Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluñadeeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/VictorNeila...

Estudio del Consumo de Energía Eléctricaen Cataluña

AUTOR: Víctor Javier Neila Garcahana .DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer .

FECHA: 08 / 09 / 2003.

Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluña Índice

1

Índice

1 Objeto del proyecto 1

2 Contexto del estudio 1

2.1 Fuentes de información y datos obtenidos 3

2.2 Evolución del parque eléctrico 5

2.2.1 Evolución de la potencia instalada en el parque eléctrico 9

2.2.2 Variación interanual 13

2.2.3 Evolución del parque eléctrico por décadas 14

2.2.4 Situación de Tarragona en el parque eléctrico español 18

2.3 Centrales eléctricas 19

2.3.1 Clasificación de las centrales eléctricas 19

2.3.2 Centrales hidroeléctricas 202.3.2.1 Centrales hidroeléctricas convencionales 202.3.2.2 Centrales hidroeléctricas de bombeo 222.3.2.3 Centrales mareomotrices 242.3.2.4 Centrales hidroeléctricas en España 27

2.3.3 Centrales térmicas 282.3.3.1 Centrales térmicas clásicas 28

2.3.3.1.1 Centrales térmicas clásicas en España 292.3.3.2 Centrales nucleares 30

2.3.3.2.1 Centrales nucleares en España 32

2.3.4 Centrales eólicas 332.3.4.1. Centrales eólicas en España 35

2.3.5 Centrales solares 362.3.5.1 Centrales solares fotovoltaicas 362.3.5.2 Centrales solares termoeléctricas 382.3.5.3 Centrales solares en España 39

2.3.6 Centrales geotérmicas 392.3.6.1 Centrales geotérmicas en España 41

2.3.7 Centrales de biomasa 41

2.3.8 Centrales de residuos urbanos 422.3.8.1 Centrales de residuos urbanos en España 42


2

2.3.9 Evolución de las energías renovables en España 43

2.3.10 El Proyecto ITER 442.3.10.1 La fusión nuclear 44

2.4 Intercambios internacionales de energía eléctrica 46

2.5 Marco legal en España 50

2.5.1 El sistema previo a 1998 50

2.5.2 Sistema eléctrico a partir del 1 de Enero de 1998 51

2.6 Desestacionalización de series 54

2.6.1 El método de la razón a la media móvil 54

3 Producción de energía eléctrica 59

3.1 Producción de energía eléctrica en España 59


3.1.2 Evolución de la producción por décadas 66

3.1.3 Ratios de producción de las centrales eléctricas 72

3.2 Producción de energía eléctrica en Cataluña 73

3.2.1 Período de 1981 a 1997 733.2.1.1 Variación interanual 763.2.1.2 Comparación con la producción de energía eléctrica en

España 773.2.1.3 Producción por provincias de 1985 a 1990 78

3.2.2 Período de 1998 a 2000 813.2.2.1 Comparación con la producción de energía eléctrica en

España 85

3.2.3 Situación de Tarragona respecto a Cataluña 86

3.2.4 Situación de Tarragona respecto a España 88

4 Consumo de energía eléctrica 91

4.1 Consumo de energía eléctrica en España 91


4.1.2 Evolución del consumo por décadas 94


3

4.2 Consumo de energía eléctrica en Cataluña 96

4.2.1 Período de 1991 a 2001 964.2.1.1 Variación interanual 97

4.2.2 Período de 1998 a 2000 984.2.2.1 Consumo de energía eléctrica 984.2.2.2 Energía eléctrica facturada según el tipo de suministro 101

4.2.3 Período de 1995 a 2002 1034.2.3.1 Energía eléctrica facturada 1034.2.3.2 Predicción de la evolución de la energía eléctrica

Facturada 106

Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluña Memoria

1

Memoria

1 Objeto del Proyecto

El presente proyecto consiste en el estudio del consumo de energía eléctrica en Cataluña enlos últimos años, así como la evolución de la producción de la energía eléctrica. Tambiénse ha extendido este estudio al ámbito estatal.

2 Contexto del Estudio

Para la elaboración de este proyecto ha sido necesaria la obtención de buenas fuentesinformativas. Los datos obtenidos van desde 1940, en algunos casos, hasta los primerosmeses del año 2003, en otros.

Una de las dificultades que hemos afrontado ha sido la diversidad de estas fuentes deinformación, lo que comporta la utilización de distintos datos estadísticos y de seriestemporales diferentes.

Existen diferentes aspectos que tienen incidencia en el consumo eléctrico de undeterminado país y, por consiguiente, en la producción de energía eléctrica del mismo. Esnecesario analizar estos aspectos para centrar este estudio en el contexto adecuado.

En primer lugar veremos que evolución ha seguido el parque eléctrico español en suhistoria, que es de poco más de cien años. Una historia intensa por los acontecimientos quese han producido.

Mucho ha cambiado el panorama eléctrico español desde que en 1875 los señores Xifré yDalmau montaron en Barcelona lo que sería la primera central eléctrica en España. A partirde ese momento fue evolucionando y desarrollándose el parque eléctrico pasando pordiferentes fases:

§ La utilización de centrales eléctricas para alumbrado público.§ La llegada de la corriente alterna, que permitió su transporte a largas distancias.

Hecho que propició el rápido desarrollo de la industria.§ La Guerra Civil y los problemas que siguieron a ésta, como el bloqueo

internacional, hicieron difícil dar servicio a la demanda creciente de electricidad.Todo ello determinó que se plantearan diversas directrices para evitar estaproblemática, como llevar a cabo un mayor y mejor aprovechamiento de losrecursos existentes.

§ La mejora económica de años posteriores provocó la construcción de grandescentrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Y en 1968 se puso en servicio laprimera central nuclear, la de José Cabrera.

§ La crisis del petróleo, iniciada en 1973, llevó a emplear el carbón nacional y laenergía nuclear para producir energía eléctrica, en detrimento de los productosderivados del petróleo. Esta situación lleva a la construcción de grandes centralesnucleares.

§ La creación de la Red Eléctrica Española en 1985.


2

§ La entrada de España en la CEE en 1986 hizo que, a partir de entonces, se siguieranlas normas y directrices que marcaba la CEE en busca de la consecución de unMercado Único Europeo.

§ La situación actual desde la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 denoviembre de 1997, que se fundamenta en los criterios de liberalización ycompetencia.

Especialmente importante es el marco legal del sistema de energía eléctrica, la evoluciónque ha realizado a lo largo de los años y la situación actual del mismo.

En el modelo tradicional, anterior a 1998, la regulación del sistema venía marcada por laactuación estatal que marcaba la política a seguir en las diferentes actividades eléctricascomo generación, transporte, distribución y comercialización.

Las características más destacadas de este sistema eran la existencia de un sistema tarifarioúnico con precios estables durante un año, una planificación centralizada, explotaciónunificada y existencia de un único agente capacitado para realizar intercambiosinternacionales (Red Eléctrica de España).

Desde el punto de vista del consumidor esta regulación presentaba unas posibilidades degestión muy limitadas, ya que permitían escoger la tarifa, dentro de ciertas restricciones,pero no al distribuidor, en la mayoría de ocasiones.

A partir del 1 de enero de 1998 y con la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 denoviembre de 1997 se desarrolló un nuevo sistema eléctrico. Según indica la Ley “tienecomo fin básico establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicionalobjetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro ygarantizar que se realice al menor coste posible, todo ello sin olvidar la protección delmedioambiente, aspecto que adquiere especial relevancia dadas las características de estesector económico”.

Con esta ley se seguían los pasos dados con anterioridad por otros países de la UniónEuropea, así como otros países de diferentes zonas del mundo.

Esta evolución del mercado legal del sistema eléctrico español, junto con la política deplanificación energética del gobierno, representada en los Planes Eléctricos dentro de laPlanificación Energética Nacional (PEN), determinaron la evolución del parque eléctrico.

Estos planes marcaban las directrices a seguir en la instalación de nuevas centrales y en lautilización de los recursos existentes, en función de unas previsiones que se realizaban.

El primer Plan Energético se aprobó en 1975. En él se impulsaba la construcción decentrales de carbón y nucleares. La revisión del PEN en 1983 supuso la parada de cincogrupos nucleares en construcción.

La producción de energía eléctrica y el origen de esta producción, estará limitada por lacapacidad energética del parque eléctrico. Más adelante veremos como la evolución de laproducción de energía eléctrica está ligada a la del parque eléctrico.


3

Otro factor que debemos tener en cuenta en el presente estudio son los intercambiosinternacionales de energía eléctrica. Hasta el momento estos intercambios se han venidorealizado con los países limítrofes.

Cada país puede exportar o importar energía eléctrica con los países colindantes, o a travésde ellos. El saldo de energía de intercambios de un país se calculará restando al valor deenergía exportado, las cantidades de energía importada.

Finalmente, podemos decir que si a la producción neta de energía eléctrica le restamos osumamos los valores de los intercambios internacionales, el valor que obtendremoscorresponderá al consumo de energía eléctrica.

PRODUCCIÓN NETA + importación = CONSUMO + exportación

PRODUCCIÓN NETA + importación – exportación = CONSUMO

2.1 Fuentes de Información y Datos Obtenidos

Para conseguir unos buenos datos para realizar el proyecto ha sido necesario consultardiversas fuentes de información.

A continuación se relacionan las fuentes de las que se han obtenido información para larealización del proyecto:

ü UNESAü Red Eléctrica de España (REE)ü Instituto Nacional de Estadística (INE)ü Institut d’Estadística de Catalunya (Idescat)ü Departament d’Indústria, Comerç i Turisme de la Generalitat de Catalunyaü Ministerio de Economía (Mineco)ü Comisión Nacional de Energía (CNE)

Seguidamente detallaremos los datos obtenidos para los diferentes apartados del proyecto,indicando la fuente de la cual se han obtenido:

• Potencia instalada en el parque eléctrico español

Estos datos se han obtenido de UNESA y Red Eléctrica de España. El período quecomprende va desde 1940 hasta 2002, con una periodicidad anual y detallada para losdiferentes tipos de centrales.

• Intercambios internacionales de energía eléctrica

Los datos van desde 1945 hasta el año 2001. Son los datos anuales de exportación eimportación de energía eléctrica con países como Francia, Portugal, Andorra y Marruecos.

PRODUCCIÓN NETA ± intercambios internacionales = CONSUMO


4

Esta información ha sido obtenida de UNESA.

• Producción de energía eléctrica en España

Información obtenida de la Red Eléctrica de España y de UNESA. Comprende el períodoque va desde el año 1940 hasta el año 2002, y viene detallada la producción anual para losdiferentes tipos de centrales eléctricas.

• Producción de energía eléctrica en Cataluña

En el período de 1981 a 1997 disponemos de los datos anuales de producción de energíaeléctrica de cada tipo de central. Estos datos se han extraído del “Anuari Estadístic deCatalunya” emitido por la Generalitat de Catalunya.

La información de la producción de los años 1985 a 1990 está extraída, al igual que en elcaso anterior, del “Anuari Estadístic de Catalunya”, y nos ofrece los datos de la producciónanual de cada una de las provincias de Cataluña. Además nos facilita la información de laproducción de los diferentes tipos de centrales eléctricas para cada provincia.

Del “Butlletí de conjuntura elèctrica de Catalunya” emitido por el Departament d’Indústria,Comerç i Turisme de la Generalitat de Catalunya se han obtenido los datos de produccióndesde enero de 1998 a diciembre del año 2000. La periodicidad de los datos es mensual yse detalla la producción de energía eléctrica de los diferentes tipos de centrales.

• Producción de energía eléctrica en las centrales nucleares de Tarragona

Se obtienen los datos anuales de producción de energía eléctrica de las centrales nuclearesen la provincia de Tarragona de 1981 al año 2000. Estos datos están obtenidos de UNESA.

• Producción de energía eléctrica en Tarragona

Detallada para los diferentes tipos de centrales va desde 1985 a 1990. La información se haobtenido del “Anuari Estadístic de Catalunya”.

• Consumo de energía eléctrica en España

Se disponen de datos desde el año 1959 hasta el año 2001. Tienen una periodicidad anual ylas fuentes de información han sido UNESA y la Red Eléctrica de España.

• Consumo de energía eléctrica en Cataluña

Los datos del consumo anual de energía eléctrica en Cataluña desde 1991 hasta el año2001 se han conseguido de UNESA.

Para el período que va desde el mes de enero de 1998 hasta el mes de diciembre del año2000, los datos que disponemos tienen una periodicidad mensual. Estos datos provienendel “Butlletí de conjuntura elèctrica de Catalunya”.

También disponemos para este período, y provenientes de la misma fuente, los valores defacturación de energía eléctrica en Cataluña para cada tarifa.


5

De enero de 1995 hasta diciembre de 2002 tenemos los datos mensuales de energíaeléctrica facturada. Estos datos se han obtenido del Institut d’Estadística de Catalunya.

2.2 Evolución del Parque Eléctrico

En el año 1875 los señores Xifré y Dalmau construyeron en el número 10 de la Plaza deCanaletas, la que podría ser considerada como la primera central termoeléctrica parasuministros a consumidores en España, que más tarde daría lugar a la Sociedad Españolade Electricidad. La producción de la misma fue destinada a alumbrar varios talleres yestablecimientos. Entre ellos cabe destacar la empresa Maquinistas Terrestres y Marítimasque puede ser considerada como la primera entidad que subscribió un contrato de energíaeléctrica en España.

La primera central para alumbrado público en España se puso en servicio en el año 1881 enMadrid. Esta central se empleó, entre otras cosas y como curiosidad, para iluminar laPuerta del Sol y el Retiro.

Dos años más tarde, comenzó a funcionar en Bilbao una planta cuya producción se destinóa iluminar el puerto del Abra. En 1885 se publicó el primer Decreto ordenador deinstalaciones eléctricas.

En 1886, Gerona se convirtió en la segunda ciudad de Europa totalmente iluminada. Y en1890, se inauguró el alumbrado público de Bilbao.

Por aquel entonces, la mayor parte de las instalaciones existentes eran aprovechamientoshidroeléctricos o motores térmicos de gas pobre para suministro de energía a pequeñasindustrias o para el alumbrado público.

La energía eléctrica producida hasta el siglo XX fue en forma de corriente continua, lo queimpedía su transporte a largas distancias al no poder utilizar transformadores. Debido a ellolas centrales se encontraban cerca de los núcleos de consumo.

Según la primera estadística oficial publicada por el Ministerio de Industria, en 1901existían 859 centrales con una potencia instalada de 127.940 kW, de la cual el 61% de lapotencia era térmica y el 39% hidráulica. De las 859 centrales, 648 se dedicaban al serviciopúblico y 211 a usos particulares.

Con la llegada a principios del siglo XX de la corriente alterna, se hizo posible eltransporte de energía eléctrica para largas distancias.

En 1901 se realizó en Zaragoza el segundo transporte en el mundo de energía eléctrica auna distancia notable para la época. El tendido eléctrico cubría una longitud de 3kilómetros entre el Molino de San Carlos y la capital aragonesa.

En 1909 España contaba con la línea de mayor tensión y longitud de Europa. Recorría, a60.000 V, los 250 kilómetros que separaban Madrid de la central de Molinar, en el ríoJúcar.


