Conferencias y
Formación. Madrid, 28 April. Angel Luis Vivar.
MAYO
MAY
• “La Contabilidad y la Gestión Económica en la
Empresa Energética”. Mesa redonda. Curso
Contabilidad Actual para las Empresas del Sector
Energético. Deloitte y Club Español de la Energía.
Madrid 5 de mayo de 2009. Pedro Rivero.
• “Ocurrencias sobre un Emprendedor en Tiempos de
Crisis”. Universidad de Valencia, 5 de mayo. Antonio
Petit Caro.
• “Directiva por la que se modifica la Directiva
2003/87/CE para perfeccionar y ampliar el Régimen
Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión de
Gases de Efecto Invernadero”. Curso Superior de
Finanzas de la Energía. CIFF/Club Español de la
Energía. Madrid, 7 de mayo. Ángel Luis Vivar.
• Reunión de la LWA “Asociación Internacional de
Trabajos en Tensión”. Zagreb (Croacia), 12-13 mayo.
Ángel Pérez Herranz.
• Encuentro Anual de Formación de UNESA 2009.
Clausura. UNESA. Madrid, 13 de mayo. Miguel Canales.
• "Issues Updating in Spanish Nuclear Stations”.
Reunión entre el Comité de Energía Nuclear de
UNESA y la Vicepresidencia de I+D de EPRI. Madrid,
21 de mayo. Lorenzo Francia.
• “El Nuevo Marco Regulatorio”. Jornada sobre el
Mercado Libre Energético. Nuevo Marco Regulatorio.
SODERCAN. Santander, 21 de mayo. Pedro Rivero.
• “Respuesta Europea al Protocolo de Kioto”. Lourdes
Pineda, “Situación actual de la Responsabilidad
Social”, Miguel Canales y “El Sector Eléctrico
Español”, María Romera. Visita de la Fundación
COGE. UNESA. Madrid, 26 de mayo.
• “Accounting and financial management in energy
companies”. Round table. Current accounting course
for energy sector companies. Deloitte and the
Spanish Energy Club. Madrid. 5 May 2009. Pedro
Rivero.
• “Remarks on an entrepreneur in times of crisis”.
Universidad de Valencia, 5 May. Antonio Petit Caro.
• “Directive amending Directive 2003/87/EC to
improve and extend the greenhouse gas emission
allowance trading system”. Advanced energy finance
course. CIFF/Spanish Energy Club. Madrid, 7 May.
Angel Luis Vivar.
• International Live Work Association (LWA)
Conference. Zagreb (Croatia), 12-13 May. Angel
Pérez.
• UNESA annual training event. Closing. UNESA.
Madrid, 13 May. Miguel Canales.
• “Issues Updating in Spanish Nuclear Stations”.
Meeting between the UNESA Nuclear Energy
Committee and the Vice President of R&D at EPRI.
Madrid, 21 May. Lorenzo Francia.
• “The new regulatory framework”. Conference on the
deregulated energy market. New regulatory
framework: SODERCAN. Santander, 21 May. Pedro
Rivero.
• “The European Response to the Kyoto Protocol”.
Lourdes Pineda, “Current situation of Social
Responsibility”, Miguel Canales y “The Spanish
Electricity Sector”, María Romera. Visit from the
COGE Foundation. UNESA. Madrid, 26 May.
JUNIO
JUNE
• “Inversión Socialmente Responsable”. Mesa Redonda.
Jornada sobre Inversión socialmente responsable:
presente y futuro, celebrada con ocasión de la reunión
del Pleno de la Comisión de Responsabilidad Social
Corporativa. AECA. Madrid, 3 de junio. Pedro Rivero.
• “Balance Español de la Liberalización Eléctrica”.
Jornada sobre Condiciones de éxito de la
liberalización eléctrica para los consumidores.
ENDESA. Madrid, 4 de junio. Pedro Rivero.
• “Crisis, Crisis Energética y Consumo Industrial”.
Cámara de Comercio de Albacete, 5 de junio. Pedro
Rivero.
• “EURELECTRIC’s view on Power Quality Standards and
Opportunities for further Developments”. CIRED. Praga
(Rep. Checa), 11 de junio. José Luis Gutiérrez Iglesias.
• “Socially responsible investment”. Round table.
Conference on present and future socially responsible
investment held as part of the plenary meeting of the
Corporate Social Responsibility Committee. AECA.
Madrid, 3 June. Pedro Rivero.
• “Assessment of electricity deregulation in Spain”.
Conferences on the conditions for successful
electricity deregulation for consumers. ENDESA.
• “Crisis, energy crisis and industrial consumption”.
Albacete Chamber of Commerce, 5 June. Pedro Rivero.
• “EURELECTRIC’s view on Power Quality Standards and
Opportunities for further Developments”. CIRED.
Prague (Czech Republic), 11 June. José Luis Guitérrez
Iglesias.
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/Activities review
• “¿Cómo Contratar el Suministro Eléctrico para
después de la Desaparición de las Tarifas?”. CEIM.
Madrid, 15 de junio. Pedro Rivero.
• “Energía y Sostenibilidad. Escenarios con futuro.
¿España toda solar?”. Foro Permanente de
Sostenibilidad. OSE (Observatorio de la Sostenibilidad
en España). Madrid, 18 de junio. Pedro Rivero.
• I Encuentro Luca Pacioli de Historia de la
Contabilidad. Sesión Inaugural y Presidencia de la
Sesión I: Historia y Contabilidad. AECA y Revista De
Computis. El Escorial (Madrid), 19 de junio. Pedro
Rivero.
• “La Autorización de las Instalaciones Eléctricas.
Normativa Técnica y Seguridad de las Instalaciones
Eléctricas” y “Régimen de las Acometidas y de las
Líneas Directas”. Derecho de la Regulación
Económica. Madrid, 22 de Junio. Pascual Sala.
• Memoria Estadística. Informe sobre las Actividades
Eléctricas 2007 de UNESA. Presentación y Rueda de
Prensa. UNESA. Madrid, 24 de junio. Pedro Rivero.
• “Situación actual del Sistema Eléctrico Español”.
Master de Tecnología de Generación de Energía
Eléctrica. E.T.S. de Ingenieros Industriales de Madrid.
Tecnatom. Madrid, 24 de junio. Antonio López de
Sebastián.
• “Información Financiera y Económica Real”. Master
de Auditoria. Universidad de Castilla-La Mancha.
Albacete, 25 de junio. Pedro Rivero.
• “How to contract electricity supply after the
suppression of tariffs?” CEIM (Madrid Confederation
of Employers and Industries). Madrid, 15 June. Pedro
Rivero.
• “Energy and sustainability. Scenarios with a future. A
totally solar Spain?” Permanent sustainability forum.
OSE (the Spanish Observatory for Sustainability).
• 1st Luca Pacioli Conference on the History of
Accountancy. Inaugural session and Chair of Session
I: History and Accountancy. AECA and the De
Computis magazine. El Escorial (Madrid), 19 June.
Pedro Rivero.
• “Electricity facility authorisations. Technical
regulations and safety in electricity facilities” and
“The structure of connections and direct power
lines”. Economic regulatory law. Madrid, 22 June.
Pascual Sala.
• Statistical report. UNESA 2008 Electricity activity
report. Presentation and press conference. UNESA.
• “Current situation of the Spanish electricity sector”.
MA in Electricity Generation Technology. Madrid
Higher School of Industrial Engineering. Tecnatom.
Madrid, 24 June. Antonio López de Sebastián.
• “Financial reporting and the real economy”. MA in
Audit. Universidad de Castilla-La Mancha. Albacete,
25 June. Pedro Rivero.
JULIO
JULY
• “Gestión de la Energía: Logros y Retos. Una
Perspectiva Española”. Primer Encuentro en España
de CEN–CENELEC. Sesión Plenaria Uso Sostenible
de la Energía. AENOR. Madrid, 1 de julio. Pedro
Rivero.
• “Transparencia e Información Financiera”. Pedro
Rivero. “Cambio Climático. Retos y Oportunidades
para las Empresas”. Cristina Rivero. La
Responsabilidad Social Corporativa de las empresas.
Situación y experiencias en Castilla-La Mancha.
Cursos de verano de la Universidad de Castilla-La
Mancha. Ciudad Real, 1 y 2 de Julio.
• “Responsabilidad Social, Gobierno Corporativo y
Transparencia Informativa”. Workshop sobre
Responsabilidad Social, Gobierno Corporativo y
Transparencia Informativa. Universidad de Granada y
ASEPUC. Granada, 2 de julio. Pedro Rivero.
• “El Sector Eléctrico Español y Prospectiva Eléctrica a
2030”. Fronteras de la Energía. Centro de Ciencias de
Benasque “Pedro Pascual”. Benasque (Huesca), 6 de
julio. Ángel Luis Vivar.
• “Modelo Energético a Largo Plazo”. Mesa Redonda.
Universidad Autónoma de Madrid, 15 de julio. Pedro
Rivero.
• “Energy management. Achievements and challenges.
A Spanish Outlook”. First CEN-CENELEC meeting in
Spain. Plenary Session. Sustainable energy use.
AENOR. Madrid, 1 July. Pedro Rivero.
• “Transparency and financial reporting”. Pedro Rivero.