6

De esta forma se entra en la primera fase de la era propiamente industrial de la producciónde electricidad. La primera década del siglo XX puede ser considerada como la de lasgrandes centrales hidroeléctricas.

Durante el segundo decenio prosigue el desarrollo eléctrico español, en el que juega unpapel importante la banca, institución que entonces era de reciente aparición y que tuvo ungran peso en el proceso de industrialización del país.

La corriente alterna permitió el desarrollo de las primeras centrales hidroeléctricasespañolas. Su construcción exigía mayores esfuerzos económicos y financieros que lasinstalaciones precedentes, por lo que paralelamente comenzaron a crearse numerosascompañías eléctricas de mayor dimensión y recursos. Algunas de ellas todavía existen ennuestros días; otras se han ido desarrollando y concentrando hasta dar lugar a varias de lassociedades eléctricas actuales más importantes de España.

En la tercera década del siglo XX se realiza el aprovechamiento integral del río Duero, queserviría de pauta para realizar una labor similar en otros ríos.

Al principio de la cuarta década se continúa el proceso de desarrollo del sistema eléctrico,con la construcción de nuevas centrales que dan lugar a un volumen de producción másque suficiente para la demanda de la época. La Guerra Civil (1936-1939) impide laconstrucción de nuevas centrales y destruye algunas de las existentes. Además habrá quesumar el bloqueo internacional que se produjo a la finalización de la guerra que impedía elsuministro de equipos necesarios, y a la gran sequía de 1944-45, que afectó notablementela producción de electricidad, ya que por aquel entonces el 92% de la potencia instalada erade origen hidroeléctrico.

De todo ello se derivó una situación en la cual la producción de energía eléctrica erainsuficiente para una demanda que mostraba una clara tendencia expansiva.

Esto motivó, a comienzos de los años cuarenta, una situación complicada para losconsumidores y los productores de electricidad. Para los consumidores porque no podíanconsumir electricidad en las mejores condiciones y para los productores porque veían quela capacidad de absorción del mercado superaba su capacidad de producción.

En estas circunstancias los empresarios eléctricos españoles se plantearon la convenienciade llevar a cabo una mayor y mejor utilización de las instalaciones y recursos existentes.Nació así la coordinación del sistema eléctrico español. Por ello, las empresas eléctricasentonces existentes, acordaron agruparse en una nueva sociedad. Se creó Unidad Eléctrica,S.A. (UNESA) en agosto de 1944, entidad que iba a desarrollar un papel principal en lacoordinación de los recursos eléctricos entonces disponibles y promover el desarrollo de lared eléctrica española, a fin de que la interconexión de todas las zonas, y centros deproducción de electricidad, permitiera la optimización de la explotación del sistemaeléctrico.

En UNESA se hacía la planificación de nuevos medios de producción, siempre dentro deun marco regulatorio con fuerte intervención pública.

Cuando la economía comenzó a dar muestras de recuperación y se levantó el bloqueointernacional, fue posible emprender la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y,


7

más adelante, la de centrales termoeléctricas de gran potencia de carbón y fuel-oil. En ladécada de los sesenta España se incorporó al desarrollo electronuclear, conectando a la reden 1968 su primera central de este tipo, la de José Cabrera en Zorita de los Canes(Guadalajara).

Los problemas con el petróleo de 1973 y 1979, y la consiguiente crisis energético-económica que dominó el panorama internacional a lo largo de los años 70, provocó uncambio en la orientación de las políticas energéticas de la mayor parte de los paísesindustrializados. La reducción de la dependencia respecto al petróleo importado, elaprovechamiento prioritario de los recursos energéticos nacionales, la diversificaciónenergética y la investigación sobre nuevas tecnología energéticas se convirtieron enobjetivos comunes en dichas políticas.

En España la tendencia se vio reflejada en los Planes Energéticos Nacionales (PEN) de1979 y 1983. De esta forma, y por lo que al sector eléctrico se refiere, en la primera mitadde los ochenta se asistió a un proceso de sustitución de la utilización de los derivados delpetróleo en la producción de electricidad por el empleo del carbón nacional y de la energíanuclear. Realizándose además, un mayor aprovechamiento del parque hidroeléctrico.

La construcción de estas grandes centrales, sobretodo las nucleares, exigió hacer grandesinversiones que sólo empresas de un determinado tamaño podían afrontar. Este hecho,unido a un entorno económico difícil propició diversos procesos de concentraciónempresarial.

De las empresas asociadas a UNESA en la década de los ochenta y primeros años de losnoventa unas eran de titularidad privada y el resto de titularidad pública, estando integradasverticalmente todas las actividades del negocio en la mayoría de ellas.

En 1985 se creó Red Eléctrica de España, de mayoría pública y participada por lasempresas, responsable de la explotación unificada del sistema y de la actividad deltransporte eléctrico.

La entrada de España en la CEE en 1986 trajo consigo la aceptación y la adaptación denuestro modelo de sociedad económico e industrial al imperante en Europa y la adopciónde normas para la creación de un Mercado Único Europeo. En esta línea en 1996 elConsejo de la Unión Europea aprobó la Directiva sobre Normas Comunes para el MercadoInterior de la Electricidad. Esta Directiva, junto con otras normativas posteriores, fija losobjetivos y criterios de liberalización e introducción de la competencia, a los cuales lospaíses comunitarios deberán ir adoptando en sus legislaciones eléctricas. Estos criterioshan tenido, lógicamente, su reflejo en la evolución de nuestro parque eléctrico en losúltimos 15 años.

Deberemos tener en cuenta que de cara a la evolución futura de nuestras instalaciones,además de las orientaciones realizadas por la UE, también afectarán las posiblesconsecuencias sobre nuestro sector debidas a acuerdos internacionales en otras materiascomo, por ejemplo, el medio ambiente. La contención de las emisiones de gases de efectoinvernadero que figura en el Protocolo de Kioto puede introducir a medio plazoimportantes cambios en la estructura de la generación eléctrica. Así mismo, la recienteaparición de las tecnologías de generación mediante ciclos combinados que utilizan comocombustible un recurso relativamente abundante y limpio, como es el gas, con un elevado


8

rendimiento y con bajos costes de inversión, o la introducción a nivel comercial dedeterminadas tecnologías de aprovechamiento de energías renovables, puede influir deforma decisiva en la modificación de la estructura de generación eléctrica.

Por consiguiente, de cara al futuro el incremento de la preocupación por la preservacióndel medio ambiente, el mayor fomento de la eficiencia energética, la aparición de nuevastecnologías y el impulso dado a la utilización de gas natural en la producción deelectricidad van a marcar previsiblemente el desarrollo del parque eléctrico español en lospróximos años.


9

2.2.1 Evolución de la Potencia Instalada en el Parque Eléctrico

El parque eléctrico en España ha evolucionado de forma considerable en estas últimas seisdécadas. El aumento de la potencia instalada ha sido muy importante como se puedeapreciar en la tabla 1. La potencia hidroeléctrica incluye la potencia eólica y la solar.

Año Hidráulica Térmica Nuclear Total

1940 1.350 381 1.731

1941 1.355 385 1.740

1942 1.376 395 1.771

1943 1.408 410 1.818

1944 1.412 415 1.827

1945 1.458 418 1.876

1946 1.500 437 1.937

1947 1.662 450 2.112

1948 1.756 478 2.234

1949 1.890 591 2.481

1950 1.906 647 2.553

1951 1.986 674 2.660

1952 2.192 771 2.963

1953 2.527 775 3.302

1954 2.553 883 3.436

1955 3.200 903 4.103

1956 3.659 1.063 4.722

1957 3.900 1.610 5.510

1958 4.195 1.878 6.073

1959 4.436 1.948 6.384

1960 4.600 1.967 6.567

1961 4.768 2.242 7.010

1962 5.190 2.298 7.488

1963 5.895 2.492 8.387

1964 7.020 2.706 9.726

1965 7.193 2.980 10.173

1966 7.680 3.457 11.137

1967 8.227 4.671 12.898

1968 8.543 5.292 153 13.988

1969 9.335 6.165 153 15.653

1970 10.883 6.888 153 17.924

1971 11.057 7.403 613 19.073

1972 11.136 9.615 1.120 21.871

1973 11.470 10.617 1.120 23.207

1974 11.841 11.376 1.120 24.337

1975 11.954 12.393 1.120 25.467

1976 12.497 12.974 1.120 26.591

1977 13.096 13.334 1.120 27.550


10

1978 13.530 13.628 1.120 28.278

1979 13.515 15.267 1.120 29.902

1980 13.577 16.447 1.120 31.144

1981 13.579 17.158 2.051 32.788

1982 13.821 17.637 2.051 33.509

1983 14.087 17.614 3.911 35.612

1984 14.119 19.898 4.885 38.902

1985 14.661 20.991 5.815 41.467

1986 15.201 20.987 5.815 42.003

1987 15.269 21.087 5.815 42.171

1988 15.673 21.119 7.854 44.646

1989 16.545 21.227 7.854 45.626

1990 16.642 21.370 7.364 45.376

1991 16.723 21.855 7.367 45.945

1992 16.985 21.922 7.400 46.307

1993 16.996 21.989 7.400 46.385

1994 17.450 22.346 7.400 47.196

1995 17.558 22.849 7.417 47.824

1996 17.834 23.960 7.498 49.292

1997 18.093 25.339 7.580 51.012

1998 18.491 26.238 7.638 52.367

1999 19.323 26.820 7.749 53.892

2000 19.942 28.164 7.798 55.904

2001 21.362 29.026 7.816 58.204

2002 23.040 31.384 7.871 62.295

Tabla 1. Potencia instalada en España a 31 de diciembre (MW)

Como podemos ver en la tabla anterior, en el año 1940 la potencia total instalada enEspaña era de 1.731 MW, mientras que en el año 2002 era de 62.295 MW, cifra 36 vecesmayor que la anterior.

Durante todos estos años el crecimiento de la potencia instalada en el parque eléctriconacional ha sido continuo. No obstante, este crecimiento no se ha producido de igual formapara los diferentes tipos de centrales productoras (Gráfica 1).

Como se ha visto en el apartado anterior hay diversos hechos históricos que han marcadola evolución del parque eléctrico y que, juntamente con las políticas marcadas por elgobierno correspondiente a cada época, determinaron que se apostara por la implantaciónde un tipo u otro de central eléctrica.

Si nos fijamos en la gráfica 1, observamos que la tendencia de la potencia instalada (total)denota un crecimiento continuo, si bien en los primeros años el crecimiento era pocosignificativo.


11

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1940 1943 1946 1949 1952 1955 1958 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000

Año

Po

ten

cia

(MW

)

Hidroeléctrica Termoeléctrica Nuclear Total

Gráfica 1. Evolución de la potencia del parque eléctrico en España (1940-2002)

Estos primeros años fueron los siguientes a la Guerra Civil, y estuvieron marcados por lasituación en la que quedó el país después de la guerra y el bloqueo internacional al que fuesometido. Esto provocó, como podemos apreciar más claramente en la gráfica 2, que elcrecimiento de la potencia instalada fuera lento durante la década de los cuarenta.

El crecimiento empieza a acentuarse a partir de mitad de los años 50, sufriendo su mayorevolución durante las tres décadas siguientes. En los primeros años de los 90 elcrecimiento se estanca ligeramente, pero en los últimos 10 años ha vuelto a experimentarun incremento para colocarse en su valor máximo (62.295 MW).

La potencia de origen hidroeléctrico es la que ha experimentado un crecimiento másprogresivo. Durante estos años ha crecido de forma lenta pero continua.

Hasta mediados de los años 50 la potencia hidroeléctrica representaba un 78% de lapotencia total, para en los años posteriores ir reduciendo este porcentaje a favor de lapotencia de origen termoeléctrico.

Desde el año 1975 pasa a ser la segunda potencia más numerosa, superada por la potenciatermoeléctrica. Sin embargo en el año 2002 alcanzó su valor máximo de 23.040 MW. Estevalor corresponde al 37% de la potencia del parque eléctrico.

En cuanto a la potencia termoeléctrica, en 1940 tan sólo se habían instalado en España381 MW. Igual que la hidroeléctrica empieza a crecer de forma lenta, pero a partir de losaños 50 empieza a cobrar mayor protagonismo.

Como los sistemas de generación de energía hidroeléctrica están sujetos a fuertesvariaciones de un año a otro, en función de la pluviosidad, la variabilidad de laclimatología hace que esta potencia instalada pueda no ser efectiva en años de pocaslluvias, como ya sucedió para las sequías de los años 1944 y 1945. A este hecho se unió


12

que los recursos hidráulicos de nuestras cuencas cada vez se saturaban más. Es por todoello que el crecimiento del parque eléctrico se encaminó hacia la construcción de centralestermoeléctricas.

El avance continuo de la potencia termoeléctrica conduce, como ya hemos comentadoanteriormente, a que en 1975 supere por vez primera (con 12.393 MW) a la potenciahidroeléctrica (Gráfica 2). Siendo en 1983 cuando alcanza su mayor porcentaje en lahistoria, representando un 53% de a la potencia total instalada.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978

Año

Po

ten

cia

(MW

)

Hidroeléctrica

Termoeléctrica

Nuclear

Total

Gráfica 2. Evolución de la potencia del parque eléctrico en España (1940-1979)

Hasta 1968 no entra en la escena nacional la energía nuclear. Con la puesta en marcha de lacentral de José Cabrera en Zorita de 153 MW, la potencia de origen nuclear pasa arepresentar el 1% de la potencia total.

A finales de la década de los 70 las centrales nucleares todavía no tenían relevancia en eltotal de la potencia instalada. En 1979 la potencia nuclear instalada era de 1.120 MW, un4% de la potencia total.

A partir del Plan Energético de 1979 la potencia nuclear experimenta un aumentorealmente importante. Durante los años 80 es cuando las centrales nucleares alcanzan sumayor auge, instalándose las centrales nucleares de mayor potencia (Gráfica 3).

En estos años la potencia de las centrales nucleares pasa del 4% que representaba en 1979hasta un 17% en el año 1989. Siendo este el mayor porcentaje de la historia.

Con los posteriores planes energéticos, el crecimiento de la potencia de origen nuclear seestancó a partir del año 1989. Además en ese mismo año se produce un accidente en lacentral nuclear de Vandellós I (de 480 MW) al incendiarse la zona de turbinas. El elevadocoste de la reparación hace que se desestime la misma, y se decida cerrar la central. Estocomporta que, durante los años 90, no sólo se dejen de instalar nuevas centrales sino queademás disminuye la potencia total de origen nuclear.


13

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Año

Po

ten

cia

(MW

)

Gráfica 3. Evolución de la potencia del parque eléctrico nuclear en España (1968-2002)

En el año 2002 la potencia de origen nuclear era un 13% de la potencia total, con un valorde 7.871 MW.

2.2.2 Variación Interanual

Si estudiamos la variación interanual de la potencia total instalada, gráfica 4, podemosobservar que, como venimos indicando, los años de mayor crecimiento corresponden a lasdécadas de los 50, 60 y 70.

Durante esas décadas el crecimiento medio anual fue del 8,87%. Media que podría habersido mayor si el crecimiento no hubiese experimentado una bajada a final de la década delos 70.