“Climate change. Challenges and opportunities for
companies”. Cristina Rivero. Corporate social
responsibility. Situation and experiences in Castilla-La
Mancha. Summer courses in the Universidad de
Castilla-La Mancha. Ciudad Real, 1 and 2 July.
• “Corporate social responsibility, corporate
governance and reporting transparency”. Workshop
on corporate social responsibility, corporate
governance and reporting transparency. Universidad
de Granada and ASEPUC. Granada, 2 July. Pedro
Rivero.
• “The Spanish electricity sector and the electricity
outlook to 2030”. Energy frontiers. Pedro Pascual
Science Centre. Benasque (Huesca), 6 July. Angel Luis
Vivar.
• “The long-term energy model”. Round table.
Universidad Autónoma de Madrid, 15 July. Pedro
Rivero.
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• “El Sector Eléctrico y el Comercio Internacional de
Emisiones. Perspectivas Post-2012”. Club Español de
la Energía. Madrid, 17 de julio. Cristina Rivero.
• “La Necesidad de Predictibiildad y Certidumbre en las
Actuaciones Públicas para Promover la Inversión y la
Innovación en el Sector Eléctrico”. XVIII Observatorio
Económico FAES El futuro de la energía en España.
Madrid, 20 de julio. Pedro Rivero.
• “El Mix Energético para lograr una Energía
Competitiva”. Cursos de Verano de La Granda.
Cámara de Comercio de Oviedo. La Granda
(Asturias), 22 de julio. Pedro Rivero.
• “Riesgo del Sector Eléctrico”. Curso sobre Riesgos.
Fundación General Universitaria. Universidad
Complutense de Madrid, 23 de julio. Pedro Rivero.
• “The electricity sector and international emissions
trading”. The post-2012 outlook”. Spanish Energy
Club. Madrid, 17 July. Cristina Rivero.
• “The need for predictability and assurance in public
initiatives that promote investment and innovation in
the electricity sector”. XVIII FAES Economic
Observatory – The future of energy in Spain. Madrid,
20 July. Pedro Rivero.
• “Using the energy mix to ensure competitive
energy”. Summer courses in La Granda. Oviedo
Chamber of Commerce. La Granda (Asturias), 22 July.
Pedro Rivero.
• “Electricity sector risks”. Risk course. General
University Foundation. Universidad Complutense de
Madrid, 23 July. Pedro Rivero.
SEPTIEMBRE
SEPTEMBER
• Jornadas Nacionales sobre Energía y Educación. Mesa
Redonda. Moderador. Foro Nuclear. Madrid, 12 de
septiembre. Manuel Ibáñez.
• “Medio Ambiente y Energía: Escenarios de Futuro”. II
Jornadas de Debate y Reflexión “Crisis y cambio de
modelo económico”. Fundación Progreso y
Democracia. Llanes (Asturias), 12 de septiembre.
Ángel Luis Vivar.
• “El Mercado de la Energía en España. Demanda y
Oferta. Desarrollo Futuro”. Mesa Redonda. Jornada
Técnica sobre el Debate sobre el Futuro Energético.
IBERCAJA-Colegio de Ingenieros de Caminos de
Zaragoza, 17 de septiembre. José Mª Marcos.
• “The Electricity Sector and the Climate Change
Challenge in Spain”. Presentación al Rey Carlos
Gustavo de Suecia y su Delegación de la Academia de
las Ciencias. Embajada de Suecia. Madrid, 23 de
septiembre. Cristina Rivero.
• “Guía sobre Comercio de Derechos de Emisión de
Gases de Efecto Invernadero”. Presentación de la
Guía. AEDHE. Madrid, 29 de septiembre. Cristina
Rivero.
• National conference on energy and education. Round
table. Moderator. Nuclear forum. Madrid, 12
September. Manuel Ibáñez.
• “The environment and energy: Future scenarios”. 2nd
sessions of debate and reflection: “The crisis and
changes to the economic model”. Progreso y
Democracia Foundation. Llanes (Asturias), 12
September. Angel Luis Vivar.
• “The energy market in Spain. Supply and demand.
Future development”. Round table. Technical
conference debating the future of energy. IBERCAJA –
Zaragoza School of Civil Engineers, 17 September.
José Mª Marcos.
• “The Electricity Sector and the Climate Change
Challenge in Spain”. Presentation to King Carl Gustaf
of Sweden and his delegation from the Academy of
Sciences. Swedish Embassy. Madrid, 23 September.
Cristina Rivero.
• “Guidelines on the trading of greenhouse gas
emission rights”. Presentation of the guidelines.
AEDHE. Madrid, 29 September. Cristina Rivero.
OCTUBRE
OCTOBER
• “Aspectos Técnicos y Económicos. Electricidad”. IV
Curso Superior de Finanzas de la Energía. Club
Español de la Energía, CIFF. Madrid, octubre. Antonio
López de Sebastián.
• “Aportaciones de la Energía Nuclear al Debate
Energético”. Inauguración del Master de Energía
Nuclear. Universidad Autonóma de Madrid. 5 de
octubre. Manuel Ibáñez.
• “Necesidades Técnico-Económicas para el Desarrollo
de un Mercado Ibérico Sostenible en el 2020”. III
JORNADA UNESA-ELECPOR. Apertura y Clausura.
UNESA Madrid, 7 de octubre. Pedro Rivero.
• “Technical and economic aspects. Electricity”. IV
advanced course in energy finance. Spanish Energy
Club, CIFF. Madrid, October. Antonio López de
Sebastián.
• “Nuclear energy contributions to the energy debate”.
Inauguration of the MA in Nuclear Energy. Universidad
Autónoma de Madrid. 5 October. Manuel Ibáñez.
• “Technical and economic requirements for the
development of a sustainable market in Spain and
Portugal by 2020”. III UNESA-ELECPOR
CONFERENCE: Opening and closing. UNESA, Madrid,
7 October. Pedro Rivero.
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/Activities review
• “The Electricity Sector & The Management of Nuclear
Fuel in Spain”. Seminario de AREVA “Reciclar para
España”. París, 8 de octubre. Carlos de Villota.
• “Actividades del Working Group on Operating
Experience (WGOE) de la NEA/OCDE – Incident
Reporting System (IRS) de OIEA/NEA”. Seminario de
Experiencia Operativa 2009. Tecnatom, Madrid, 1516 octubre. Montserrat Casero.
• “Medicina Nuclear”. Sesión Técnica nº 8.
Coordinación y Presidencia. 35 Reunión Anual de la
Sociedad Nuclear Española. Sevilla, 28 al 30 de
octubre. Fernando García Escandón.
• “Modelos Energéticos para España”. UGT – Jornadas
Confederales La Industria ante la crisis. Madrid, 28 de
octubre. Ángel Luis Vivar.
• “Markets Developments in the South West Europe
Region”. SW Regional Meeting EURELECTRIC. UNESA.
Madrid, 30 de octubre. Fernando Urquiza.
• “The Electricity Sector & The Management of Nuclear
Fuel in Spain”. AREVA seminar – “Recycling for
Spain”. Paris, 8 October. Carlos de Villota.
• “Activities of the NEA/OECD Working Group on
Operating Experience (WGOE) – IAEA /NEA Incident
Reporting System (IRS)”. 2009 seminar on operating
experience. Tecnatom, Madrid, 15-16 October.
Montserrat Casero.
• “Nuclear medicine”. Technical session number 8.
Coordination and chair. 35th Annual Meeting of the
Spanish Nuclear Society. Seville, 28 to 30 October.
Fernando García Escandón.
• “Energy models for Spain”. UGT – Confederation
conferences – The industry in crisis. Madrid, 28
October. Angel Luis Vivar.
• “Market Developments in the South West Europe
Region”. SW Regional Meeting EURELECTRIC. UNESA.
Madrid, 30 October. Fernando Urquiza.
NOVIEMBRE
NOVEMBER
• “Análisis Financiero de la Industria Eléctrica. Análisis
de Costes y Rentabilidad”. Master Universitario en el
Sector Eléctrico (Erasmus Mundus). Universidad
Pontificia de Comillas. 2, 4 y 11 de noviembre y 9 de
diciembre. Ignacio Martínez.
• “Prospectiva de la Industria Eléctrica en 2030 y
Cambios debidos a la Crisis Económica”. Colegio de
Economistas de Madrid, 5 de noviembre. Pedro
Rivero.
• “Seguridad y Operación de las Centrales Nucleares
Españolas”. Jornada de la Industria Nuclear Española.
CEOE/Foro Nuclear. Madrid, 5 de noviembre. Manuel
Ibáñez.
• “Jornada de Trabajo sobre Medio Ambiente CIERUNESA”. Objetivo y Presentación. UNESA. Madrid, 10
de noviembre. Cristina Rivero.
• “Current Practices in Voltage Quality Monitoring in
Europe – Case Studies”. Session II y “Economic
Framework for voltage quality – views of
CIGRE/CIRED JWG/C4.107”. Session III. Bruselas, 18
de noviembre de 2009. José Luis Gutiérrez Iglesias.
• “Plans for Future Research on IASCC/Irradiated
Materials at Nuclear Plants in Spain”. Jornada de
cierre del Programa EPRI sobre IASCC. Centro de I+D
de EDF. Les Renardieres (Francia), 19 de noviembre.
Lorenzo Francia.
• “Entorno Económico y Horizonte Energético”.
Ponente Panel I. Comité Español del Consejo Mundial
de la Energía. Madrid, 23 y 24 de noviembre. Pedro
Rivero.
• “Dependencia Energética”. Mesa Redonda. II
Congreso Ingenio Responsable. Colegio Oficial de
Ingenieros Industriales de Murcia, 24 de noviembre.
Pedro Rivero.
• “Financial analysis of the electricity industry. Cost and
profitability analysis”. MA in the Electricity Sector.
(Erasmus Mundus). Universidad Pontificia de
Comillas. 2, 4 and 11 November and 9 December.
Ignacio Martínez.
• “Outlook for the electricity industry by 2030 and
changes due to the financial crisis”. Madrid School of
Economists, 5 November. Pedro Rivero.
• “Safety and operation of Spanish nuclear plants”.
Spanish nuclear industry conference. CEOE/Nuclear
Forum. Madrid, 5 November. Manuel Ibáñez.
• “CIER-UNESA working conference on the
environment”. Objective and presentation. UNESA.
Madrid, 10 November. Cristina Rivero.
• “Current Practices in Voltage Quality Monitoring in
Europe – Case Studies”. Session II and “Economic
Framework for voltage quality – views of
CIGRE/CIRED JWG/C4.107”. Session III. Brussels. 18
November 2009. José Luis Guitérrez Iglesias.
• “Plans for Future Research on IASCC/Irradiated
Materials at Nuclear Plants in Spain”. Closing event
for the EPRI programme on IASCC. EDF R&D Centre.
Les Renardieres (France), 19 November. Lorenzo
Francia.
• “The economic environment and the future energy
outlook”. Panel I speaker. Spanish Member
Committee of the World Energy Council. Madrid, 23
and 24 November. Pedro Rivero.
• “Energy dependence”. Round table. II Conference on
Responsible Strategy. Murcia Official School of
Industrial Engineers, 24 November. Pedro Rivero.
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• Jornada sobre Valoración de las Actuaciones y
Resultados Relacionados con las Actividades de
Mediación y Arbitraje. Fundación SIMA. Madrid, 26
de noviembre. Miguel Canales.
• “Seguridad de Suministro y Generación Eléctrica. XXI
Curso Superior de Negocio Energético. Módulo
III.:Política Energética. Club Español de la Energía.
Madrid, 30 de noviembre. José Mª Marcos.
• Conference on the evaluation of initiatives and results
related to mediation and arbitration measures. SIMA
Foundation. Madrid, 26 November. Miguel Canales.
• “Supply security and electricity generation”. XXI
Advanced Energy Business Course. Module III. Energy
policy. Spanish Energy Club. Madrid, 30 November.
José Mª Marcos.
DICIEMBRE
DECEMBER
• “Anteproyecto de Ley de Comercio de Emisiones”.
Unidad Editorial Conferencias y Formación. Madrid, 3
de diciembre. Ángel Luis Vivar.
• “Responsabilidad Social: concepto, origen, evolución
y situación actual”. Jornada de Formación y Trabajo
sobre Responsabilidad Social de la Junta de Castilla y
León. Olmedo (Valladolid), 14 de diciembre. Miguel
Canales.
• “La Energía: Situación y Perspectivas”. Jornadas sobre
la Energía en el Marco del ACEBA. Oviedo, 17 de
diciembre. Ángel Luis Vivar.
• “Energía y Medio Ambiente”. Instituto Catalifa.
Madrid, 17 de diciembre. José Luis Ballesteros.
• “COP-15 – Conferencia de la ONU sobre Cambio
Climático. Presentación de Conclusiones”. Club
Español de la Energía. Madrid, 21 de diciembre.
Cristina Rivero.
• “Draft emissions trading law”. Unidad Editorial
Conferencias y Formación. Madrid, 3 December.
Angel Luis Vivar.
• “Corporate social responsibility: concept, origins,
development and current situation”. Training and
working conference on corporate social responsibility
– regional government of Castilla y Leon. Olmedo
(Valladolid), 14 December. Miguel Canales.
• “Energy: Experiences and perspectives”. Conference
on energy within the ACEBA framework. Oviedo, 17
December. Angel Luis Vivar.
• “Energy and the environment”. Catalifa Institute.
Madrid, 17 December. José Luis Ballesteros.
• “COP 15 – UN Conference on Climate Change.
Presentation of Conclusions”. Spanish Energy Club.
Madrid, 21 December. Cristina Rivero.
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MEMORIA ESTADÍSTICA / STATISTICAL REPORT
296
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2 0 0 9
Como en Ejercicios anteriores, en las páginas que siguen se
presentan las estadísticas sectoriales, con sus
correspondientes desarrollos históricos, referidas a las
distintas actividades que se han llevado a cabo en España. /
As in prior years, the following pages present sector
statistics, together with historical figures, for the various
activities carried out in Spain.
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MEMORIA ESTADÍSTICA
298
(150) POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. TOTAL DE ESPAÑA
300
(151) POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO
301
(152) POTENCIA INSTALADA DEL RÉGIMEN ORDINARIO A 31 DE DICIEMBRE
302
(153) PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
303
(154) PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. RÉGIMEN ORDINARIO
304
(155) BALANCE ELÉCTRICO DEL RÉGIMEN ORDINARIO
305
(156) PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN 2009. RÉGIMEN ORDINARIO
306
(157) POTENCIA Y PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA POR TIPO DE CENTRALES Y COMBUSTIBLE UTILIZADO.
RÉGIMEN ORDINARIO
307
(158) CONSUMO NETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
311
(159) INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
312
(160) LONGITUD DE LOS CIRCUITOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE MAS DE 110 KV A 31 DE DICIEMBRE TOTAL DE ESPAÑA
316
(161) EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EMBALSADA A FIN DE MES
316
(162) BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA
317
(163) RATIOS ECONÓMICOS MÁS SIGNIFICATIVOS (1999-2009) UNESA
318
(164) DATOS REPRESENTATIVOS DE LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS NACIONALES (1999-2009). UNESA
319
(165) EVOLUCIÓN DEL ENDEUDAMIENTO FINANCIERO (1999-2009). UNESA)
320
(166) INFORMACIÓN POR ACTIVIDADES
320
(167) CLASIFICACIÓN DE LAS TREINTA EMPRESAS ENERGÉTICAS EUROPEAS MÁS IMPORTANTES EN 2008
322
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2 0 0 9
/ STATISTICAL REPORT
(150) INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER. TOTAL FOR SPAIN
300
(151) INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER
301
(152) INSTALLED CAPACITY OF THE ORDINARY REGIME AT 31 DECEMBER
302
(153) ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
303
(154) ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. ORDINARY REGIME
304
(155) ORDINARY REGIME ELECTRICITY BALANCE
305
(156) MONTHLY PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY IN 2009. ORDINARY REGIME
306
(157) THERMOELECTRIC CAPACITY AND PRODUCTION/BY TYPE OF PLANT AND FUEL USED.
ORDINARY REGIME
307
(158) NET CONSUMPTION OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
311
(159) INTERNATIONAL EXCHANGES OF ELECTRICAL ENERGY
312
(160) LENGTH OF THE CIRCUITS OF THE LINES OF TRANSPORT AND DISTRIBUTION
OF ELECTRICAL ENERGY OF OVER 110 KV AT 31 DECEMBER TOTAL FOR SPAIN
316
(161) ENERGY STORED IN RESERVOIRS AT MONTH END
316
(162) BALANCE OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN
317
(163) KEY ECONOMIC RATIOS (1999-2009) UNESA
318
(164) REPRESENTATIVE DATA FOR DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITIES (1999-2009). UNESA
319
(165) FINANCIAL DEBT (1999-2009). UNESA
320
(166) INFORMATION BY ACTIVITY
320
(167) CLASSIFICATION OF THE THIRTY TOP EUROPEAN ENERGY COMPANIES IN 2008
322
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299
(150) POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. Total España (MW)
/INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER. Total Spain
Año Hidroeléctrica,
/Year eólica y solar
/Hydroelectric,
wind and solar
1940
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
2006
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1350
1355
1376
1408
1412
1458
1500
1662
1756
1890
1906
1986
2192
2527
2553
3200
3659
3900
4195
4436
4600
4768
5190
5895
7020
7193
7680
8227
8543
9335
10883
11057
11136
11470
11841
Térmica
/Thermal
Nuclear
Total
381
385
395
410
415
418
437
450
478
591
647
674
771
775
883
903
1063
1610
1878
1948
1967
2242
2298
2492
2706
2980
3457
4671
5292
6165
6888
7403
9615
10617
11376
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
153
153
153
613
1120
1120
1120
1731
1740
1771
1818
1827
1876
1937
2112
2234
2481
2553
2660
2963
3302
3436
4103
4722
5510
6073
6384
6567
7010
7488
8387
9726
10173
11137
12898
13988
15653
17924
19073
21871
23207
24337
/Hydroelectric,
wind and solar
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
11954
12497
13096
13530
13515
13577
13579
13821
14087
14119
14661
15201
15269
15673
16545
16642
16723
16985
16996
17450
17558
17834
18093
18613
19587
20198
21616
23289
24787
27185
28885
30934
34145
38803
41135
Térmica
/Thermal
Nuclear
Total
12393
12974
13334
13628
15267
16447
17158
17637
17614
19898
20991
20987
21087
21119
21227
21370
21855
21922
21989
22346
22849
23960
25339
26228
26847
28180
28980
31683
33818
37907
42594
45791
49211
49682
50425
1120
1120
1120
1120
1120
1120
2051
2051
3911
4885
5815
5815
5815
7854
7854
7364
7367
7400
7400
7400
7417
7498
7580
7638
7749
7798
7816
7871
7896
7878
7878
7728
7728
7728
7728
25467
26591
27550
28278
29902
31144
32788
33509
35612
38902
41467
42003
42171
44646
45626
45376
45945
46307
46385
47196
47824
49292
51012
52479
54183
56176
58412
62843
66501
72970
79357
84453
91084
96213
99288
La potencia térmica incluye la correspondiente a todas las instalaciones térmicas del Regimen Especial.