Observamos también que en los 80 se producen altibajos que nos dan una media anual de4,35%.

Los años 90 presentan la peor media anual con un 1,69% de crecimiento.

En los pocos años que llevamos de la década del 2000, ha aumentado la media anual decrecimiento alcanzando el 4,96%.


14

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001

Año

Po

ten

cia

(MW

)

Gráfica 4. Variación interanual de la potencia instalada en España (1941-2002)

2.2.3 Evolución del Parque Eléctrico por Décadas

En la tabla 2 podemos ver el crecimiento del parque eléctrico por décadas desde el año1940 hasta el año 2002 en función de los diferentes tipos de energía primaria. En la tabla sepuede comprobar, como ya habíamos indicado, que la evolución del parque eléctrico en lasúltimas décadas ha evolucionado de forma constante pero distinta en cada época.

Década Hidráulica Térmica Nuclear Total1940-1949 540 210 0 7501950-1959 2.546 1.357 0 3.9031960-1969 4.899 4.217 153 9.2691970-1979 4.180 9.102 967 14.2491980-1989 3.030 5.960 6.734 15.7241990-1999 2.778 5.593 -105 8.2662000-2002 3.717 4.564 122 8.403

Total 21.690 31.003 7.871 60.564

Tabla 2. Aumento de la potencia instalada en cada década (MW)

ü Década 1940-1949• El crecimiento total en esta década está marcado por la situación en la que

queda el país después de la Guerra Civil. Como podemos ver el crecimientoes poco importante.


15

• Durante esta década el crecimiento del parque hidroeléctrico es casi 3 vecessuperior al del parque termoeléctrico.

• En estas épocas la potencia de las centrales hidroeléctricas representaba un78% de la potencia total.

ü Década 1950-1959• Comienza el desarrollo importante del parque eléctrico nacional. La potencia

instalada en el parque eléctrico nacional se incrementa notablemente tanto enlas centrales hidroeléctricas como en las térmicas, pero el crecimiento de lasprimeras aún es el doble que las termoeléctricas.

• De los 2.481 MW instalados en 1949 a los 6.384 MW de 1959 se produce uncrecimiento de 3.903 MW que suponen una variación del 157%. Es lavariación más importante entre décadas.

ü Década 1960-1969• En los años 60 es cuando se inicia el desarrollo importante del parque

eléctrico español, que seguirá aumentando de forma determinante en las dossiguientes épocas.

• En estos años el parque eléctrico empieza a avanzar hacia una estructura en laque la potencia de origen termoeléctrico comienza a coger protagonismo.

• Se iguala prácticamente el crecimiento de la potencia hidroeléctrica y latermoeléctrica.

• Cabe destacar de esta época, como ya se ha comentado en diferentesocasiones, el inicio de la energía nuclear en España en 1968, con lainstalación de la central de José Cabrera.

• La potencia total instalada al final de la década se repartía de la siguienteforma: 60% hidroeléctrica, 39% termoeléctrica y 1% nuclear.

ü Década 1970-1979• En la década de los 70, el parque eléctrico español duplica su potencia. El

crecimiento es muy importante aumentando la potencia en 14.249 MW.

• En estos años la planificación del parque eléctrico español se basó en laconstrucción de centrales termoeléctricas. Experimentando un crecimientoespectacular la potencia de las centrales de tipo termoeléctrico. Si en ladécada anterior el crecimiento de la potencia de las centrales hidroeléctricas ylas termoeléctricas se igualaba, en esta década la potencia instalada de lascentrales termoeléctricas es más del doble que de las hidroeléctricas con9.102 MW por 4.180 MW.

• Las centrales nucleares todavía no tenían relevancia en el total de la potenciainstalada. A finales de esta década la potencia total estaba dividida de la


16

siguiente forma: hidroeléctricas un 45%, termoeléctricas un 51% y nuclear un4%.

ü Década 1980-1989• Es en esta época donde se produce el mayor aumento de potencia instalada en

el parque eléctrico con 15.724 MW. Y será, con la expansión de las centralesnucleares, que se acabe de desarrollar completamente el parque eléctrico.

• Esta década se caracteriza por el auge de las centrales nucleares, que pasan detener una potencia instalada de 1.120 MW en 1979 a una potencia de7.854 MW en 1989, lo que supone un incremento de 6.734 MW. Pasando arepresentar el 17% de la potencia total.

• Por su parte la potencia de origen termoeléctrico se sitúa en un 47%, mientrasque la de origen hidroeléctrico está en un 36%.

• El crecimiento de la potencia hidroeléctrica y termoeléctrica disminuye conrespecto a la década anterior, doblando la termoeléctrica a la hidroeléctrica.

ü Década 1990-1999• En esta década el crecimiento disminuye considerablemente, debido en gran

medida a los planes energéticos que paralizaron la construcción de 5 centralesnucleares.

• Este hecho unido a la parada de la central de Vandellós I, debido al incendiodel año 1989, hace que la potencia instalada de origen nuclear no sólo noaumente, sino que disminuya.

• Por su parte el crecimiento de la potencia de centrales hidroeléctricas ytermoeléctricas presenta valores muy parejos a la década anterior.

• En 1999 la potencia hidroeléctrica era de 19.323 MW que representaba un36% de la total, la termoeléctrica era de 23.820 MW con un 50% y la nuclearde 7.749 MW bajando hasta un 14%.

ü Años 2000 a 2002• En los pocos años que llevamos de década se han superado los valores de

crecimiento de la década anterior.

• La utilización de nuevas energías renovables (eólica, solar) ha ayudado, enparte, a este aspecto. La potencia generada por estas energías se contabilizanen la potencia de origen hidroeléctrico. Esta potencia superaaproximadamente en 1.000 MW a la potencia instalada en la década anterior.

• En sólo tres años de esta década, el crecimiento de la potencia termoeléctricacasi iguala al los valores de los años 90.

• En el año 2002 la situación era la que muestra la gráfica 5.


17

Año 2002

Nuclear13%

Térmica51%

Hidráulica36%

Gráfica 5. Situación del parque eléctrico español en el año 2002

• La potencia total instalada en cada tipo de central era:

• Hidroeléctrica 23.040 MW• Termoeléctricas 31.384 MW• Nuclear 7.871 MW• Total 62.295 MW

En la gráfica 6 vemos de forma clara estas diferencias significativas para cada década.

2.546

4.8994.180

1.357

4.217

9.102

153

967

6.734

-105 122

3.903

9.269

14.249

15.724

8.266 8.403

3.717

2.7783.030

540

4.564

5.5935.960

210

00

750

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

1940-1949 1950-1959 1960-1969 1970-1979 1980-1989 1990-1999 2000-2002

Po

ten

cia

(MW

)

Hidroeléctrica Termoeléctrica

Nuclear Total

Gráfica 6. Variación de la potencia instalada por décadas


18

2.2.4 Situación de Tarragona en el Parque Eléctrico Español

Cabe mencionar que Tarragona representa una parte importante dentro del parque eléctriconacional, sobretodo en el ámbito de las centrales nucleares.

Actualmente hay tres centrales nucleares en funcionamiento en la provincia de Tarragona:

Ø Ascó I 947 MWØ Ascó II 930 MWØ Vandellós II 1.009 MW

Entre estas tres centrales suman una potencia total instalada de 2.886 MW, que supone el37% de la potencia instalada de origen nuclear en toda España. Dato que nos indica laimportancia de nuestra provincia en el panorama eléctrico español.

Además actualmente Tarragona representa a España como candidata a la sede del ProyectoITER, destinado a la investigación de la generación de energía eléctrica a partir de lafusión nuclear. De ser adjudicado, el proyecto se instalaría en Vandellós.


19

2.3 Centrales Eléctricas

2.3.1 Clasificación de las Centrales Eléctricas

Las centrales eléctricas pueden clasificarse en base a tres criterios fundamentales: según eltipo de energía transformada, según la función que desempeñan dentro del sistema deenergía eléctrica y según su grado de automatización.

• Según el tipo de energía primaria que utilizan:

Ø Hidroeléctricas• Convencionales• De bombeo• Mareomotrices

Ø Térmicas• Clásicas

− Carbón− Fuel− Gas natural

• NuclearesØ EólicasØ Solares

• Fotovoltaicas• Termoeléctricas

Ø GeotérmicasØ BiomasaØ Residuos sólidos urbanos

• Según la función que desempeñan dentro del sistema de energía eléctrica:

Ø Centrales de baseSuministran la mayor parte de energía eléctrica de forma continua, es decir,están sometidas a variaciones de carga muy limitadas. Ejemplos: centralesnucleares y grandes centrales térmicas.

Ø Centrales de puntaTrabajan en paralelo con las centrales de base y cubren las puntas de carga.Ejemplos: centrales hidráulicas y centrales con turbina de gas.

Ø Centrales de reservaSirven para sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas de baseen casos de escasez de agua o avería de algún elemento del sistemaeléctrico. Son de uso intermitente. Ejemplos: centrales térmicas de carbón ogrupos diesel.

Ø Centrales de socorroDe rápida puesta en funcionamiento y próximas a los centros de consumo.Sirven para paliar los efectos del fallo o avería de las líneas de transporte o


20

de las subestaciones. Son móviles y las pequeñas, por lo general, gruposdiesel.

Ø Centrales de acumulación o de bombeoSon aquellas centrales capaces de almacenar energía primaria (generalmentehidráulica) a base de consumir energía eléctrica durante las horas en que lademanda es menor, y devolver esta energía a la red durante las horas depunta. Es prácticamente el único medio de que disponen las compañías paramodificar las características del consumo.

• Según el tipo de mando:

Ø Centrales con mando manualØ Centrales con mando semiautomáticoØ Centrales con mando automático

2.3.2 Centrales Hidroeléctricas

2.3.2.1 Centrales Hidroeléctricas Convencionales

Las centrales hidroeléctricas aprovechan la energía que se obtiene de la caída del aguadesde cierta altura a un nivel inferior, lo que provoca el movimiento de ruedas hidráulicaso turbinas. La hidroelectricidad es un recurso natural disponible en las zonas que presentansuficiente cantidad de agua. Su desarrollo requiere construir pantanos, presas, canales dederivación, y la instalación de grandes turbinas y equipamiento para generar electricidad.Todo ello implica la inversión de grandes sumas de dinero, por lo que no resultacompetitiva en regiones donde el carbón o el petróleo son baratos, aunque el coste demantenimiento de una central térmica, debido al combustible, sea más caro que el de unacentral hidroeléctrica. Sin embargo, el peso de las consideraciones medioambientalescentra la atención en estas fuentes de energía renovables.

Las ventajas de la potencia hidroeléctrica son evidentes. No requiere combustible, sino queusa una forma autóctona de energía, constantemente repuesta por la naturaleza de maneragratuita. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. A menudo puede combinarsecon otros beneficios, como riego, protección contra las inundaciones, suministro de agua,caminos, navegación y aun ornamentación del terreno y turismo. Los costos demantenimiento y explotación son bajos. Por último, la turbina hidráulica es una máquinasencilla, eficiente y segura que puede ponerse en marcha ó detenerse con rapidez yrequiere poca vigilancia y cuyos costos de mantenimiento son por lo general reducidos.

Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas. Los costos de capital porkilovatio instalado son con frecuencia muy altos. El emplazamiento, determinado porcaracterísticas naturales, puede estar lejos del centro o centros de carga y exigir laconstrucción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento enla inversión y en los costos de mantenimiento y pérdidas de energía. La construcción llevapor lo común largo tiempo en comparación con la de centrales termoeléctricas. Ladisponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año, y por esa


21

razón a veces es necesario instalar una central termoeléctrica complementaria para ofrecerun suministro seguro.

Figura 1. Central hidroeléctrica

La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico JohnSmeaton, que construyó por vez primera grandes ruedas hidráulicas de hierro colado.

La primera central hidroeléctrica se construyó en 1880 en Northumberland, Gran Bretaña.El renacimiento de la energía hidráulica se produjo por el desarrollo del generadoreléctrico, seguido del perfeccionamiento de la turbina hidráulica y debido al aumento de lademanda de electricidad a principios del siglo XX. En 1920 las centrales hidroeléctricasgeneraban ya una parte importante de la producción total de electricidad.

A principios de la década de los noventa, las primeras potencias productoras dehidroelectricidad eran Canadá y Estados Unidos. Canadá obtiene un 60% de su electricidadde centrales hidráulicas. En todo el mundo, la hidroelectricidad representaaproximadamente la cuarta parte de la producción total de electricidad, y su importanciasigue en aumento. Los países en los que constituye fuente de electricidad más importanteson Noruega (99%), República Democrática del Congo (97%) y Brasil (96%). La centralde Itaipú, en el río Paraná, está situada entre Brasil y Paraguay; se inauguró en 1982 y tienela mayor capacidad generadora del mundo. Como referencia, la presa Grand Coulee, enEstados Unidos, genera unos 6.500 MW y es una de las más grandes.

En algunos países se han instalado centrales pequeñas, con capacidad para generar entre unkilovatio y un megavatio. En muchas regiones de China, por ejemplo, estas pequeñaspresas son la principal fuente de electricidad. Otras naciones en vías de desarrollo estánutilizando este sistema con buenos resultados.


22

Figura 2. Vista aérea de una central hidroeléctrica

El plan hidroeléctrico de las Tres Gargantas, en construcción en la cuenca del río YangziJiang (Yang-tsê), en China, incluye una presa de 2 km de longitud y 100 m de anchura.Esta es la construcción más grande realizada en China desde la Gran Muralla; se extenderá600 km río arriba, y constituirá el embalse más largo del mundo. El plan de las TresGargantas proporcionará energía a Shanghai y a toda la cuenca del río Yangzi Jiang.También protegerá a los 10 millones de personas que viven río abajo de las inundacionesperiódicas que asolan esta zona, donde se cultivan las dos terceras partes del arroz que seproduce en China. Además hará navegable el río más arriba de las gargantas. El embalseinundará la garganta Xiling y desplazará a 1,2 millones de habitantes.

2.3.2.2 Centrales Hidroeléctricas de Bombeo

Las compañías eléctricas han de hacer frente a una demanda de electricidad muy irregularen el tiempo, lo que ha dado lugar a la aparición de las centrales de acumulación. Lamisión de estas centrales consiste en almacenar electricidad durante las horas de bajoconsumo y devolverla a la red durante las horas punta. Las centrales eléctricas que mejorse adaptan para el almacenamiento de energía a gran escala son las centrales hidráulicas debombeo.

La demanda de electricidad de una determinada red varía ostensiblemente durante el día ysegún la época del año originando un funcionamiento muy irregular del sistema eléctrico,que tiene repercusiones de tipo económico y técnico.

Para resolver este problema, las compañías eléctricas modifican la curva de carga diariaintroduciendo las propias compañías una demanda artificial durante las horas de valleutilizando centrales de acumulación por bombeo, que aprovechan este consumo de energíapara almacenarla en forma de energía potencial o geodésica y devolverla posteriormente ala red en horas punta.