/The thermal capacity includes that relating to all thermal installations under the Special Regime.
300
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/Statistical report
(151) POTENCIA INSTALADA A 31 DE DICIEMBRE. Total Régimen Ordinario* (MW)
/INSTALLED CAPACITY AT 31 DECEMBER. Total Ordinary Regime*
Año Hidroeléctrica
/Year /Hydroelectric
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
Térmica
convenc.
/Convent.
Thermal
Nuclear
Total
275
303
304
337
459
480
507
540
579
645
704
762
1302
1527
1599
1594
1871
1874
2067
2215
2401
2840
4028
4519
5395
6505
6987
9218
10203
10929
11924
12665
12770
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
153
153
153
613
1120
1120
1120
1120
1120
1120
1329
1399
1487
1672
1909
1937
1980
2248
2553
2851
3338
3877
4660
5098
5582
5722
6168
6583
7508
8786
9119
10048
11776
12772
14463
17101
18219
21036
22355
23459
24604
25885
26605
1054
1096
1183
1335
1450
1457
1473
1708
1974
2206
2634
3115
3358
3571
3983
4128
4297
4709
5441
6571
6718
7208
7748
8100
8915
10443
10619
10698
11032
11410
11560
12100
12715
/Year /Hydroelectric
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
13122
13172
13176
13215
13469
13712
13834
14395
14974
14993
15373
16256
16351
16333
16393
16392
16455
16457
16547
16547
16466
16536
16493
16606
16684
16812
16923
16974
16993
17008
17034
17073
Térmica
convenc.
/Convent.
Thermal
Nuclear
Total
13010
14662
15850
16648
17113
17059
19355
19915
20440
20410
20555
20648
20634
20627
20714
20781
20673
20927
21345
22164
22130
22182
22669
22776
24938
26787
30688
35274
38223
41545
41894
42316
1120
1120
1120
2051
2051
3911
4885
5815
5815
5815
7854
7854
7364
7367
7400
7400
7400
7417
7498
7580
7638
7749
7798
7816
7871
7896
7878
7878
7728
7728
7728
7728
27252
28954
30146
31914
32633
34682
38074
40125
41229
41218
43782
44758
44349
44327
44507
44573
44528
44801
45390
46291
46234
46467
46960
47198
49493
51495
55489
60126
62944
66281
66656
67117
* Incluye Saltos del Dobra, Saltos del Nansa, Puertollano-Repsol y Avilés-Ensidesa hasta 1993.
/Includes Saltos del Dobra, Saltos del Nansa, Puertollano-Repsol and Avilés-Ensidesa until 1993.
Fuente/Source: UNESA Y REE.
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2 0 0 9
301
(152) POTENCIA INSTALADA DEL RÉGIMEN ORDINARIO A 31 DE DICIEMBRE (Miles kW)
/INSTALLED CAPACITY OF THE ORDINARY REGIME AT 31 DECEMBER (Thousands kW)
2008
Tipo de central
/Type of plant
Núclear/Nuclear
Carbón/Coal
Peninsular
/Main-land
2009
Total
Peninsular
/Main-land
17034
17034
17073
17073
7728
7728
7728
7728
11829
11319
11319
Extrapenins.
/Non-mainland
510
Extrapenins.
/Non-mainland
510
Total
11829
Hulla y antracita
/Bituminous coal and anthracite
5917
5917
5917
5917
Hulla subbituminosa/Sub-bituminous coal
1421
1421
1421
1421
Lignito pardo/Brown lignite
2032
2032
2032
2032
Carbón importado/Imported coal
1949
2459
1949
320
320
320
320
21566
21566
22111
22111
Fueóleo-Gas natural/Fuel oil-Natural gas
2077
2077
1919
1919
Fuelóleo/Fuel oil
2103
3999
6102
1629
4508
6137
62147
4509
66656
62099
5018
67117
Gas natural, ciclo combinado
/Natural gas, combined cycle
Total
510
510
2459
Fuente/Source: R.E.E, Unesa.
302
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2 0 0 9
/Statistical report
(153) PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Total de España (Mill. kWh)
/ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. Total for Spain
/Hydroelectric,
wind and solar
1940
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
3353
3659
4065
4385
4016
3180
4587
5178
5172
3965
5017
6869
7722
7411
7128
8937
11182
9670
11285
14256
15625
15981
16073
21139
20646
19686
27278
22680
24428
30691
27959
32747
36458
29524
31347
Térmica
/Thermal
Nuclear
Total
264
231
373
433
704
993
824
773
939
1603
1836
1355
1620
2211
2943
2899
2491
4853
5065
3097
2989
4898
6832
4758
8880
12037
10421
17957
21366
20604
27607
27246
27695
40203
42285
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
57
829
924
2523
4751
6545
7225
3617
3890
4438
4818
4720
4173
5411
5951
6111
5568
6853
8224
9342
9622
10071
11836
13673
14523
16350
17353
18614
20879
22905
25897
29526
31723
37699
40637
45851
52124
56490
62516
68904
76272
80857
/Hydroelectric,
wind and solar
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
26502
22509
40742
41497
47473
30807
23178
27394
28865
33420
33033
27415
28167
36233
20047
26184
28367
20570
25728
29119
24450
41717
37332
39067
30789
36628
50975
36307
56281
51054
44719
53298
59228
61524
73686
Térmica
/Thermal
Nuclear
Total
48469
60758
46537
50388
51606
74490
78486
78404
77670
63536
66286
64276
63952
52872
71669
71289
75449
84753
79103
80509
89199
78464
96752
98722
120244
126271
123001
147438
146896
167495
192151
190039
198672
196859
174124
7544
7555
6525
7649
6700
5186
9568
8771
10661
23086
28044
37458
41271
50466
56126
54268
55576
55782
56059
55314
55445
56329
55297
59003
58852
62206
63708
63044
61894
63675
57538
60125
55103
58975
52762
82515
90822
93804
99534
105779
110483
111232
114569
117196
120042
127363
129149
133390
139571
147842
151741
159392
161105
160890
164942
169094
176510
189381
196792
209885
225105
237684
246789
265071
282224
294408
303462
313003
317358
300572
La producción térmica incluye la generada por todas las instalaciones térmicas del Regimen Especial.
/Thermal production includes the power generated by all thermal installations under the Special Regime
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
303
(154) PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Régimen Ordinario* (Mill. kWh)
/ANNUAL PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY. Ordinary Regime*
/Year
/Hydro.
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
Térmica
convenc.
/Convetion.
Thermal
Nuclear
Total
804
626
577
776
1346
1578
1121
1295
1857
2219
2452
2084
4456
4501
2512
2351
4157
5994
3817
7807
10792
9026
16385
19482
19572
26489
25996
26305
38782
40841
46990
59147
44668
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
57
829
924
2523
4751
6545
7225
7544
7555
6525
3316
4345
4734
5143
4496
5725
6840
7881
8149
8632
10166
11667
12805
14384
15394
16504
18591
20512
23227
27039
29019
34554
37633
42455
49450
53966
59792
65729
73336
77849
79603
87915
90245
2512
3719
4157
4367
3150
4147
5719
6586
6292
6413
7714
9583
8349
9883
12882
14153
14434
14518
19410
19232
18227
25528
21248
22916
29049
26553
31273
34673
28009
29783
25069
21213
39052
/Year
/Hydro.
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
39993
45843
29310
21891
26060
27475
31931
31719
25982
26798
34818
18671
25024
26723
19511
23524
26267
21968
37694
33170
33995
24173
27844
39426
22526
38774
29778
19169
25330
26352
21428
23868
Térmica
convenc.
/Convetion.
Thermal
Nuclear
Total
48534
49894
72718
76774
76875
76142
62049
64459
62434
61756
50361
69030
68846
71080
78384
70381
69469
76320
62642
77612
75169
92296
97465
92109
112594
108480
127022
150957
150599
158082
155902
129607
7649
6700
5186
9568
8771
10661
23086
28044
37458
41271
50466
56122
54265
55578
55782
56059
55314
55445
56329
55297
59003
58852
62206
63708
63044
61894
63675
57538
60125
55103
58975
52762
96176
102437
107214
108233
111706
114278
117066
124222
125874
129825
135645
143823
148135
153381
153677
149964
151050
153733
156665
166079
168167
175321
187515
195243
198164
209148
220475
227664
236054
239537
236305
206237
* Incluye las producciones de Saltos del Dobra, Saltos del Nansa, Puertollano-Repsol y Avilés-Ensidesa hasta 1993.
/Includes the production of Saltos del Dobra, Saltos del Nansa, Puertollano-Repsol and Avilés-Ensidesa until 1993.
Fuente/Source: UNESA, REE.
304
E S PA Ñ O L A
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
(155) BALANCE ELÉCTRICO DEL RÉGIMEN ORDINARIO (Mill. kWh)
/ORDINARY REGIME ELECTRICITY BALANCE
2008
Tipo de central
/Type of plant
Peninsular
/Mainland
Extrapenins.
/Non-mainland
2009
Total
Peninsular
/Mainland
Extrapenins.
/Non-mainland
Total
21428
21428
23868
23868
Núclear
58975
58975
52762
52762
Carbón/Coal
46276
49648
33859
1498
1498
1788
1788
91285
91285
78281
78281
Fuelóleo-Gas natural/Fuel oil - Natural gas
587
587
282
282
Fuelóleo/Fuel oil
291
12593
12884
12
11935
11947
220340
15965
236305
190852
15385
206237
9265
7123
Gasificación carbón-CC
/Coal gasification - Combined Cycle
Gas natural,ciclo combinado
/Natural gas, combined cycle
Producción total/Total production
Consumos propios/Own consumption
8338
Producción neta/Net production
3372
927
3450
895
37309
8018
212002
15038
227040
183729
14490
198219
68006
855
68861
81207
1010
82217
3731
3731
3736
3736
Saldo internacional/International balance
-11040
-11040
-8104
-8104
Disponible para mercado/Available for market
265237
281130
253096
Régimen Especial (1)/Special Regime (1)
Consumo en bombeo/Pump consumption
15893
15500
268596
(1) Aportación neta del Régimen Especial; estimación para 2009.
/Net contribution of the Special Regime; estimate for 2009.
Fuente/Source: R.E.E, Unesa, CNE.
E S PA Ñ O L A
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
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2 0 0 9
305
(156) PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN 2009. Régimen Ordinario* (Mill. kWh)
/MONTHLY PRODUCTION OF ELECTRICAL ENERGY IN 2009. Ordinary Regime*
Meses
/Months
Hidroeléctrica
/Hydroelectric
Térmica convenc.
/Conventional Thermal
Nuclear
TOTAL
Enero/January
2150
11149
5665
18964
Febrero/February
3198
7921
4507
15626
Marzo/March
2493
8542
4089
15124
Abril/April
1927
7668
4232
13827
Mayo/May
2229
8244
3855
14328
Junio/June
1862
10616
3695
16173
Julio/July
1590
12378
4184
18152
Agosto/August
1362
10496
5507
17365
948
10616
4575
16139
Octubre/October
1248
10116
4132
15496
Noviembre/November
1871
8013
4161
14045
Diciembre/December
2990
8464
4159
15613
23867
114223
52761
190851
TOTAL
(*) Régimen Ordinario peninsular/Mainland Ordinary Regime.
Fuente/Source: REE.
306
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
(157) POTENCIA Y PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA POR TIPO DE CENTRALES Y COMBUSTIBLE UTILIZADO. Régimen Ordinario
/THERMOELECTRIC CAPACITY AND PRODUCTION/BY TYPE OF PLANT AND FUEL USED. Ordinary Regime
Tipo de central
/Type of plant
Centrales
/Plants
NUCLEAR
Trillo I
Vandellós II
Cofrentes
Almaraz I
Almaraz II
Ascó I
Ascó II
Sta. Mª de Garoña
1066000
1087140
1092020
977000
980000
1032500
1027200
466000
8515
5532
6241
8523
7430
7917
7467
3478
8284
7239
8156
7491
8607
7694
7488
4016
7712
5390
8049
7126
7060
5659
8191
3575
TOTAL
7727860
55103
58975
52762
Compostilla 2,3,4,5
Aboño 1,2
Soto de Ribera 2,3
La Robla 1,2
Narcea 1,2,3
Lada 3,4
Guardo 1,2
Anllares
Puente Nuevo 3
Puertollano ENECO
1199600
921730
615060
654900
586000
514620
515600
365200
323500
220900
6386
7085
3672
3739
3594
2760
2883
2353
2115
1162
6456
5580
1472
3229
2452
828
1037
2158
21
277
2819
4876
1416
783
826
710
980
263
583
98
TOTAL
5917110
35749
23510
13354
Puentes 1,2,3,4
Meirama
1468500
563200
9636
4002
7900
288
5815
1618
TOTAL
2031700
13638
8188
7433
HULLA Y ANTRACITA NACIONAL
/DOMESTIC BITUMINOUS COAL
AND ANTHRACITE
LIGNITO PARDO NACIONAL
/DOMESTIC BROWN LIGNITE
Potencia 31-12-2009 (KW)
/Capacity 31-12-2009
HULLA SUBBITUMINOSA NACIONAL Teruel 1,2,3
/DOMESTIC SUB-BITUMINOUS COAL Escucha
Serchs
CARBÓN IMPORTADO/
IMPORTED COAL
E S PA Ñ O L A
Producción (Mill. KWh)
/Production
2007
2008
2009
1101400
160000
160000
7123
413
778
4843
878
463
2717
416
393
TOTAL
1421400
8314
6184
3526
Litoral de Almería 1,2
Los Barrios
Alcudia II
Pasajes
1158900
567500
510000
223090
8485
4228
3195
1419
5739
2021
3372
634
5804
3219
3450
523
TOTAL
2459490
17327
11766
12996
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
1/4
2 0 0 9
307
Tipo de central
/Type of plant
Centrales
/Plants
CICLO COMBINADO GAS NATURAL
/NATURAL GAS COMBINED CYCLE
Besos 3
Castellón 3,4
Castejón 1,3
Castejón 2
Besos 4
San Roque 1
San Roque 2
Baia de Bizcaia (2)
Tarragona Power (2)
Tarragona
Arcos de la Frontera 1,2,3
Santurce 4
Palos de la Frontera 1,2,3
Campo de Gibraltar 1,2 (2)
Arrubal 1,2
Cristobal Colón 4
Amorebieta (1)
Cartagena 1,2,3
Aceca 3
Aceca 4
Escombreras 6
Castelnou (1)
El Fangal 1,2,3 (1)
Plana del Vent 1,2
Sagunto 1,2,3
Puentes de Gª Rodriguez 5
Escatrón Peaker (1)
Escatrón 3
Sabón 3
Soto de Ribera 4
Málaga 1
FUELÓLEO-GAS NATURAL
/FUEL OIL - NATURAL GAS
GASIFICACIÓN DE CARBÓN
Y CICLO COMBINADO
/COAL GASIFICATION
AND COMBINED CYCLE
308
/Production
2007
2008
2009
419320
1667930
818690
386100
406580
397000
384720
828672
423690
362690
1597820
402640
1185990
763400
799200
392000
748900
1268350
386080
379300
830890
797820
1218880
832630
1255420
811790
297400
818000
388694
431869
408600
2157
2383
1993
1109
2498
1575
1861
4195
1685
2171
3588
1024
6870
3972
4046
2085
2336
5683
1835
2595
1925
2294
2272
2718
2773
275
186
0
0
0
2564
6066
3333
860
2164
1851
2330
4632
1135
2101
4113
1082
6724
3856
3654
2488
3203
6794
1938
2334
4126
3688
4303
3215
4573
3669
377
1896
1406
810
2116
4675
2186
1508
2133
1343
1425
4322
1522
1706
4845
1421
5201
3289
1825
1118
4246
3559
1819
1563
1699
1748
5322
1884
6242
1775
161
4561
1397
1386
284
22111065
68104
91285
78281
700000
385340
179
41
176
25
314000
520000
1919340
161
29
9
140
250
589
93
274
587
23
58
282
Elcogas
320000
1387
1498
1788
TOTAL
320000
1387
1498
1788
TOTAL
San Adrián 1,3
Santurce 1
Algeciras
Aceca 1
Foix
TOTAL
E S PA Ñ O L A
D E
2/4
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
Tipo de central
/Type of plant
Centrales
/Plants
FUELÓLEO Y OTROS
PRODUCTOS PETROLÍFEROS
/FUEL OIL AND OTHER
PETROLEUM PRODUCTS
Castellón 1,2
Santurce 2
Escombreras 4,5
Aceca 2
Sabón 1,2
Bonaire
460270
48000
0
7
0
39
245
0
0
0
0
0
12
1628933
420
291
12
85100
72420
12000
215
181
12
227
195
14
231
209
3
Alcudia Gas
Formentera
Ibiza
Mahón
Son Reus
Son Reus-CC
CA´s Tresorer-CC
75000
14000
317600
271600
154000
457500
465200
14
13
802
431
89
1424
223
11
8
829
448
72
923
658
8
8
827
443
67
720
628
Barranco Tirajana
Barranco Tirajana-CC
Jinamar
Punta Grande
Las Salinas
Candelaria
Granadilla
Granadilla-CC
Arona-Tenerife
Guia de Isora
El Palmar
Los Guinchos
Llanos Blancos
Grupos electrógenos
235000
462000
415600
212510
186580
288200
287500
226100
48600
48600
22900
108540
12735
28450
998
1298
1308
820
732
924
1155
1210
91
55
70
275
44
142
980
1389
1315
864
640
917
1262
1299
63
0
73
273
43
90
980
1405
1186
905
553
781
1298
1207
53
0
72
274
42
34
TOTAL EXTRAPENINSULAR
/TOTAL NON-MAINLAND
4507735
12526
12593
11934
TOTAL
6136668
12946
12884
11946
542663
578000
Ceuta Diesel
Melilla Diesel
Melilla grupos electrógenos
E S PA Ñ O L A
/Production
2007
2008
2009
92
56
30
82
160
0
TOTAL PENINSULAR
/TOTAL MAINLAND
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
3/4
2 0 0 9
309
Tipo de central
/Type of plant
Centrales
/Plants
TOTALES/SUMMARY
NUCLEAR
7727860
55103
58975
52762
HULLA Y ANT. NAC.