23

Las centrales de acumulación por bombeo pueden clasificarse en:

• Centrales puras de acumulación• Centrales mixtas de acumulación

En las centrales puras de acumulación por bombeo fluye teóricamente el mismo volumende agua (excepto pérdidas hidráulicas, evaporación) en sentido ascendente o descendente.Es decir el embalse superior no recibe más aportaciones de agua que las que proceden delembalse inferior a través de la bomba. Generalmente, el embalse suele ser un lago artificialconstruido mediante diques sobre una elevación natural del terreno. El balance energéticoes negativo: la central recibe más energía de la red de la que manda a la red.

En las centrales mixtas de acumulación, el embalse superior recibe aportaciones de aguapor medios naturales. En estas centrales la energía desarrollada por las turbinas es mayorque la acumulada por las bombas, bien sea porque en el embalse superior de la turbina hayaportación no sólo de bombeo, sino por afluencia natural de un río, o bien porque el nivelgeodésico de las turbinas sea mayor que la altura geodésica de elevación de las bombas,con lo cual la energía disponible es mayor que la acumulada.

Figura 3. Central de bombeo Aldeadávila II

Las centrales de bombeo son consumidores natos de energía eléctrica. Sin embargo, es sumisión en el conjunto de la red lo que justifica su existencia, dando lugar a ventajas de tipoeconómico y técnico, como son:


24

a) Cuando funcionan las turbinas tienen las ventajas de ser centrales hidráulicas, conun tiempo de arranque muy corto, gran facilidad de regulación, por lo que resultanidóneas para cubrir puntas de consumo.

b) Cuando bombean durante las horas valle se convierten en consumidoresproduciendo el deseado efecto de nivelación de la curva de carga diaria. Estopermite que algunas centrales del sistema pasen a funcionar bajo programa afuncionar como centrales de base, lo que se traduce en un mayor número de horasde utilización y una reducción en el coste de producción, permitiendo unaexplotación más rentable de las centrales térmicas.

c) Las centrales de bombeo de una zona de la red pueden restablecer el equilibrioproducción-consumo de dicha zona cuando ésta quede aislada como consecuenciade un fallo en alguna línea de alimentación de la misma y sin que por ello lascentrales de base de la zona tengan que alterar su régimen.

Algunas centrales de bombeo puro que existen en España son Estany Gento Sallente de451 MW y La Muela de 628,4 MW. Ejemplos de centrales de bombeo mixto son la deVillarino de 810 MW y la de Aldeadávila II (Figura 3) de 421 MW.

2.3.2.3 Centrales Mareomotrices

Se entiende por marea el movimiento periódico y alternativo de ascenso y descenso de lasaguas del mar, producido por las acciones gravitatorias del Sol y de la Luna, aunque se veasimismo influenciado por factores terrestres. Así, a pesar de que la diferencia entre losniveles más alto y más bajo ("amplitud de la marea") en mitad del océano es de apenas1 m, en algunos puntos del globo llega a alcanzar hasta los 15 m. Por otro lado, lavariación periódica de las pleamares y bajamares ("margen de la marea") es también muydiferente según el lugar geográfico. De esta forma queda patente que las mareasconstituyen un fenómeno muy complejo que, aunque parezca una de las manifestacionesmás potentes de la Naturaleza, sólo está provocado por fuerzas de muy pequeña magnitud.

La utilización de la energía de las mareas, o energía mareomotriz, consiste simplemente enseparar un estuario del mar libre mediante un dique y aprovechar la diferencia de nivelmar-estuario. Desde la antigüedad es conocida esta técnica, que ya fue aplicada para moverlos primitivos molinos de marea egipcios. Su desarrollo histórico fue parecido al de losmolinos hidráulicos: en el siglo XIII ya funcionaban algunas ruedas mareomotrices enInglaterra y en el siglo XVIII aparecen varias instalaciones para moler grano y especiastanto en Francia como en EE.UU.

A partir de los años 1920 se realizaron los primeros estudios en profundidad en Francia,URSS, Canadá y EE.UU., alcanzándose los primeros resultados prácticos en laconstrucción de centrales mareomotrices en Francia (1966) y la URSS (1968). Comosucedió con otras fuentes energéticas renovables aprovechadas desde la antigüedad, elinterés decreció ostensiblemente al producirse la electricidad a bajo coste en las centralestérmicas, pero a raíz de las sucesivas crisis energéticas se ha vuelto a prestar una granatención a esta fuente de energía.


25

Una central mareomotriz requiere contener el agua en un depósito artificial durante lapleamar y soltarla durante la bajamar; al igual que en las centrales hidroeléctricas, el aguapasa a través de unas turbinas para generar energía eléctrica. Ahora bien, para llevar a caboesto, la amplitud de la marea debe ser como mínimo de 5 m, por lo que sólo hay un númerolimitado de lugares en todo el mundo (Figura 4) donde las condiciones de la marea sonadecuadas para su explotación. Con todo, se ha cifrado el potencial aprovechable de estafuente energética en unos 15.000 MW.

Figura 4. Zonas con posibilidad de aprovechamiento de las mareas

Puertos o bahías Amplitudes de marea (m)

Puerto Peñasco, Sonora, México 8,0Liverpool, Bristol, Inglaterra 10,0

Braunagar, India 12,5Bahía Collier, Australia 14,0

Bahía Mont Saint Michel, Francia 15,0Río Gallegos, Argentina 18,0

Bahía Fundy, Canadá 19,0

La potencia de una central mareomotriz es proporcional a la superficie del embalse y alcuadrado de la amplitud de la marea (diferencia de niveles entre la pleamar y la bajamar).Es importante que exista una configuración costera conveniente que permita embalsargrandes volúmenes de agua mediante presas relativamente pequeñas


26

La central mareomotriz europea más importante está situada en el estuario del río Rance enlas proximidades de Dinard, en el noroeste de Francia. En ella se ha instalado una planta de240 MW con 24 unidades de 10 MW cada una. Utiliza turbinas de hélice reversible enbulbo y embalse por bombeo.

Figura 5. Central mareomotriz de La Rance (Francia)

La amplitud media de la marea en este lugar es de 11,4 m, llegando a valores máximos delorden de los 13,5 m. La superficie del embalse, que se extiende sobre una longitud de20 km hasta la exclusa del Chatellier, es de 22 km2. La capacidad de embalse desde la cota0 a la cota 13,5 m es de 184 millones de m3. El caudal máximo durante el flujo y reflujopuede llegar a los 18·103 m3/s.

Los grandes esquemas mareomotrices son técnicamente factibles pero es muy difícilvalorar sus ventajas económicas. Aunque existen dos centrales actualmente operativas, lasituación económica actual ha dejado reducidos todos los intentos de instalación de nuevasplantas a la situación siguiente:

• Central del estuario del Rance: funciona desde 1967 con un dique de 600 m,operando con mareas de hasta 13,5 m.

• Central de la bahía de Kislaya: situada en el Mar de Barents (URSS) fue puesta enservicio en 1968; su potencia es pequeña (2 grupos de 4 MW).

• Proyecto del estuario del Severn: cerca de Bristol (Gran Bretaña) existen mareas demás de 16 m de amplitud, que se está pensando aprovechar desde 1977.

• Proyecto de la bahía de Fundy: en la costa oriental de Norteamérica, fronterizaentre EE.UU. y Canadá existen amplitudes de marea de hasta 20 m; los estudiospreliminares, acabados en 1969, están actualmente paralizados.

• Proyecto de las islas Chausey: cerca de la central del Rance, requeriría 40 km dedique, instalándose 300 grupos bulbo de 40 MW; la elevadísima inversión y ellargo período de construcción (de 10 a 20 años) tienen el proyecto detenido.

• Otros proyectos mareomotrices: en la URSS se pretende instalar 4 centrales,mientras que en otros países (Canadá, Australia, Corea, Argentina y RepúblicaPopular China) tienen varios proyectos en perspectiva de diversa consideración.

En resumen, la cantidad global de energía de las mareas es suficientemente elevada comopara incitar a amplios programas para el desarrollo de las técnicas necesarias para la puestaa punto de grandes esquemas mareomotrices. Si bien la economía de estas centrales no esmuy competitiva en la actualidad con otros métodos de producción energética, la situaciónfutura podría ser diferente.


27

El hecho de que el período de vida de las centrales mareomotrices puede ser de más de 75años, y que el coste de combustible es nulo, hace que no se deba tomar ninguna posturaprevia en contra de esta fuente de energía, intentando superar los obstáculos actualmenteexistentes para la total explotación del potencial mareomotriz mundial.

2.3.2.4 Centrales Hidroeléctricas en España

En España hay cerca de 800 centrales hidroeléctricas, que tienen un rango de tamañomucho más variado que las centrales térmicas. Las 20 centrales de más de 200 MWrepresentan en conjunto el 50% de la potencia hidroeléctrica total instalada. En el otroextremo, existen centenares de pequeñas instalaciones con potencias menores de 20 MW.

La potencia hidroeléctrica total instalada en el año 2000 era de algo más de 20.000 MW. Elcriterio de distribución de las centrales obedece a la existencia de caídas de agua con lasuficiente altura y energía. Existen, por lo tanto, densas concentraciones de centrales en lasmontañas del ángulo noroeste y en el Pirineo, donde empezaron a construirse desdeprincipios del siglo XX para abastecer de energía a la industria catalana.

Otras centrales se reparten más aleatoriamente por las montañas del interior de lapenínsula, aprovechando los puntos donde existe agua y desnivel suficientes ligados anúcleos montañosos. La mayor concentración de grandes centrales se da en la caída de losríos Duero y Tajo cuando abandonan la Meseta, ya en la frontera con Portugal. Lascentrales de Villarino, Saucelle, Aldeadávila, José María de Oriol y Cedillo, suman nadamenos que el 20% del total de la potencia hidráulica instalada en el país, y el 7% de lapotencia eléctrica total.

El mapa representa las centrales mayores de 20 MW. Se indica el nombre de las 10centrales mayores de 300 MW.

Figura 6. Mapa de centrales hidroeléctricas en España


28

2.3.3 Centrales Térmicas

2.3.3.1 Centrales Térmicas Clásicas

El objeto de las centrales térmicas es aprovechar la energía calorífica de un combustiblepara transformarla en electricidad. Es decir, utilizan la energía obtenida de un ciclotermodinámico para convertirla en electricidad.

Las centrales térmicas convencionales utilizan la energía contenida en el vapor a presión.El ejemplo más sencillo consiste en conectar una tetera llena de agua hirviendo a una ruedade paletas, enlazada a su vez a un generador. El chorro de vapor procedente de la teteramueve las paletas, y éstas mueven el rotor.

Podemos conseguir vapor de muchas maneras: quemando carbón, petróleo o gas.

El proceso seguido en todas las centrales térmicas tiene cuatro partes principales:

1. Generador de calor (puede ser una caldera para quemar carbón, fuel o gas).

2. Circuito cerrado por donde circula el fluido que porta la energía cinética necesaria (aguaen fase líquida y en fase de vapor). El generador de vapor tiene una gran superficie decontacto para facilitar la transferencia de calor de la caldera. (En las centrales de gas deciclo combinado, el fluido es el propio gas en combustión).

3. Condensador o circuito de enfriamiento. Convierte el vapor “muerto” de baja densidaden agua líquida de alta densidad, apta para ser convertida de nuevo en vapor “vivo”. Elcalor residual del vapor “muerto” se transfiere a otro medio (generalmente un río o unembalse).

4. La turbina convierte la energía cinética del vapor “vivo” en movimiento rotatorio. Lasruedas de paletas se disponen una tras otra, con diferentes configuraciones, paraaprovechar toda la energía contenida en el vapor a presión a medida que se expande ypierde fuerza. El generador convierte el giro en corriente eléctrica, gracias al proceso deinducción electromagnética.

Las diferencias en el funcionamiento de una central térmica clásica dependenprincipalmente del tipo de combustible empleado.

En el caso de utilizar carbón, este material se tritura en molinos hasta que queda convertidoen un polvo muy fino, lo que facilita su combustión. En las centrales de fuel, elcombustible se calienta hasta que alcanza la fluidez óptima para ser inyectado en losquemadores. Las centrales de gas también tienen quemadores especiales para este tipo decombustible.

2.3.3.1.1 Centrales Térmicas Convencionales en España

En nuestro país hay en funcionamiento aproximadamente 200 centrales térmicas, con unapotencia total instalada de más de 27.000 MW. La potencia media de estas centrales, por lo


29

tanto, es de unos 140 MW. En el 2000, las centrales térmicas produjeron más de 125 TWh,el 56% del total. La figura 7 representa las centrales con más de 20 MW de potencia.

Figura 7. Mapa de centrales termoeléctricas en España

Seis de las centrales tienen más de 1.000 MW de potencia:

• As Pontes de García Rodríguez (A Coruña), con más de 1.400 MW, la mayor de España.Consume carbón, tanto nacional como importado.• Compostilla (León), con 1.312 MW. Utiliza carbones de la cuenca minera en que estáenclavada.• Litoral de Almería (Carboneras), (Almería), con 1.100 MW. Utiliza carbón importado.• Castellón (Castellón), con 1.083 MW Emplea como combustible fuel-oil.• Teruel (Andorra), con 1.050 MW. Emplea carbones de la cuenca minera aragonesa.• San Adrián (Barcelona), con 1.050 MW. Consume fuel y gas natural.

Entre las seis, suponen la cuarta parte de la potencia térmica convencional instalada, y el12% del total de la potencia eléctrica.

La distribución de las centrales térmicas responde a factores como los siguientes:

• La proximidad de cuencas mineras que las abastezcan de combustible. Esto explica lagran densidad de centrales en la cuenca minera de Asturias y León, así como el grupo decentrales (Teruel y Escucha) en la cuenca de lignitos aragonesa.

• La localización costera, que facilita su abastecimiento con carbones importados o fuel. Esel caso del rosario de centrales en el sur y levante: Castellón, Escombreras, Litoral deAlmería, Algeciras y Cádiz. Secundariamente, la localización sobre un gran oleoducto,como el que circula desde Zaragoza a Rota (Puertollano).


30

Figura 8. Central térmica de As Pontes (La Coruña)

• La proximidad a los centros urbanos que debe abastecer. Aunque el transporte de energíaeléctrica a largas distancias es una actividad que no ofrece especiales dificultades, áreasurbanas como la de Barcelona y Bilbao están rodeadas de una red relativamente densa decentrales, lo que no sucede en Madrid.

2.3.3.2 Centrales Nucleares

En 1896 se produjo el descubrimiento de la radiactividad natural por Henri Becquerel. Laprimera fisión nuclear se alcanzó en 1934 y su reacción en cadena se investigó más a fondoen 1939. El 2 de diciembre de 1942, en la Universidad de Chicago, un grupo deinvestigadores bajo la dirección de Enrico Fermi y de S. Zilard obtuvieron la primerareacción en cadena controlada, este dispositivo experimental se conoce desde entoncescomo reactor. Este primer reactor se construyó con fines bélicos. Sin haber transcurrido nimedio siglo; tan sólo doce años más tarde, en 1954, entró en funcionamiento, en la URSS,la primera central nuclear.

Sin duda, el interés militar por fabricar las bombas A y H aceleró el desarrollo de la técnicanuclear para usos pacíficos. De hecho, un reactor nuclear viene a ser como una bomba Acontrolada, en que la energía se libera, no ya en fracciones de segundo, sino a lo largo demeses o años.