/DOMESTIC BITUMINOUS
COAL AND ANTHRACITE
5917110
35749
23510
13354
LIGNITO PARDO NAC.
/DOMESTIC BROWN LIGNITE
2031700
13638
8188
7433
HULLA SUBBIT. NAC.
/DOMESTIC SUB-BITUMINOUS COAL
1421400
8314
6184
3526
CARBON IMPORTADO
/IMPORTED COAL
2459490
17327
11766
12996
22111065
68104
91285
78281
1919340
589
587
282
320000
1387
1498
1788
6136668
12946
12884
11946
50044633
213157
214877
182368
GAS NATURAL CICLO COMBINADO
/NATURAL GAS COMBINED CYCLE
FUELÓLEO-GAS NATURAL
/FUEL OIL - NATURAL GAS
GASIF. CARBON Y CICLO COMB.
/COAL GASIFICATION AND
COMBINED CYCLE
FUELÓLEO Y OTROS PROD. PETROL.
/FUEL OIL AND OTHER PETROLEUM
PRODUCTS
TOTAL
4/4
/Production
2007
2008
2009
(1) Régimen Ordinario no perteneciente a empresas de UNESA /Ordinary Regime not belonging to UNESA companies.
(2) Participadas por empresas que son miebros de UNESA /Investees of UNESA companies.
310
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
(158) CONSUMO NETO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Total de España
/NET CONSUMPTION OF ELECTRICAL ENERGY. Total for Spain
Año
/Year
Mill. kWh
Variación (%)
/Variation(%)
1959
13491
–
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
14625
16316
18276
20088
22479
25131
28695
32049
36204
41028
8,4
11,6
12,0
9,9
11,9
11,8
14,2
11,7
13,0
13,3
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
45300
48611
54756
61668
66842
69271
74928
78065
82359
87965
10,4
7,3
12,6
12,6
8,4
3,6
8,2
4,2
5,5
6,8
1980
1981
1982
1983
1984
…
92006
93196
93558
97979
102623
4,6
1,3
0,4
4,7
4,7
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
Año
/Year
Mill. kWh
Variación (%)
/Variation(%)
1985
1986
1987
1988
1989
105579
107953
112022
116988
125401
2,9
2,2
3,8
4,4
7,2
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
129161
138046
139423
139065
145033
150289
154928
162338
174316
186473
3,0
6,9
1,0
-0,3
4,3
3,6
3,1
4,8
7,4
7,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
197524
209065
215650
230897
242091
252844
260488
267860
267688
256015
5,9
5,8
3,1
7,1
4,8
4,4
3,0
2,8
-0,1
-4,4
U N E S A
2 0 0 9
311
(159) INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Miles kWh)
/INTERNATIONAL EXCHANGES OF ELECTRICAL ENERGY (Thousands kWh)
Año
/Year
Export.
Francia
Import.
Export.
Saldo
/Balance
Portugal
Import.
Saldo
/Balance
1945
1946
1947
1948
1949
Export.
Andorra
Import.
1431
1397
1409
1360
1309
59605
10609
48926
47367
52370
58174
9212
47517
46007
51061
55646
66307
64467
79047
49992
54262
65345
63794
78380
48923
Saldo
/Balance
1950
1951
1952
1953
1954
2857
10607
10109
23633
14069
7331
19057
25844
28341
95379
4474
8450
15735
4708
81310
1061
0
0
0
-1061
0
1384
962
673
667
1069
1955
1956
1957
1958
1959
67533
213730
37375
83699
289005
127227
54166
32753
65177
87804
59694
-159564
-4622
-18522
-201201
2158
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-2158
0
0
0
0
1176
1762
1719
2233
3640
78569
58079
48420
52475
42521
77393
56317
46701
50242
38881
1960
1961
1962
1963
1964
389129
544549
541214
1140889
1692297
225652
289369
313131
247700
116501
-163477
-255180
-228083
-893189
-1575796
0
10276
23669
112
42459
0
10341
0
54069
55578
0
65
-23669
53957
13119
4585
4918
5910
5538
11883
31333
28502
21598
27835
19565
26748
23584
15688
22297
7682
1965
1966
1967
1968
1969
1250921
2480584
1596152
1771675
2397479
1027520
145834
169003
86086
87649
-223401
-2334750
-1427149
-1685589
-2309830
443593
3390
26669
92649
57399
11158
14533
81036
25215
34648
-432435
11143
54367
-67434
-22751
7287
8107
10114
9207
11866
30136
24173
21492
15350
12124
22849
16066
11378
6143
258
1970
1971
1972
1973
1974
1639921
2500363
2084481
2165791
1423730
158678
194131
289896
236570
368592
-1481243
-2306232
-1794585
-1929221
-1055138
60650
203878
150498
132735
349035
43122
25757
111604
78137
295332
-17528
-178121
-38894
-54598
-53703
26294
18730
13497
32925
25774
11540
8046
2917
60
45
-14754
-10684
-10580
-32865
-25729
1975
1976
1977
1978
1979
910794
544888
1929884
2331016
2504572
522435
1521222
468360
637119
877773
-388359
976334
-1461524
-1693897
-1626799
466445
1836400
379000
874201
936437
266402
118284
932120
1085335
1130516
-200043
-1718116
553120
211134
194079
29409
36027
31908
55597
58952
2495
1353
2295
6957
1265
-26914
-34674
-29613
-48640
-57687
…
312
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
1/2
Marruecos/Morocco
Export.
Import.
Saldo
/Balance
Export.
TOTAL
Import.
Saldo
/Balance
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1431
1397
1409
1360
1309
59605
10609
48926
47367
52370
58174
9212
47517
46007
51061
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4241
11569
10782
25361
15138
62977
85364
90311
107388
145371
58736
73795
79529
82027
130233
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
70867
215492
39094
85932
292645
205796
112245
81173
117652
130325
134929
-103247
42079
31720
-162320
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
393714
559743
570793
1146539
256985
328212
334729
329604
-136729
-231531
-236064
-816935
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1746639
1701801
2492081
1632935
1873531
191644
1068814
184540
271531
126651
-1554995
-632987
-2307541
-1361404
-1746880
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2466744
1726865
2722971
2248476
2331451
134421
213340
227934
404417
314767
-2332323
-1513525
-2495037
-1844059
-2016684
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1798539
1406648
2417315
2340792
3260814
3499961
663969
791332
1640859
1402775
1729411
2009554
-1134570
-615316
-776456
-938017
-1531403
-1490407
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
313
(159) INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Miles kWh)
/INTERNATIONAL EXCHANGES OF ELECTRICAL ENERGY (Thousands kWh)
Saldo
/Balance
Export.
Portugal
Import.
1791965
2518759
1340353
3016702
3924973
524535
1664756
-11534
1285190
3098600
2341738
3193419
3369429
2372943
2077030
1355079
1152747
902129
1255673
2635463
1901727
2490011
2450464
1280384
748980
1587882
1194791
2110384
1875505
2001065
1143454
1486952
1511679
1465301
3154243
1118759
885804
381667
1447709
2054658
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Saldo
/Balance
Export.
Andorra
Import.
513881
137863
400799
1057194
1365476
-1827857
-3055556
-2968630
-1315749
-711554
79076
68221
58512
81483
86873
455
11126
13621
10544
14105
-78621
-57095
-44891
-70939
-72768
3529660
2873875
3699675
3417067
1283868
988742
675264
1027005
-2245792
-1885133
-3024411
-2390062
117046
125165
101428
131677
7888
5080
5604
5032
-109158
-120085
-95824
-126645
-623432
-363826
-535764
2010789
2435899
1733270
1712293
2538569
1271394
1696154
1620327
1197426
-1164505
-37116
-91966
-1341143
32694
18893
48873
28539
1100
256
17
17
-31594
-18637
-48856
-28522
2703446
3737005
5892162
3745467
2114339
1584687
2851201
5510495
2297758
59681
2077527
2255767
2655159
4115776
5377641
1902371
1368900
1741057
3004833
2480595
-175156
-886867
-914102
-1110943
-2897046
142504
109231
109879
127449
104922
15
2
1
0
58
-142489
-109229
-109878
-127449
-104864
746399
580604
594466
1173085
227399
602054
5265613
7465831
8500835
6724698
9061736
6386970
4519214
6885227
7906369
5551613
8834337
5784916
3970833
3630730
4703393
3742788
5328635
5898167
3698123
4485145
3764559
3477462
3429826
3104464
-272710
854415
-938834
-265326
-1898809
-2793703
139064
210705
271959
248358
291751
269977
6
0
0
0
0
0
-139058
-210705
-271959
-248358
-291751
-269977
756639
755807
1480507
1111345
1662382
2352027
5978314
7300420
5890111
6598072
4551611
3942348
5221675
6544613
4409604
5486727
2889229
1590321
8542215
9629685
8633336
9649514
10752639
7608382
2112129
2800673
3175010
2152917
1313505
2801463
-6430086
-6829012
-5458326
-7496597
-9439134
-4806919
283495
271058
229099
261643
278335
299395
0
14
4
268
1
9
-283495
-271044
-229095
-261375
-278334
-299386
Año
/Year
Export.
Francia
Import.
1980
1981
1982
1983
1984
1267430
854003
1351887
1731512
826373
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
Saldo
/Balance
Fuente/Source: REE.
314
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
2/2
Marruecos/Morocco
Export.
Import.
Saldo
/Balance
Export.
TOTAL
Import.
Saldo
/Balance
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
3688244
4115643
4779828
4185938
2990276
2306301
2667748
1754773
4084440
5304554
-1381943
-1447895
-3025055
-101498
2314278
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
5001785
4151787
4703232
4804417
3927219
2895549
3170879
3482501
-1074566
-1256238
-1532353
-1321916
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4578977
3627668
3762231
3710562
2759446
3208089
3085645
4351686
-1819531
-419579
-676586
641124
–
–
–
–
132616
–
–
–
–
1973
–
–
–
–
-130643
3338790
3250802
3146705
5690934
7669837
4605832
5105907
7633220
6750300
4596965
1267042
1855105
4486515
1059366
-3072872
705582
1810612
2263068
1579969
1327490
1457334
0
0
0
0
12481
0
-705582
-1810612
-2263068
-1579969
-1315009
-1457334
5561878
6232651
7832886
6744200
7175275
8963742
11950976
12265394
10202160
12504043
3401864
5718325
4432508
3457960
5328768
8227532
11149988
11554897
12372943
14523250
16919857
14856252
9491434
8111634
10211512
9093304
8772760
5880042
6751796
1263902
-3038354
-1343385
-3279639
-5750490
-11039815
-8104456
1567639
898347
2030001
3500748
4226501
4596448
21191
110405
28179
21503
14925
7976
-1546448
-787942
-2001822
-3479245
-4211576
-4588472
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
315
(160) LONGITUD DE LOS CIRCUITOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
DE MAS DE 110 kV A 31 DE DICIEMBRE Total de España (Km)
/LENGTH OF THE CIRCUITS OF THE LINES OF TRANSPORT AND DISTRIBUTION OF ELECTRICAL ENERGY
OF OVER 110 kV AT 31 DECEMBER Total for Spain
Tensión
/Voltage
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
400 kV
220 kV
110-132 kV
14538
15900
20134
14918
16003
20324
15180
16253
20539
16066
16288
20706
16591
16339
20914
16840
16456
21092
16846
16553
21366
17042
16759
21541
17172
16801
21740
17724
16910
22338
18015
16978
22646
TOTAL
50572
51245
51972
53060
53844
54388
54765
55342
55713
56972
57639
(161) EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EMBALSADA A FIN DE MES (Mill. kWh)
/ENERGY STORED IN HYDRO-RESERVOIRS AT MONTH END
Meses
/Months
Enero/January
Febrero/February
Marzo/March
Abril/April
Mayo/May
Junio/June
Julio/July
Agosto/August
Octubre/October
Noviembre/November
Diciembre/December
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
7878
7350
7158
9414
10934
10924
10415
9372
8077
6851
7547
10395
12453
12018
13504
12926
12930
12065
11028
9643
8716
8336
7309
6479
6617
7110
7689
7857
8036
7656
7018
6494
6285
6729
8354
10732
11975
12208
12526
13062
12778
12083
10899
9910
9162
9178
10232
10469
11006
10522
10549
10866
11051
10422
9377
8322
7619
7466
7195
7367
7700
7510
7594
8137
8217
7529
6649
5804
5368
5630
6095
6649
6928
7319
9021
9372
8954
8402
7552
7024
6589
7902
10233
9851
9614
10808
10392
10909
11464
11371
9655
8335
7490
6688
6095
5633
5963
6157
6600
8517
9404
9494
8419
7329
6585
6224
6445
6912
8153
9155
9564
9766
9886
9426
8444
7479
6995
6605
6942
9134
Fuente/Source: REE.
316
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
(162) BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL DE ESPAÑA. Datos provisionales (Mill. kW)
/BALANCE OF ELECTRICAL ENERGY. TOTAL FOR SPAIN. Provisional data
2008
2009
Variación %
/Variation
61524
73686
19,8
196859
174124
-11,5
58975
52762
-10,5
317358
300572
-5,3
12476
11702
-6,2
304882
288870
-5,3
3731
3736
0,1
16920
5880
14856
6752
-12,1
14,8
Saldo intercambios internacionales
/Balance of international exchanges
-11040
-8104
-
Energía disponible para mercado
/Energy available for the market
290111
277030
-4,5
22423
21015
-6,3
267688
256015
-4,4
Producción:/Production:
Termoeléctrica convencional (1)
/Conventional thermoelectric (1)
Termoeléctrica nuclear
/Thermoelectric nuclear
Producción Total
/Total production
Consumos propios
/Own consumption
Producción neta/Net production
Consumo en bombeo/Pump consumption
Intercambios internacionales:
/International exchanges:
Pérdidas en transporte y distribución
/Losses on transport and distribution
CONSUMO NETO
/NET CONSUMPTION
(1) Incluye la generación térmica del Regimen Especial.
/Includes thermal generation under the Special Regime.
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
317
(163) RATIOS ECONÓMICOS MÁS SIGNIFICATIVOS (1999-2009) UNESA
/KEY ECONOMIC RATIOS (1999-2009) UNESA
2009(E)
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
23.7
20.4
23.0
21.6
19.4
16.2
18.8
18.2
18.8
17.6
19.3
Ventas / activos netos (veces)
/Sales/net assets (times)
0.2
0.3
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
Rentabilidad del activo neto (R.O.A.) (%)
/Return on assets (R.O.A.)
5.5
5.2
5.7
5.6
5.2
5.0
5.7
6.0
5.9
5.4
5.7
Rentab.sobre fondos propios
(ROE: Rtado después imp./f.propios) (%)
/Return on equity (ROE: Profit/loss after
income tax/equity)
16.3
13.8
15.1
17.7
15.4
10.1
12.4
18.1
12.5
11.1
10.8
Endeudamiento (%): Acreedores
/Acreedores + Fondos Propios
/Borrowing (%): Payables/Payables + Equity
62.3
62.8
62.3
67.9
69.4
59.5
58.4
58.8
59.3
58.9
61.5
Vida restante deuda (años): Deuda
/Cash flow operativo (EBITDA)
/Residual term of debt (years): Debt
/Operating cash flow (EBITDA)
5,4
5,5
4,1
3.8
3.9
3.5
3.0
3.6
4.1
4.2
3.3
Gastos financieros / Cifra de negocios (%)
/Finance expenses/Revenue
5.7
5.7
5.8
4.7
5.3
5.4
5.8
6.5
6.9
7.0
8.9
Bº neto + Imp. sociedades + Gtos financieros
/Gtos financieros (veces)
/Net profit + income tax + Finance expenses
/Finance expenses (times)
6.7
5.6
6.0
7.4
5.5
4.2
4.6
5.8
4.1
3.7
3.0
Resultado neto de explotación (EBIT)
después de impuestos / ventas (%)
/Net results from operating activities
(EBIT) after taxes/sales
(*) A partir del año 2005 los datos se ven afetados por la implantación de las NIIF
(*) From 2005 onwards data is affected by the introduction of IFRS
DEFINICIÓN DE RATIOS/DEFINITION OF RATIOS:
R.O.A.: Resultado neto de explotación después de impuestos sobre activo neto total
R.O.A.: Net results from operating activities after income tax as a percetage of total net assets
R.O.E.: Resultado neto de impuesto de sociedades sobre fondos propios, socios externos, diferencias negativas de consolidación e ingresos a distribuir en
varios ejercicios
R.O.E.: Profit/loss after income tax as a percentage of equity, minority interest, negative consolidation differences and deferred income
Endeudamiento: Acreedores a largo + acreedores a corto + fondos propios + socios externos + diferencias negativas de consolidación + ingresos a distribuir
en varios ejercicios
Debt: Non-current payables + current payables + equity + minority interest + negative consolidation differences + deferred income
Cash flow operativo (EBITDA): Resultado bruto de explotación (resultado neto de explotación + amortizaciones y provisiones)
Operating cash flow (EBITDA): Gross results from operating activities (net results from operating activities + amortisation, depreciation and provisions)
318
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
(164) DATOS REPRESENTATIVOS DE LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS NACIONALES (1999-2009). UNESA
/REPRESENTATIVE DATA FOR DOMESTIC ELECTRICITY ACTIVITIES (1999-2009). UNESA
2009(E)
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
19669
20959
17486
17054
16947
16566
15634
15574
13683
13096
12587
Beneficio antes de impuestos (Mill. €)
/Profit before tax
6375
5118
5035
5057
3987
2882
3218
4799
2971
2479
2230
Beneficio neto del ejercicio (Mill. €)
/Net profit for the year
4868
3897
3677
3439
2755
2055
2448
4119
2027
1703
1535
Inversión total anual en activos materiales (Mill. €)
/Total annual investment in property, plant
and equipment
5645
6950
6570
5666
4896
4482
4166
3833
3335
2014
1657
Capital invertido (Inmov. inmaterial
+ Inm. Material + Gtos a dist.