Los elementos de elevado peso atómico, como el uranio, el torio o el plutonio, tienendensos núcleos compuestos por gran cantidad de protones y neutrones. Algunos isótoposde estos elementos, como el uranio 235, poseen núcleos inestables.


31

Si los golpeamos con un neutrón, se escinden en dos partes, produciendo una gran cantidadde energía y dos o tres neutrones. Estos neutrones podrán partir a su vez dos o tres núcleos,produciendo más energía y más neutrones libres listos para impactar con otros núcleos.

El resultado final es una reacción en cadena que, si no se controla, puede provocar unaenorme liberación de energía en un instante. Las centrales nucleares regulan la reacción encadena de manera que se produce una gran cantidad de energía de forma regular. Estaenergía se utiliza para producir vapor, que a su vez moverá una turbina conectada a ungenerador para producir electricidad.

Las centrales nucleares necesitan para funcionar pastillas de "combustible nuclear", quesuele ser uranio con gran concentración de su isótopo inestable. Estas pastillas seintroducen en la vasija del reactor en una estructura conectada a un soporte móvil quecontiene una sustancia capaz de atrapar neutrones, frenando así la reacción en cadena quese produce de manera espontánea en la masa del combustible nuclear.

La fisión nuclear continúa así de manera controlada. Si se necesita más energía, se retira elmoderador. Para frenar o detener la producción de energía, se introduce por completo. Estopor lo que respecta a la producción de calor por el reactor, pues las centrales nucleares, apartir de este punto, utilizan un circuito de agua - vapor muy similar al de las centralestérmicas convencionales

La energía desprendida en el reactor, en forma de calor, la absorbe un refrigerante (agua,sodio líquido, CO2) en el circuito primario; pasa al circuito secundario de vapor (enocasiones no existe) mediante un intercambiador de calor; y de allí, al turboalternador,como en toda central térmica.

Figura 9. Central nuclear de Vandellós II

Los dos tipos más corrientes de reactores térmicos (que operan principalmente conneutrones térmicos) son el PWR y el BWR. El PWR (en inglés, reactor de agua a presión)consta de una vasija de acero especial que contiene dióxido de uranio 238 enriquecido enun 2% o 3% con uranio 235 y agua a una presión superior a la de saturación, para que no


32

entre en ebullición. El agua hace de moderador y de refrigerante, y existe el circuitosecundario de vapor. Para evitar que la reacción se descontrole o se pare, hay unas barrasde control (cadmio, plata) que absorben neutrones y cuya inserción en la vasija se puedeajustar a voluntad. La vasija, el circuito primario de agua y el intercambiador de calor estándentro de un edificio de contención, equipado con gruesas paredes de hormigón, paraimpedir la contaminación radiactiva del entorno. El BWR (reactor de agua en ebullición)opera con el mismo combustible, moderador y refrigerante que el PWR, pero aquí el aguase mantiene a una presión que no le impida hervir y el circuito primario es el que alimentael turboalternador. Los reactores FBR (reproductores rápidos) se basan en una concepcióndistinta: no hay moderador y operan, pues, con neutrones rápidos; usan un combustiblefisionable como el plutonio 239, envuelto con una capa fértil (de uranio 238) que da lugara plutonio 239; y acaban produciendo de este modo una cantidad mayor de combustiblefisionable del que consumen. La extracción de minerales radiactivos, la elaboración delcombustible y el tratamiento posterior de los residuos constituyen el ciclo del combustible,que requiere procesos muy complejos.

Hay 433 centrales nucleares a través del mundo en más de 30 países, generando cerca del17 % de la electricidad total. Francia, con 59 unidades, produce el 75% de su electricidad apartir de centrales nucleares. Suecia, con 10 unidades, produce el 47% de su electricidad deesta forma

2.3.3.2.1 Centrales Nucleares en España

Los nueve grupos nucleares en funcionamiento corresponden a siete centrales que sumaronen el 2000 una potencia instalada de casi 8.000 MW, el 14% de la potencia total. Noobstante, su producción de energía eléctrica llegó al 28% del total, lo que se debe a suelevado factor de carga.

Figura 10. Mapa de centrales nucleares en España


33

En el extremo opuesto a las numerosas y diversas centrales hidroeléctricas, las centralesnucleares forman un grupo reducido y muy compacto de tamaño, con un rango que va delos 160 MW de la central de Zorita, la más antigua, puesta en servicio en 1969, a los 1.081de Vandellós II.

Su distribución en el territorio obedece casi exclusivamente a criterios políticos, definidosen los sucesivos planes energéticos nacionales. A mediados de los años 70 existió un planmuy ambicioso de construcción de centrales nucleares, con más de dos docenas deinstalaciones previstas, repartidas más o menos regularmente por el territorio.

Algunas instalaciones llegaron a un grado muy avanzado de construcción, pero nuncaentraron en funcionamiento, como Valdecaballeros o Lemóniz. Desde la moratoria nuclearde mediados de los 80 no se ha previsto la construcción de ninguna nueva central, aunquelas existentes han aumentado paulatinamente su potencia.

El mapa de la figura 10 indica los grupos nucleares en funcionamiento, con su potenciainstalada en 1999.

2.3.4 Centrales Eólicas

Las primeras aplicaciones de la energía eólica o del viento fueron la impulsión deembarcaciones, la molienda de granos y el bombeo de agua, y sólo hasta finales del sigloXIX se empleó para la generación de energía eléctrica.

Actualmente las turbinas eólicas convierten la energía cinética del viento en electricidadpor medio de aspas o hélices que hacen girar un eje central conectado, a través de una seriede engranajes (la transmisión) a un generador eléctrico.

Existen varias ventajas competitivas de la energía eólica con respecto a otras opciones parala generación de electricidad, como son:

• Se reduce la dependencia de combustibles fósiles, que tienen muchos otros usosimportantes y que constituyen un recurso no renovable.

• No produce contaminación atmosférica ni del agua.• Las tecnologías de la energía eólica se encuentran desarrolladas para competir con

otras fuentes energéticas.• El tiempo de construcción de una central eólica es menor que el de otras centrales

eléctricas.• Al ser plantas modulares, son convenientes cuando se requiere tiempo de respuesta

de crecimiento rápido.

Como inconvenientes cabría destacar:

• La producción de energía puede fluctuar en función de las condicionesclimatológicas.

• La situación de estas centrales viene determinada por unas características naturales,lo que puede comportar que estén lejos de los centros de consumo.

• El impacto medioambiental que causa su instalación.


34

La investigación y desarrollo de nuevos diseños y materiales para aplicaciones enaerogeneradores eólicos, hacen de esta tecnología una de las más dinámicas, por lo cualconstantemente están saliendo al mercado nuevos productos más eficientes con mayorcapacidad y confiabilidad.

Figura 11. Central eólica

Un sistema para el aprovechamiento de la energía eólica se compone de el rotor, quetransfiere la energía cinética de traslación del viento a un eje en un movimiento rotatorioen la flecha principal del sistema; y un sistema de transmisión, que acopla esta potenciamecánica de rotación a algún otro mecanismo, de acuerdo con el tipo de aplicación. Si setrata de bombeo de agua el sistema se denomina aerobomba, si acciona un dispositivomecánico se denomina aeromotor y si se trata de un generador eléctrico se denominaaerogenerador.

Para finales del año 2000 se planteaba que estuvieran instalados en el mundo, más de14.000 MW. En Europa, Alemania, Dinamarca, el Reino Unido, España y Grecia tienenlos programas más ambiciosos. En España, la empresa eléctrica de la Provincia de Navarratenía planeada la instalación de 54 Centrales eoloeléctricas y espera producir más del 50%de la energía que distribuye. La empresa eléctrica de Euskadi (País Vasco) también prevéun desarrollo importante, lo que ha ocasionado, paradójicamente, que grupos ecologistasprotesten por lo que consideran excesivo.

Para el año 2020, la Asociación Europea de Energía Eólica, estimaba tener más de20.000 MW instalados de potencia eólica para generación de electricidad. China y la Indiason dos países que han decidido dar un impulso grande a esta forma de generacióneléctrica, para lo cual se han asociado con empresas europeas para fabricar en esos paísesel equipamiento requerido. En América Latina, Costa Rica y Argentina llevan la delantera,con 20 y 9 MW respectivamente. En Argentina son las empresas eléctricas cooperativas dela Patagonia las que han dado el impulso, amén de que las leyes estatales de la Provincia deChubut, obligan a un 10% de la generación eléctrica con energía eólica. México tiene unacentral de 1.575 kW en la Venta, Oaxaca, con planes de ampliarla a 54 MW. Nicaraguatambién tiene planes de instalar una central eólica de al menos 30 MW. En el Caribe, laempresa eléctrica de Curazao opera desde marzo de 1994 una centralita de 4 MW que fuela primera eoloeléctrica en América Latina y el Caribe.


35

2.3.4.1 Centrales Eólicas en España

La distribución de los parques eólicos responde principalmente a criterios dedisponibilidad de "combustible", es decir, vientos intensos, constantes y regulares a lolargo del año. Es por ello, que dos de las zonas tradicionales para estas instalaciones seanla costa gallega del N. y Tarifa, donde el mapa de potencial eólico indica valores muyaltos. Algo parecido se puede decir de los parques instalados en las serranías del SistemaIbérico.

La figura 12 indica los parques eólicos de potencia superior a 1 MW. Los círculos grandesmuestran los parques con potencia superior a los 10 MW.

Figura 12. Mapa de centrales eólicas en España

En algunas Comunidades Autónomas se ha combinado la existencia de buenos potencialeseólicos con una apuesta muy decidida por este tipo de energía:

• Navarra pretende lograr un alto porcentaje de autoabastecimiento energético coneste y otros procedimientos

• En las Islas Canarias son una opción muy rentable para la producción de energíaeléctrica, a veces en conexión con el abastecimiento de agua potable cuando losaerogeneradores alimentan a las instalaciones de desalinización.

• La mayor potencia instalada se encuentra en Galicia, donde la energía eléctricaproducida por aerogeneradores es ya un porcentaje sustancial del total producido enla Comunidad. Hay que tener en cuenta que su potencial eólico aprovechable es elmayor de España.


36

• El crecimiento de la electricidad eólica en Castilla-La Mancha está siendo muyrápido. Ha pasado de 174 aerogeneradores en 1999 a 457 instalados en 2000.También en Castilla y León y Aragón está cobrando importancia esta manera deproducir electricidad.

En el mapa de la figura 13 se indica la potencia eólica instalada por ComunidadesAutónomas en el año 2000.

Figura 13. Potencia eólica instalada por Comunidades Autónomas (MW)

2.3.5 Centrales Solares

La radiación solar es el recurso energético más abundante del planeta. El flujo solar puedeser utilizado para suministrar calefacción, agua caliente o electricidad.

La generación de electricidad a partir de la radiación solar se puede conseguir mediantedos diferentes esquemas tecnológicos: la conversión directa por medio de paneles de celdasfotovoltaicas, y la conversión indirecta, por medio de ciclos de vapor.

2.3.5.1 Centrales Solares Fotovoltaicas

Las centrales fotovoltaicas producen electricidad sin necesidad de turbinas ni generadores,utilizando la inestabilidad electrónica de elementos como el Silicio, para provocar, con elaporte de luz solar, una corriente eléctrica capaz de ser empleada para cargar baterías oacumuladores, los que a su vez pueden transferir energía a aparatos eléctricos.

La clave del funcionamiento de las células fotovoltaicas está en la disposición en forma desándwich de materiales dopados de diferente forma, de manera que unos tengan exceso deelectrones y otros, por el contrario, "huecos" con déficit de electrones. Los fotones de la


37

luz solar portan una energía que arranca los electrones sobrantes de una capa y los hacemoverse en dirección a los "huecos" de la otra capa.

El resultado es la creación de flujo de electrones excitados, y por lo tanto, un voltajeeléctrico. Este voltaje conseguido es muy pequeño: por ejemplo, una iluminación con unapotencia de 1 kW por metro cuadrado genera apenas un voltaje de 0,5 voltios.

La solución consiste en conectar en serie gran número de células: en el ejemplo anterior,conectando 36 células obtendremos una tensión de 18 voltios. Conectando gran número decélulas, podremos alcanzar el voltaje que deseemos.

Como vemos cabe considerar que para obtener niveles significativos de energía eléctricacomo para abastecer poblados o ciudades, se requerirían extensiones muy grandes deterreno cubierto con colectores solares planos de celdas fotovoltaicas. Este sistema plantea,por lo tanto, problemas como el impacto visual de los colectores y el excesivo precio queactualmente alcanzan los dispositivos fotovoltaicos.

Figura 14. Central fotovoltaica instalada en la fachada de un edificio

El colector solar plano es la aplicación más común de la energía radiante del sol. Paísescomo Japón, Israel, Chipre o Grecia han instalado varios millones de unidades.

Los paneles de celdas fotovoltaicas se emplean en muchas instalaciones ubicadas enlugares de difícil acceso, donde no llegan las líneas de los sistemas de transmisión de lasempresas eléctricas, como por ejemplo, faros, observatorios, etc.

En la práctica, muchas instalaciones fotovoltaicas son pequeñas y se usan para propósitosespecíficos: por ejemplo, para apoyar el suministro eléctrico de una casa, o paraseñalizaciones de carretera. Pero también existen algunas grandes instalaciones más omenos experimentales.


38

2.3.5.2 Centrales Solares Termoeléctricas

La radiación solar también se puede usar para la generación de electricidad a partir de sucaptación en gran escala y su concentración sobre una caldera mediante espejos especiales(heliostatos), de modo de producir vapor de agua capaz de accionar turbinasconvencionales de vapor como las de cualquier central termoeléctrica de combustible fósilo nuclear. Se trata entonces de una central solar termodinámica, para distinguirla de lacentral solar fotovoltaica.

En la figura 15 se puede apreciar el campo de heliostatos y la torre que alberga la caldera,las turbinas, los condensadores y generadores.

Figura 15. Central termoeléctrica

En este tipo de centrales, los heliostatos se mantienen constantemente en seguimiento delSol durante el día, y reflejando la radiación captada hacia la caldera de la central, gracias aun mecanismo computarizado. También en este tipo de central solar, como en lafotovoltaica, se necesita dedicar grandes extensiones de terreno al campo de heliostatos,para producir una cantidad significativa de electricidad.

Figura 16. Central termoeléctrica en el desierto Mojave (California)

En total, las instalaciones cubren más de 750 hectáreas y generan 354 MW de electricidad,lo que es suficiente para abastecer 170.000 hogares.

Los espejos curvos siguen la trayectoria del sol, concentrando su luz en unos tubos quecontienen un aceite sintético que se calienta hasta casi 400 C.


39

El calor se usa para producir vapor, que genera electricidad a través una turbina acoplada aun generador.

2.3.5.3 Centrales Solares en España

La elevada cifra de potencia fotovoltaica instalada en Andalucía se debe a las numerosasinstalaciones de pequeño tamaño realizadas dentro del plan de electrificación rural. Castillala Mancha refleja la presencia de la única central fotovoltaica de gran tamaño existente ennuestro país (la central de Toledo), con una potencia de 1 MW. Están en fase, más o menosavanzada, los proyectos de instalaciones de centrales de tamaño similar o mayor.

Figura 17. Potencia instalada en energía fotovoltaica por Comunidades Autónomas (MW)

2.3.6 Centrales Geotérmicas

Las centrales geotérmicas generan electricidad a partir de la explotación de yacimientosgeotermales que existen en algunos lugares del planeta. El recurso primario puede consistiren agua caliente o en vapor a alta temperatura, acumulados en formaciones geológicassubterráneas a las que se accede mediante pozos perforados en la corteza terrestre contécnicas similares a las de las empresas petroleras.

Los yacimientos geotérmicos suelen dividirse en tres categorías: yacimientos de altatemperatura, con un flujo de calor a temperaturas de entre 150 y 350°C, comúnmenteacompañados de manifestaciones como vertientes termales, suelo de vapor, fumarolas, etc.;yacimientos de baja temperatura, con un flujo de calor de hasta 150°C, y yacimientos deroca caliente, sin fluido térmico.

Para la utilización práctica de la energía geotérmica es necesaria la presencia deyacimientos de agua cerca de estas zonas calientes.


40

Figura 18. Yacimiento geotérmico

Esta realidad a veces se pone de manifiesto de forma natural y violenta por fenómenoscomo el vulcanismo o los terremotos. Pero, el hombre también puede aprovechar estafuente de calor extrayéndolo mediante perforaciones y transfiriéndolo hacia calderas ohacia turbinas de vapor.

En lugares como Lardarello, Italia, o en Nueva Zelandia y en Costa Rica, la energíageotérmica es una fuente importante de abastecimiento de electricidad.

De hecho, las centrales geotérmicas proveen sobre 44 billones de kWh de electricidadanualmente a través del mundo y la capacidad mundial crece en aproximadamente 9% alaño.

Para producir energía eléctrica desde recursos geotérmicos, ya sea que se trate de depósitossubterráneos de vapor o de agua caliente, estos son explotados, de tal forma que, al salir ala superficie, el vapor hace rotar las turbinas y se genera la electricidad. Típicamente, elagua se devuelve al terreno para recargar el depósito y completar el ciclo renovable de laenergía. Asimismo, los depósitos subterráneos se explotan para uso directo en ciertasaplicaciones.

Desde el punto de vista de contaminación atmosférica, las plantas geotérmicas tienen unaventaja inherente sobre las a petróleo y las de carbón, pues no hay combustión de ningúntipo. El agua geotérmica a veces contiene sales y minerales disueltos cuyo tratamientoulterior puede plantear alguna dificultad.

Las plantas de vapor seco fueron el primer tipo de plantas geotérmicas (Italia 1903). En losGéisers de California del Norte, se encuentra la planta más grande del mundo. Esta plantautiliza el vapor que viene directo de los pozos en el terreno, y lo dirige directamente a laturbina para poder producir electricidad.

Las plantas de vapor a destellos, que son las más comunes, usan agua a una temperaturasuperior a 182°C.


41

Esta agua muy caliente es bombeada a alta presión hacia el equipo en la superficie, dondela presión se baja repentinamente permitiendo que parte del agua caliente "destelle" envapor.

El vapor se usa entonces para mover el generador. El agua caliente y vapor restantes soninyectados nuevamente al depósito.

La energía geotérmica de alta temperatura existe en las zonas activas de la corteza terrestre(zonas volcánicas, límites de placas litosféricas, dorsales oceánicas).

A partir de depósitos de agua cuya temperatura está comprendida entre 150 y 400ºC, seproduce vapor en la superficie que, al ser enviado a las turbinas, genera electricidad.

Se requieren varios parámetros para que exista un campo geotérmico: un techo compuestode una cobertura de rocas impermeables; un deposito, o acuífero, de permeabilidadelevada, ente 300 y 2000 m de profundidad; rocas fracturadas que permitan una circulaciónconvectiva de fluidos, y por lo tanto la transferencia de calor de la fuente a la superficie, yuna fuente de calor magmático (entre 3 y 10 km de profundidad a 500 o 600ºC).

La explotación de un campo de estas características se hace por medio de perforaciones,según técnicas casi idénticas a las de la extracción del petróleo.

Tales modelos se dan en Italia (desde 1903 en Larderello, cuyas centrales poseen unapotencia eléctrica actual de 400 MW), en Nueva Zelanda, en Japón, en Filipinas, enE.U.A.(en California, el campo The Geysers supera los 900 MW) y en México.

2.3.6.1 Centrales Geotérmicas en España

En España no existe en la actualidad ninguna central geotérmica, aunque se estánrealizando estudios para poder realizar una en el Teide en Tenerife.

2.3.7 Centrales de Biomasa

El término biomasa incluye toda materia viva existente en un momento determinado en laTierra. Desde el punto de vista energético, se considera biomasa la materia orgánica deorigen vegetal o animal, obtenida de manera natural o procedente de sus transformacionesartificiales, susceptible de ser utilizada con finalidades energéticas.

Para la transformación de la biomasa en energía eléctrica se utilizan, básicamente, doscaminos:

- Combustión de la biomasa en una caldera adecuada a la producción devapor que acciona un grupo turboalternador.

- Transformación de la biomasa en combustibles gaseosos medianteprocedimientos bioquímicos y termoquímicos, que generalmente se utilizanpara alimentar motores alternativos o turbinas de gas que accionen sucorrespondiente alternador.


42

En España existen muy pocas instalaciones de este tipo.

2.3.8 Centrales de Residuos Urbanos

Se consideran residuos sólidos urbanos (RSU) los generados por la actividad doméstica enlos núcleos de población o zonas de influencia.

Las opciones de valoración energética, aunque desde el punto de vista medioambiental noson la mejor solución, pueden ayudar a resolver el problema del aprovechamiento deresiduos. Las posibilidades de valorar energéticamente las RSU se concretan en:

- Aprovechar el biogás, obtenido en la fermentación de la materia orgánica,de los residuos de los contenedores.

- Recuperar la energía térmica de la combustión en los procesos deincineración de residuos.

2.3.8.1 Centrales de Residuos Urbanos en España

La pauta de distribución de las centrales de residuos refleja, sobre todo, la existencia degrandes núcleos urbanos con sistemas centralizados de disposición de basuras (áreasmetropolitanas de Bilbao, Barcelona, Madrid y Mallorca) que han optado por esta forma devalorización de sus residuos. Cataluña es la comunidad con más concentración de este tipode instalaciones.

Figura 19. Mapa de centrales de residuos urbanos en España

La figura 19 indica las centrales eléctricas alimentadas por residuos urbanos, conindicación de su potencia instalada en MW.


43

El aprovechamiento del biogás que produce la descomposición de la materia orgánica enlos vertederos, es otra forma de extraer electricidad de los residuos urbanos. Existenalgunas plantas en funcionamiento en Barcelona, Murcia y Sevilla, y recientemente se hainformado de la próxima instalación de un grupo para producir electricidad en el granvertedero de Valdemingómez (Madrid), que fue clausurado en 1999. La instalación tendráuna potencia de 19 MW.

2.3.9 Evolución de las Energías Renovables en España

La producción de electricidad mediante aerogeneradores es con mucho la modalidad demás rápido crecimiento. En diez años ha pasado de ser testimonial a representar la cuartaen importancia, tras la producción térmica convencional, térmica nuclear e hidroeléctrica.Las previsiones del Plan de Fomento de las Energías Renovables apuntan a que se colocaráprácticamente a la par con la hidroelectricidad en el año 2012.

También crece, más paulatinamente, la producción eléctrica en centrales de biomasa.

La generación de electricidad en incineradoras de residuos sólidos también aumenta poco apoco, pero a un ritmo más lento del previsto.

La producción fotovoltaica crece sostenidamente, pero a un ritmo lento, y su contribuciónes mínima. No se prevé que sea un porcentaje importante de la producción de electricidad amedio plazo.

En la gráfica podemos ver la evolución entre 1990 y 2000 de la producción de electricidadpor diversas modalidades.

Gráfica 7. Evolución entre 1990 y 2000 de la producción de energía


44

La escala logarítmica sirve para poner de relieve la escasa importancia en términosabsolutos de las nuevas energías renovables (eólica, biomasa, fotovoltaica y residuosurbanos).

No obstante, se ve con claridad que tienen un crecimiento mayor que las "tres grandes"(térmica convencional, nuclear y gran hidroeléctrica). La electricidad eólica es la que subecon mayor rapidez.

2.3.10 El Proyecto ITER

El Proyecto ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor) es un proyecto decolaboración internacional para el desarrollo de la fusión nuclear en el que están trabajandocientíficos e ingenieros de Japón, Canadá, Europa y Rusia. Recientemente se haincorporado al proyecto Estados Unidos.

La misión del ITER es demostrar la viabilidad científica y tecnológica del uso de la fusiónnuclear con fines pacíficos. El ITER será el primer dispositivo de fusión que produzcaenergía térmica a nivel de una central eléctrica. Constituirá el mayor avance para elprogreso de la ciencia y la tecnología de fusión. Además será el elemento clave en laestrategia para conseguir demostrar la viabilidad de una planta de generación eléctrica enun solo paso experimental.

Actualmente cuatro países han presentado sedes para albergar el proyecto Japón(Rokkasho), Canadá (Clarington), Francia (Cadarache) y España (Vandellós).

Finalmente de estas cuatro sedes tan sólo se presentaron a la elección final tres de ellas,puesto que la Unión Europea quiere presentar una candidatura única porque opina que deesta forma tiene más posibilidades de ser elegida.

Por lo tanto las sedes de Francia y España deberán pasar una elección previa antes de ladecisión final.

Si finalmente este proyecto se adjudicase a la sede española, Tarragona reforzaría aún mássu situación, ya de por sí importante, en el marco de la energía eléctrica en España y, dadala importancia del proyecto, ocuparía un lugar determinante a nivel mundial.

Este proyecto está realizado en el mes de julio del 2003, por lo que en el momento deentregar el mismo podrían haberse producido diversas variaciones en la informacióncomentada.

2.3.10.1 La Fusión Nuclear

La fusión nuclear se produce cuando dos núcleos de elementos ligeros (como el hidrógeno)se fusionan para dar lugar a elementos pesados, desprendiendo una enorme cantidad deenergía. Para que los núcleos fusionen son necesarias condiciones de muy alta temperaturay de muy alta presión.


45

En la fusión nuclear, para iniciar, sostener y controlar el plasma (gas eléctricamentecargado) en el que ocurre la fusión, es necesario disponer de un contenedor magnético queimpida que la materia toque las paredes del reactor.

Figura 20. Prototipo de electroimán japonés

Los combustibles que se van a usar son el deuterio y el tritio (dos isótopos del hidrógeno).El deuterio se produce naturalmente en el agua del mar. El tritio no se producenaturalmente, pero puede ser generado en un sistema de fusión cuando el elemento ligero,litio, absorbe los neutrones producidos en la reacción de fusión. Los recursos mundiales delitio son abundantes.


46

2.4 Intercambios Internacionales

La tabla 3 nos muestra los saldos de intercambio de energía eléctrica con otros paísesdesde el año 1945 hasta el año 2001. Los países con los que España ha realizadointercambio de energía eléctrica durante este período de tiempo son Francia, Portugal,Andorra y Marruecos.

Como se observa en la gráfica en el año 1945 tan sólo se realizaron intercambios conAndorra. De 1946 a 1949 solamente se realizaron intercambios con Portugal. Losintercambios con Francia se iniciaron en 1950. No será hasta 1997 que se realizanintercambios con Marruecos.

Año Francia Portugal Andorra Marruecos Total

1945 0,0 0,0 58,2 0,0 58,2

1946 0,0 9,2 0,0 0,0 9,2

1947 0,0 47,5 0,0 0,0 47,5

1948 0,0 46,0 0,0 0,0 46,0

1949 0,0 51,1 0,0 0,0 51,1

1950 4,5 0,0 54,3 0,0 58,7

1951 8,5 0,0 65,3 0,0 73,8

1952 15,7 0,0 63,8 0,0 79,5

1953 4,7 -1,1 78,4 0,0 82,0

1954 81,3 0,0 48,9 0,0 130,2

1955 59,7 -2,2 77,4 0,0 134,9

1956 -159,6 0,0 56,3 0,0 -103,2

1957 -4,6 0,0 46,7 0,0 42,1

1958 -18,5 0,0 50,2 0,0 31,7

1959 -201,2 0,0 38,9 0,0 -162,3

1960 -163,5 0,0 26,7 0,0 -136,7

1961 -255,2 0,1 23,6 0,0 -231,5

1962 -228,1 -23,7 15,7 0,0 -236,1

1963 -893,2 54,0 22,3 0,0 -816,9

1964 -1.575,8 13,1 7,7 0,0 -1.555,0

1965 -223,4 -432,4 22,8 0,0 -633,0

1966 -2.334,8 11,1 16,1 0,0 -2.307,5

1967 -1.427,1 54,4 11,4 0,0 -1.361,4

1968 -1.685,6 -67,4 6,1 0,0 -1.746,9

1969 -2.309,8 -22,8 0,3 0,0 -2.332,3

1970 -1.481,2 -17,5 -14,8 0,0 -1.513,5

1971 -2.306,2 -178,1 -10,7 0,0 -2.495,0

1972 -1.794,6 -38,9 -10,6 0,0 -1.844,1

1973 -1.929,2 -54,6 -32,9 0,0 -2.016,7

1974 -1.055,1 -53,7 -25,7 0,0 -1.134,6

1975 -388,4 -200,0 -26,9 0,0 -615,3

1976 976,3 -1.718,1 -34,7 0,0 -776,5


47

1977 -1.461,5 553,1 -29,6 0,0 -938,0

1978 -1.693,9 211,1 -48,6 0,0 -1.531,4

1979 -1.626,8 194,1 -57,7 0,0 -1.490,4

1980 524,5 -1.827,9 -78,6 0,0 -1.381,9

1981 1.664,8 -3.055,6 -57,1 0,0 -1.447,9

1982 -11,5 -2.968,6 -44,9 0,0 -3.025,1

1983 1.285,2 -1.315,7 -70,9 0,0 -101,5

1984 3.098,6 -711,6 -72,8 0,0 2.314,3

1985 1.280,4 -2.245,8 -109,2 0,0 -1.074,6

1986 749,0 -1.885,1 -120,1 0,0 -1.256,2

1987 1.587,9 -3.024,4 -95,8 0,0 -1.532,4

1988 1.194,8 -2.390,1 -126,6 0,0 -1.321,9

1989 -623,4 -1.164,5 -31,6 0,0 -1.819,5

1990 -363,8 -37,1 -18,6 0,0 -419,6

1991 -535,8 -92,0 -48,9 0,0 -676,6

1992 2.010,8 -1.341,1 -28,5 0,0 641,1

1993 1.584,7 -175,2 -142,5 0,0 1.267,0

1994 2.851,2 -886,9 -109,2 0,0 1.855,1

1995 5.510,5 -914,1 -109,9 0,0 4.486,5

1996 2.297,8 -1.110,9 -127,4 0,0 1.059,4

1997 59,7 -2.897,0 -104,9 -130,6 -3.072,9

1998 4.519,2 -272,7 -139,1 -705,6 3.401,9

1999 6.885,2 854,4 -210,7 -1.810,6 5.718,3

2000 7.906,4 -938,8 -272,0 -2.263,1 4.432,5

2001 5.551,6 -265,3 -248,4 -1.580,0 3.458,0

Total 24.961,0 -30.385,6 -1.926,8 -6.489,9 -13.841,3

Tabla 3. Intercambios Internacionales de Energía Eléctrica (GWh)

Ø Francia y Portugal son los países con los que España ha intercambiado, teniendo encuenta la exportación e importación, mayor cantidad de energía eléctrica duranteestos años, 143.767,6 GWh y 117.448,8 GWh respectivamente.