+ Activo circulante) (Mill. €)
/Invested capital (intangible assets
+ property, plant and equipment
+ deferred expenses + current assets)
78083
75247
64052
58505
56964
50486
47885
42933
40838
39702
40502
Deuda financiera de las
actividades eléctricas (Mill. €)
/Financial debt of electricity
activities
41200
39500
33207
30471
27949
21000
18823
22761
23815
23463
18931
Deuda financiera del total
de las actividades (Mill. €)
/Total financial debt
of activities
63100
62100
51935
41246
38487
35193
36187
42975
43272
35608
31489
Capitalización bursátil (Mill. €)
/Market capitalisation
74290
79201 104494
79220
53918
41060
34810
27664
40322
39459
40138
25322
22988
24580
24826
25071
26471
28387
29111
29256
Importe neto de la cifra de negocios (Mill. €)
/Revenue
Número medio de empleados de
las actividades eléctricas nacionales
/Average headcount of domestic
electricity activities
0
23972
(*) A partir del año 2005 los datos se ven afetados por la implantación de las NIIF.
/From 2005 onwards data is affected by the introduction of IFRS.
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
319
(165) EVOLUCIÓN DEL ENDEUDAMIENTO FINANCIERO (1999-2009)*. UNESA (Mil. €)
/FINANCIAL DEBT (1999-2009)*. UNESA
2009(E)
%
2008
%
2007
%
2006
%
Obligaciones y bonos/Bonds and debentures
Préstamos y créditos/Loans and receivables
Pagarés/Promissory notes
16100
20700
5300
12510 31.7
22940 58.1
4050 10.3
13001 39.2
16865 50.8
3341 10.1
12816 42.1
15109 49.6
2546 8.4
TOTAL/TOTAL
42100
39500 100.0
33207 100.0
30470 100.0
(*) A partir del año 2005 los datos se ven afetados por la implantación de las NIIF.
/From 2005 onwards data is affected by the introduction of IFRS.
(166) INFORMACIÓN POR ACTIVIDADES
/INFORMATION BY ACTIVITY
2009(E)
2.008
2007
Genera. Trans. Comer. Otros
+Distr. /Sales /Others
Nº de empleados (fin de año)
/Headcount (year end)
Inversión material anual (Mill. €)
/Annual investment in property,
plant and equipment
320
10363 13287
2850
2780
15
4200
4340
E S PA Ñ O L A
2610
D E
L A
1672 47029
15 5797
I N D U S T R I A
9251 13266 1455 40010
4060
E L É C T R I C A
2510
15
U N E S A
3630
2 0 0 9
/Statistical report
2005
%
2004
%
2003
%
2002
%
2001
%
2000
%
1999
%
6142
18883
2924
22.0
67.6
10.5
1416
17446
2138
6.7
83.1
10.2
1729
15914
1180
9.2
84.5
6.3
2945
17214
2602
12.9
75.6
11.4
3879
16612
3323
16.3
69.8
14.0
4073
15611
3780
17.4
66.5
16.1
4309
10379
4243
22.8
54.8
22.4
21000 100.0
18823
100.0
22761
100.0
23814 100.0
23463
100.0
18931
100.0
27949 100.0
2006
2005
2004
2003
8126 13558
3320 2346
1304 29432
15
3522
9267 13543
2636 2260
E S PA Ñ O L A
D E
L A
1770 34448
9374 13810 1642 35358
9481 14076
1851
2620
2550
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
20
1823
39
U N E S A
1895
2 0 0 9
1581
1514 36268
35
1969
321
(167) CLASIFICACIÓN DE LAS TREINTA EMPRESAS ENERGÉTICAS EUROPEAS MÁS IMPORTANTES EN 2008 (Mill. €)
/CLASSIFICATION OF THE THIRTY TOP EUROPEAN ENERGY COMPANIES IN 2008
CIFRA DE NEGOCIO
/REVENUE
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
EON Group
GDF SUEZ
EDF
Enel
RWE Group
Iberdrola
Centrica
Endesa
Scottish & Southern Energy
Enbw
Vattenfall
EDP
Vattenfall Europe
National Grid
Edison
Essent
Atel
Dong energie
Unión Fenosa
Cez
Nuon
A2a
Fortum
EWE
International Power
Verbund
ESB
British Energy
Statkraft
REE
CASH-FLOW OPERATIVO
/OPERATING CASH FLOW
86753
67924
64279
59577
47500
25196
22409
21728
16868
16305
15138
13894
13462
12852
11066
9038
8685
8157
7189
6759
6147
5963
5636
5327
4225
3745
3488
3108
2483
1126
1 EDF
2 Enel
3 EON Group
4 GDF SUEZ
5 RWE Group
6 Endesa
7 Iberdrola
8 National Grid
9 Vattenfall
10 Cez
11 EDP
12 Enbw
13 Fortum
14 Vattenfall Europe
15 Unión Fenosa
16 Dong energie
17 Statkraft
18 Edison
19 International Power
20 Essent
21 Scottish & Southern Energy
22 Verbund
23 Centrica
24 A2a
25 Nuon
26 British Energy
27 Atel
28 ESB
29 REE
30 EWE
RESULTADO NETO
/NET PROFIT
14265
13068
13007
12204
8041
6681
6058
4415
4058
3245
3155
2487
2478
2326
2280
1892
1884
1643
1608
1492
1447
1322
1229
1068
1039
834
817
780
766
662
1 Endesa
2 Enel
3 GDF SUEZ
4 RWE Group
5 Statkraft
6 EDF
7 Iberdrola
8 National Grid
9 Cez
10 EON Group
11 Vattenfall
12 Fortum
13 EDP
14 Unión Fenosa
16 Essent
17 Enbw
20 Verbund
21 Nuon
22 Dong energie
23 Atel
24 British Energy
25 Edison
26 A2a
27 REE
28 ESB
29 EWE
30 Centrica
8110
6034
5591
3443
3439
3183
2969
1788
1762
1732
1634
1596
1221
1217
965
915
901
872
839
791
766
646
494
370
347
347
286
273
208
151
CIFRA DE NEGOCIO: Ventas y prestaciones de servicios.
/REVENUE: Sales and income from the rendering of services.
CASH FLOW OPERATIVO: EBITDA, Resultado antes de intereses, impuestos y amortizaciones.
/OPERATING CASH FLOW: EBITDA, earnings before interest, taxes, depreciation and amortisation.
RESULTADO NETO: Beneficio después de impuestos.
/NET PROFIT: Profit after taxes
CAPITAL INVERTIDO: Activos materiales e inmateriales netos + activo circulante - pasivo circulante (excepto deuda financiera a corto plazo).
/INVESTED CAPITAL: Intangible assets and property, plant and equipment + current assets - current liabilities (except short-term financial debt).
VALOR DE LA EMPRESA: Deuda financiera + Fondos Propios.
/ENTERPRISE VALUE: Financial debt + equity.
TIPO DE CAMBIO: Para convertir a euros las cifras de las empresas que utilizan una moneda distinta se ha empleado el tipo de cambio de cierre del ejercicio.
/EXCHANGE RATE: The year-end exchange rate has been used to convert figures for companies which use currencies other than the Euro.
322
E S PA Ñ O L A
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
/Statistical report
CAPITAL INVERTIDO
/INVESTED CAPITAL
VALOR DE LA EMPRESA
/ENTERPRISE VALUE
1 EDF
2 GDF SUEZ
3 EON Group
4 Enel
5 Iberdrola
6 Endesa
7 RWE Group
8 National Grid
9 Vattenfall
10 EDP
11 Enbw
13 Fortum
14 Unión Fenosa
15 Edison
16 Centrica
18 Cez
19 Dong energie
20 Statkraft
21 Nuon
23 ESB
24 A2a
25 Essent
26 Verbund
27 REE
28 EWE
29 British Energy
30 Atel
141915
116339
95104
91897
63969
52317
49148
34023
28568
27240
16089
14632
14549
13382
11985
11368
10675
9891
9712
8739
8128
7712
7076
5780
5544
5018
4658
4370
4227
4027
E S PA Ñ O L A
1 GDF SUEZ
2 Enel
3 EON Group
4 EDF
5 Iberdrola
6 Endesa
7 National Grid
8 RWE Group
9 Vattenfall
10 EDP
11 Fortum
13 Unión Fenosa
14 Statkraft
15 Centrica
16 Enbw
17 Cez
18 Edison
19 Nuon
22 Dong energie
23 A2a
24 Essent
25 British Energy
26 Verbund
27 ESB
28 Atel
29 EWE
30 REE
D E
L A
I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
114876
91484
79485
69540
59701
39631
29648
26623
25466
23233
16157
13908
13660
12827
12623
10903
10858
10812
10047
9724
9336
8766
8367
7103
6236
6051
5870
5076
4530
4265
U N E S A
2 0 0 9
323
324
E S PA Ñ O L A
D E
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I N D U S T R I A
E L É C T R I C A
U N E S A
2 0 0 9
ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

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