Ø Marruecos, aún y el corto período de tiempo que lleva intercambiando energía, haintercambiado más que Andorra, 6.493,8 GWH por 3.805,9 GWh.

Ø El saldo total con Francia es positivo, lo cual significa que hemos importado mayorcantidad de energía eléctrica de la que hemos exportado.

Ø Hasta 1979 España exportaba a Francia más energía de la que importaba, pero apartir de ese año se invirtió esa situación. Y aunque en algunos años el saldo ha sidonegativo, por lo general la importación de energía superaba a la exportación.

Ø Con Portugal son muy pocos los años en los cuales el saldo haya sido positivo.Desde 1980 tan sólo ha habido un año (1999) en el cual se haya importado másenergía eléctrica con Portugal de la que se exportó.


48

En la gráfica 8 podemos apreciar lo que acabamos de comentar.

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

1945 1949 1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Francia

Portugal

Gráfica 8. Intercambios internacionales de energía eléctrica con Francia y Portugal (1945-2001)

La evolución de los intercambios con Andorra y Marruecos la podemos ver en la gráfica 9.

-2.500

-2.000

-1.500

-1.000

-500

0

500

1945 1949 1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Andorra

Marruecos

Gráfica 9. Intercambios internacionales de energía eléctrica con Andorra y Marruecos (1945-2001)

Ø Andorra es el país con los intercambios de energía más bajos. Hasta 1970 el saldofue siempre positivo. A partir de ese año el saldo se ha mantenido negativo.


49

Ø Con Marruecos pese al poco tiempo en que se lleva realizando intercambios deenergía, las cantidades de energía que se intercambian están siendo considerables.En este período de tiempo el saldo siempre ha sido negativo.

Mientras que para Francia el saldo total es positivo, para el resto de países el saldoresultante es negativo. Además si cogemos el balance total con los cuatro países el saldoresultante es negativo. Esto quiere decir que en el global de los intercambiosinternacionales de energía eléctrica, España ha exportado mayor cantidad de energíaeléctrica de la que ha importado.

La gráfica 10 nos muestra la evolución que ha seguido el saldo total de intercambiosinternacionales.

-8.000

-6.000

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1945 1949 1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Saldo

Exportación

Importación

Gráfica 10. Intercambios internacionales de energía eléctrica (1945-2001)

En todos estos años el saldo de los intercambios ha variado considerablemente y de un añoa otro. En los años iniciales los saldos se mantienen muy bajos. A partir de 1959 entramosen un período con saldos siempre negativos y variaciones notables.

No será hasta 1992 que se producirá un saldo positivo. Para a partir de ese año mantenersesiempre con saldos positivos exceptuando el año 1997.


50

2.5 Marco Legal

2.5.1 El Sistema Eléctrico previo a 1998

Como hemos comentado en el punto anterior el marco legal en Cataluña varió a partir del 1de enero de 1998 con la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre de 1997.Anteriormente el sistema eléctrico se regía por un modelo más tradicional con fuerteintervención pública.

La energía eléctrica es un elemento básico tanto para el desarrollo de las actividadeseconómicas de un país, como para el bienestar de sus habitantes. Por ello, la electricidadestá regulada por los gobiernos correspondientes. Esta regulación se realiza, básicamente, através de políticas de planificación de los medios de generación y transporte y delestablecimiento de la tarifa eléctrica.

Este modelo tradicional se basaba en estructuras empresariales fuertemente estabilizadas yde actividades verticalmente integradas, que abarcaban todas las formas de producción,transporte, distribución y suministro.

En este marco regulatorio, el estado solía dar a una empresa la concesión de un serviciopúblico en régimen de monopolio, con la obligación de dar servicio a todos lospeticionarios al menor precio posible.

Este modelo estructural de la industria eléctrica de la mayoría de países empezó a cambiaren los primeros años de la década de los noventa, cuando se ponen en marcha los procesosde privatización de las empresas públicas y de gradual liberación en las actividades degeneración y comercialización de energía eléctrica.

La evolución del marco regulatorio en España ha sido muy parecida a la de la mayoría delos países del entorno europeo y seguía las líneas fundamentales del modelo tradicional.

Las distintas actividades de negocio de la energía eléctrica eran remuneradas a lasempresas titulares según costes estándares. Este método garantizaba a las empresasdeterminados niveles de recuperación de los costes fijos, aunque a muy largo plazo.

En este marco regulador existían unas tarifas únicas fijadas con carácter anual que, comose calculaban en base a costes estándares, garantizaban la recuperación de la inmensamayoría de los costes dado que se hacían correcciones a final de año para tener en cuentalas desviaciones que los diversos parámetros económicos básicos habían sufrido respecto aprevisiones iniciales. Estas derivaciones eran tenidas a la hora de calcular la tarifa del añosiguiente.

La Administración era quien realizaba una planificación centrada de la nueva capacidad,mediante la existencia de unos Planes Eléctricos dentro de la Planificación EnergéticaNacional. De esta forma se conseguía garantizar el suministro de un servicio consideradoestratégico.

La explotación era unificada y existía tan sólo un único agente capacitado para realizarintercambios internacionales, la Red Eléctrica de España.


51

Este marco regulador presentaba unas posibilidades de gestión muy limitadas desde elpunto de vista de los consumidores.

El conjunto de normas que regulaban desde 1988 a 1997 las tarifas eléctricas sedenominaban como Marco Legal Estable (MLE). En estas normas se detallaba el métodode cálculo para el precio medio de la energía eléctrica.

El MLE estaba basado en la asignación de valores estándares a cada uno de los costes a losque debían hacer frente las empresas eléctricas para efectuar el suministro. Podría decirseque estos costes estándares serían, de forma general, según la Administración los quehabrían tenido que afrontar dichas empresas si hubieran realizado una gestiónrazonablemente eficaz de sus recursos.

Una vez establecidos por la Administración los valores estándares para cada una de lasinstalaciones de producción, transporte y distribución del sector eléctrico, ésta secomprometía a garantizar la total recuperación del mismo a lo largo de la vida útil de lasinstalaciones (25 años para centrales termoeléctricas clásicas y nucleares y 65 años en elcaso de las hidroeléctricas).

A su vez, cada año se calculaban unos costes variables tales como los derivados delconsumo de combustibles, personal, mantenimiento de las instalaciones, etc.

Algunos parámetros que influían en la determinación de la tarifa, como la demanda deenergía eléctrica, y algunos costes variables no podían tener la consideración de valoresestándares. Por ello se incluía un sistema de corrección de las desviaciones que se podíanproducir entre las estimaciones iniciales de los costes y parámetros no estándares y losvalores reales que finalmente tenían al término del ejercicio. De forma que los excesos odefectos de estos valores eran compensados en las modificaciones de las tarifas que seaprobaban en ejercicios posteriores.

La suma de costes fijos y variables, a recuperar cada año, dividida entre la demandaeléctrica estimada para el mismo, determinaba el precio medio que debía tener el kWh paraque las empresas titulares recuperaran sus costes.

2.5.2 Sistema Eléctrico a partir del 1 de Enero de 1998

En diciembre de 1996 se firma por parte de la Administración y las empresas eléctricasespañolas el Protocolo para el Establecimiento de una Nueva Regulación del SistemaEléctrico Nacional (conocido como Protocolo Eléctrico).

Este Protocolo incluía un paquete de medidas de liberalización y competencia queconstituyeron una referencia muy importante para el establecimiento de la Ley del SectorEléctrico.

Además de este Protocolo, este nuevo Sistema Eléctrico tiene otro referente a nivelnacional que es la Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN) dediciembre de 1994. En el ámbito de la Unión Europea hay numerosas iniciativasdesreguladoras pero, fundamentalmente, deben citarse la Directiva 90/547/CEE relativa alTránsito de Electricidad por las grandes redes de 1990 y la Directiva 96/92/CE sobreNormas Comunes para el Desarrollo del Mercado Interior de la Electricidad, aprobada el


52

19 de diciembre de 1996. Además se han tenido en cuenta los procesos de liberalizacióneléctrica realizados en numerosos países europeos.

Esta iniciativa no responde sólo al ámbito estatal o al de la Unión Europea, sino que desdehace ya varios años, un conjunto amplio de países desarrollados de diferentes zonas delmundo pusieron en marcha procesos de reestructuración de su sistema eléctrico siguiendolos mismos criterios. Entre otros países se hallan, Noruega, Nueva Zelanda, Argentina,EE.UU., Canadá y Australia.

En el proceso que derivó en la redacción de esta nueva ley para el sistema eléctrico seestablecieron unas nuevas reglas para las actividades de producción, transporte,distribución y comercialización de electricidad. En este proceso son más las cosas quecambian del antiguo sistema que las que permanecen. Es por ello, que se puede afirmar queel 1 de enero de 1998 se inició la implantación y desarrollo de un nuevo Sistema Eléctrico.

Este nuevo sistema se basa en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre de 1997, aprobada porel Parlamento español, y en la nueva normativa que se está desarrollando.

Esta nueva normativa supone una radical transformación del sector eléctrico español,introduciendo la competencia en las actividades de generalización y comercialización. Estovaría conceptualmente la regulación existente en periodos precedentes.

La nueva ley obedece a las tendencias liberalizadoras predominantes, pero a su vezresponde a la necesidad de incorporar la Directiva 96/92/CE de la Unión Europea sobre“Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad”.

El fin básico de esta ley responde a objetivos tradicionales tales como garantizar elsuministro y calidad de éste al menor coste posible, pero en la exposición de motivos yadeja claro sus propósitos de fondo, y se asienta en el convencimiento de que el logro detales objetivos “no requiere de más intervención estatal que la propia regulación específicasupone”, sin considerar necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio de ningunade las actividades que desarrolla el sector eléctrico.

Los principios básicos del nuevo Sistema Eléctrico son la implantación de criterios deliberalización y competencia, de forma compatible con la conservación del medio ambientey la seguridad del suministro eléctrico, al que se define como “esencial para elfuncionamiento de nuestra sociedad”.

El desarrollo práctico de las medidas contenidas en Ley del Sector Eléctrico supone pasarde un sistema eléctrico fuertemente intervenido por los poderes públicos, a un sistema en elque las actividades eléctricas se realizan sobre la base de criterios de mercado, sin otraslimitaciones que las que imponen determinados factores técnicos, económicos y materialesal transporte y la distribución de electricidad.

El objetivo principal que se formula con la implantación del nuevo sistema eléctrico esincrementar la calidad del servicio y la competitividad de los precios de la electricidad. Suplanteamiento básico es que las medidas de liberalización y la competencia, unidas a lacapacidad de gestión de las empresas eléctricas permitirán conseguir tal objetivo.


53

Son varias e importantes las características fundamentales del proceso de liberalización ycompetencia del nuevo Sistema Eléctrico.

En esta Ley se sustituye el concepto de servicio público por la expresa “garantía desuministro eléctrico a todos los consumidores” dentro del territorio español.

La explotación unificada del sistema eléctrico deja también de ser un servicio público detitularidad estatal, siendo ejercido por una empresa (Red Eléctrica de España).

La tradicional planificación estatal de las centrales eléctricas desaparece, siendo sustituidapor la libertad de instalación sometida solamente a autorizaciones administrativas. Noobstante, el gobierno puede establecer una planificación indicativa en esta área.

Tan sólo el desarrollo y refuerzo de la red de transporte quedan sujetos a la planificacióndel Estado y condicionados por las exigencias de la planificación urbanística y de orden deterritorio.

Se establece el principio de la separación jurídica entre actividades reguladas y actividadesno reguladas. Entre las primeras se encuentra el transporte y distribución de la electricidad,y las no reguladas son la generación y la comercialización.

El funcionamiento de las centrales generadoras deja de estar sometido a una gestióneconómica conjunta del sistema bajo el principio de su optimización teórica.

En su lugar, la utilización de tales centrales pasa a basarse en las decisiones de sustitulares, en el marco de un mercado mayorista organizado de producción eléctrica.Consecuentemente con ello, la retribución de las actividades de generación deja de hacerseen función de los valores estándares de los costes reconocidos de dichas actividades,pasando a asentarse en los resultados del mercado mayorista.

Se establece en la nueva Ley el Derecho de Acceso a Terceros a las redes de transporte ydistribución, que pasan a considerarse monopolio natural en razón de la eficienciaeconómica que representa la existencia de una red única “que se pone a disposición de losdiferentes sujetos del sistema eléctrico y de los consumidores”.

La retribución económica de estas actividades seguirá siendo fijada administrativamente.

La comercialización se identifica plenamente como actividad singularizada en la nueva ley,con arreglo a los principios de libertad de contratación y elección de suministro por elcliente, pero sometida a criterios de gradualidad en su implantación. El plazo previsto enprincipio para que tal libertad llegue a todos los clientes se fijó en diez años, aunqueposteriormente este plazo ha sido acortado por el gobierno.

Se especifica también en la nueva ley la libertad para comprar o vender electricidad aempresas o consumidores de otros países de la Unión Europea.


54

2.6 Desestacionalización de Series

En primer lugar, se estudiará la desestacionalización de una serie temporal, lo quepermitirá hacer comparaciones entre dos estaciones sucesivas. Muchas veces la influenciadel factor estacional (mensual, trimestral, cuatrimestral, semestral, etc.) actúa como unamáscara que impide captar adecuadamente la evolución del fenómeno objeto de estudio.Como ejemplo, supóngase que estamos analizando la variación experimentada por elíndice de producción industrial entre los meses de agosto y septiembre de 1993. Tomandocomo base la media del año 1990=100, el índice de agosto de 1993 es 56,9, pasando enseptiembre de ese mismo año a 97,1; inmediatamente se deduce que la variación entreestos dos meses es de un 70,75%. Aparentemente, y en una primera aproximación, éste esun crecimiento sensacional, que debería hacer saltar de alegría al Ministro de Industriacorrespondiente. Sin embargo, cuando se examinan estos dos datos con mayorprofundidad, se observa que el dato de agosto es anormalmente bajo como consecuencia delas vacaciones estivales; más precisamente, deberíamos haber dicho que el dato de agostoes estacionalmente bajo. En este caso, la estacionalidad actúa como un velo muy tupidoque impide hacer cualquier otro tipo de consideración sobre la variación experimentada; esdecir, no son comparables ambos datos. La desestacionalización de una serie temporalequivale a la eliminación de ese velo, permitiendo realizar comparaciones entre estaciones–en este caso, meses- consecutivas.

En otras ocasiones, más que comparar estaciones consecutivas, lo que interesa es realizarpredicciones de series temporales. Naturalmente, cuando estas series son mensuales,trimestrales, suelen estar afectadas por el factor estaminal, por lo que es preciso tenerlo encuenta a la hora de la predicción.

Los componentes de una serie pueden estar integrados de forma aditiva o multiplicativa.La mayor parte de las series siguen un esquema multiplicativo.

La desestacionalización de las series estudiadas se ha realizado mediante el método de larazón a la media móvil. Este método es el más utilizado en la práctica. Aunque la finalidadde este método es la obtención de series desestacionalizadas, también se puede utilizar pararealizar predicciones de manera muy sencilla.

2.6.1 El Método de la Razón a la Media Móvil

Este método toma como referencia el esquema multiplicativo que puede expresarse de lasiguiente forma:

t t t t tY T C E I= × × × (1)

El objetivo de este método es aislar, o más precisamente estimar el componente estacionalEt.

Respecto al comportamiento de Et, a lo largo del tiempo vamos a adoptar el supuesto deestacionalidad estable.

El supuesto de estacionalidad estable es el más simple. En este caso no se admite que elfactor estacional pueda cambiar al pasar de un año a otro. Designando por L la longitud del


55

período estacional (si los datos son mensuales, L=12; si los datos son trimestrales, L=4),cuando la estacionalidad es estable se debe verificar que el componente estacional tome elmismo valor en años sucesivos para la misma estación.

A efectos de notación distinguiremos entre el esquema teórico que viene dado por Ec.1, ylas estimaciones que se vayan haciendo de los distintos componentes, a las que se aplicaráun círculo en el signo de producto ( ⊗ ).

Las fases para la aplicación de este método son las siguientes:

1.- Obtención de una media móvil de orden estacional

Una media móvil de orden estacional, es decir de orden L, simétrica vendrá dada por

/ 2

( /2) 10,5( ) , 1,...,

2 2 2

L

t ii L

t

YL L L

MM L t NL

+=− +

+ = = + −

∑(2)

En la expresión anterior se ha considerado que L es par. Este es el supuesto más normal, yes el que corresponde a datos mensuales (L=12) o datos trimestrales (L=4). Así, porejemplo, para L=4, el primer valor de la media móvil se asigna al punto (L/2) + 0,5 = 2,5,tomando el valor:

1 2 3 42,5(4)

4Y Y Y Y

MM+ + +

=

Como puede verse con carácter general en la Ec.1 el punto medio de las observaciones queintervienen en la Ec.2 está situado entre t y t+1, es decir, en el punto t+0,5. También se harepresentado en esta ecuación la media móvil que se obtiene al sustituir t por t-1 en la Ec.2,el punto medio está ahora situado entre t-1 y t. Como el punto medio de estas mediasmóviles no se corresponde exactamente con ninguna observación, se les aplica elcalificativo de medias móviles no centradas.

2.- Obtención de una media móvil centrada

Si a la Ec.2 le aplicamos una media móvil del orden 2 obtendremos una media móvilcentrada, como también puede versa en la Ec.1. Su expresión es la siguiente:

0,5 0,5( ) ( )( 2) ( 1, 2,..., )

2 2 2 2t t

t

MM L MM L L L LMM L t N− ++

× = = + + − (3)

En la nomenclatura utilizada para designar esta móvil aparece entre paréntesis Lx2 paraindicar que hemos aplicado una media móvil de orden 2 sobre otra media móvil de orcenL. El subíndice indica, como siempre, el punto de asignación de la media móvil. Siempleamos el término orden de la media móvil para designar el número de valores de lavariable original que intervienen en su cálculo, diremos que la media móvil Ec.3 es deorden L+1.


56

Si consideramos, por ejemplo, que L=4, entonces, mediante la aplicación de la Ec.3,obtenemos el siguiente resultado para el período t:

0,5 0,5(4) (4)(4 2)

2t t

t

MM MMMM − ++

× =

2 1 1 1 1 2

4 42

t t t t t t t tY Y Y Y Y Y Y Y− − + − + ++ + + + + ++

= =

2 1 1 20,125 0, 25 0, 25 0, 25 0,125t t t t tY Y Y Y Y− − + += + + + + (4)

Como puede verse, la anterior media móvil es de orden L+1=5, en cuanto que intervienen 5valores distintos de Y en su cálculo. Esta media móvil es una media aritmética ponderada,ya que los dos valores extremos tienen un peso que es la mitad del correspondiente a losvalores centrales.

Obsérvese que la primera media móvil de la Ec.3 que se puede calcular corresponde a laobservación (L/2)+1 y la última a la observación N-(L/2). Por tanto, esta media móvilcontiene L datos menos que la serie original.

Cuando L sea impar está claro que las medias móviles de orden L estarán centradasdirectamente.

3.- Obtención de índices brutos de variación estacional (IBVE)

Al tomar una media móvil de orden Lx2, la influencia del componente estacional quedaráeliminada, o atenuada en su mayor parte, ya que en cada media móvil intervienen dos datosde cada una de las estaciones. Por otra parte, al tratarse de un promedio de valoresindividuales, el componente irregular también quedará eliminado en mayor o menormedida al tomar una media móvil de orden Lx2. En consecuencia la expresión Ec.3 sepuede considerar como una estimación de los componentes ciclo y tendencia, es decir:

( 2)t t tT C MM L⊗ = × (5)

Como puede verse, se ha puesto un círculo al signo x para indicar que se estimaconjuntamente el producto tendencia por ciclo.

Si dividimos la serie original por Ec.5 obtenemos:

t t t t tt t

t t t t

Y T C E IE I

T C T C× × ×

= = ⊗⊗ ⊗

(6)

es decir, una estimación conjunta del componente estacional y del componente irregular. Alos valores obtenidos al aplicar Ec.6 se los denomina índices brutos de variación estacional(IBVE). El calificativo de bruto proviene del hecho de que estos índices estáncontaminados por el componente irregular.


57

4.- Obtención de índices de variación estacional sin normalizar

Supongamos que disponemos de información para K años completos. Por tanto, si elnúmero total de observaciones es N y la longitud del período estacional es L, se verificaráque KxL=M. Bajo estos supuestos, para cada estación se dispone de K-1 índices brutos devariación estacional, ya que se pierden L/2 datos al principio y L/2 datos al final, es decir,se pierde un dato de cada estación.

Para cada estación se puede calcular una media de todos los índices brutos disponibles.Así, para la estación h, la media se obtendrá sumando todos los índices brutos de variaciónestacional correspondientes a esa estación y dividiendo por K-1, que es el número de datosdisponibles en cada caso, es decir,

1, 2,...,1

t tt h

h

E IE h L

K∈

⊗= =

−

∑ur(7)

Al haber realizado un promedio de K-1 datos, el componente irregular queda eliminado siK es suficientemente grande. En todo caso, al promediar siempre se atenuará el efecto delcomponente irregular. Por ello, el resultado obtenido en Ec.7 es un índice de variaciónestacional en el que se supone que el componente irregular ha desaparecidocompletamente. De todas formas, estos índices no van a ser los definitivos, ya que se tratade índices no normalizados.

5.- Obtención de índices de variación estacional (IVE)

En esta fase se procede a la normalización de los índices de variación estacional. Antes denormalizar, veamos que significa este término en el presente contexto.

Si suponemos que no existe estacionalidad, entonces en Ec.1 se verificará, que para todo t,que

1tE =

Ahora bien, si existe estacionalidad, esta no debe afectar al nivel de la serie, por lo que esrazonable exigir a los coeficientes de estacionalidad el requisito de que su media sea 1, o,alternativamente, que su suma sea L. Cuando los índices de estacionalidad en un esquemamultiplicativo cumplen este requisito se dice que están normalizados. Los índices devariación estacional normalizados, a los que denominaremos simplemente IVE, se puedecalcular fácilmente aplicando una proporción. Así, si utilizamos el símbolo hE

uur para

designar el IVE de la estación h, su expresión vendrá dada por

1

hh L

jj

LE E

E=

=

∑

ur(8)

En algunas ocasiones, los IVE, así como los IBVE, se representan medidos en porcentaje,lo cual equivale a multiplicar la fórmula anterior por 100.


58

6.-Desestacionalización

Como ya se ha indicado, el objetivo de la desestacionalización es, en general, la obtenciónde cifras mensuales- o trimestrales, o de otra periodicidad, según los casos- que seancomparables entre sí para poder analizar con mayor rigor la evolución de un fenómeno acorto plazo.

La serie desestacionalizada se obtiene dividiendo cada valor de la serie original por el IVEcorrespondiente. Así, en el caso de que el período t pertenezca a la estación h, entonces elvalor de la serie desestacionalizada, al que designaremos por Dt, viene dado por

/t t ht

t

YD

E∈= (9)

Naturalmente, si los IVE están expresados en porcentaje, la fórmula anterior también debeir multiplicada por 100.

Los coeficientes de estacionalidad calculados en Ec.8 se pueden utilizar también en laobtención de predicciones. Para ver como se aplica este procedimiento, vamos a considerarel supuesto de que disponemos de una muestra de tamaño T y deseamos realizarpredicciones para los L períodos siguientes. Así cuando los datos son trimestrales y lamuestra comprende años completos se trata de predecir los valores que toma la variable enlos trimestres del primer año postmuestral.

Bajo el supuesto de estacionalidad estable, el predictor vendrá dado por la siguienteexpresión

/ /T m T T m T mY T E+ += 1, 2,...,m L= (10)

donde TT+m/T es la predicción obtenida de la tendencia mediante el ajuste de una función alos datos desestacionalizados. Obsérvese que en la función anterior hemos prescindido delciclo, ya que éste es un componente difícil de predecir.

Para representar la tendencia se selecciona generalmente una función sencilla, como puedeser una recta o una parábola de segundo grado, según cual sea la configuración de la seriedesestacionalizada. Si en la serie original se han tomado previamente logaritmos, puede seradecuado el ajuste de una recta a los datos transformados.

Podría pensarse que la tendencia puede calcularse ajustando directamente la serie original.Sin embargo, este procedimiento no es aconsejable, ya que el factor estacional distorsionagravemente los resultados de la estimación, especialmente si la estacionalidad es fuerte.


59

3 Producción de Energía Eléctrica

3.1 Producción de Energía Eléctrica en España

En este apartado vamos a ver la producción de energía eléctrica en España desde el año1940 hasta el año 2002.

Veremos como ha variado la producción de electricidad en las diferentes centraleseléctricas y también compararemos la evolución de la producción de energía eléctrica conla evolución de la potencia instalada en el parque eléctrico español.

Al igual que la potencia instalada en el parque eléctrico español, la producción de energíaen España ha sufrido un aumento muy grande en estos últimos sesenta años. Como vemosen la gráfica 11, las líneas de tendencia que han seguido son muy similares.

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

200.000

225.000

250.000

1940 1943 1946 1949 1952 1955 1958 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Evolución de la potencia instalada en España (1940-2002)

010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.000

1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000

Año

Pot

enci

a (M

W)

Gráfica 11. Producción de energía eléctrica en España (1940-2002)

La tabla 4 nos muestra los valores de producción de energía eléctrica, detallados por el tipode central que la produce. Los valores relativos a las centrales hidroeléctricas incluyetambién la producción de las centrales eólicas y solares

La potencia termoeléctrica incluye la correspondiente a todas las instalaciones térmicas delRégimen Especial.

Si tomamos los valores de producción de energía eléctrica de los años 1940 y 2002veremos que la producción del año 2002 (245.228 GWh) es casi 70 veces mayor que la delaño 1940 (3.617 GWh). Lo que da una idea del gran aumento de producción de energíaeléctrica durante esas seis décadas.


60

Año Hidráulica Térmica Nuclear Total

1940 3.353 264 3.617

1941 3.659 231 3.890

1942 4.065 373 4.438

1943 4.385 433 4.818

1944 4.016 704 4.720

1945 3.180 993 4.173

1946 4.587 824 5.411

1947 5.178 773 5.951

1948 5.172 939 6.111

1949 3.965 1.603 5.568

1950 5.017 1.836 6.853

1951 6.869 1.355 8.224

1952 7.722 1.620 9.342

1953 7.411 2.211 9.622

1954 7.128 2.943 10.071

1955 8.937 2.899 11.836

1956 11.182 2.491 13.673

1957 9.670 4.853 14.523

1958 11.285 5.065 16.350

1959 14.256 3.097 17.353

1960 15.625 2.989 18.614

1961 15.981 4.898 20.879

1962 16.073 6.832 22.905

1963 21.139 4.758 25.897

1964 20.646 8.880 29.526

1965 19.686 12.037 31.723

1966 27.278 10.421 37.699

1967 22.680 17.957 40.637

1968 24.428 21.366 57 45.851

1969 30.691 20.604 829 52.124

1970 27.959 27.607 924 56.490

1971 32.747 27.246 2.523 62.516

1972 36.458 27.695 4.751 68.904

1973 29.524 40.203 6.545 76.272

1974 31.347 42.285 7.225 80.857

1975 26.502 48.469 7.544 82.515

1976 22.509 60.758 7.555 90.822

1977 40.742 46.537 6.525 93.804

1978 41.497 50.388 7.649 99.534

1979 47.472 51.606 6.700 105.778

1980 30.807 74.490 5.186 110.483

1981 23.178 78.486 9.568 111.232

1982 27.394 78.404 8.771 114.569


61

1983 28.865 77.670 10.661 117.196

1984 33.420 63.536 23.086 120.042

1985 33.033 66.286 28.044 127.363

1986 27.415 64.276 37.458 129.149

1987 28.167 63.952 41.271 133.390

1988 36.233 52.872 50.466 139.571

1989 20.047 71.669 56.126 147.842

1990 26.184 71.289 54.268 151.741

1991 28.367 75.449 55.576 159.392

1992 20.570 84.753 55.782 161.105

1993 25.728 79.103 56.059 160.890

1994 29.119 80.509 55.314 164.942

1995 24.450 89.199 55.445 169.094

1996 41.717 78.464 56.329 176.510

1997 37.332 96.752 55.297 189.381

1998 39.065 98.545 59.003 196.613

1999 30.815 120.065 58.852 209.732

2000 36.467 126.106 62.206 224.779

2001 51.164 122.381 63.714 237.259

2002 34.692 147.525 63.011 245.228

Total 1.396.250 2.530.824 1.080.320 5.007.394

Tabla 4. Producción de energía eléctrica en España (GWh)

En la gráfica 12 observamos la evolución de la energía eléctrica producida en los diferentestipos de centrales eléctricas, y como podemos apreciar todas ellas han seguido unaevolución diferente.

La tendencia de la producción de energía eléctrica ha sido, con muy pocas excepciones,creciente durante todos estos años. Tan sólo en los años 1944, 1945, 1949, años de sequía,y en 1993 la variación fue negativa.

El crecimiento en los primeros años es poco importante, como podemos ver en la gráfica13. Como vimos en el apartado 2.2 correspondiente a la evolución del parque eléctrico,estos años son posteriores a la Guerra Civil y la situación en la que se encontraba España ysu parque eléctrico hizo que fuera difícil hacer frente a la creciente demanda de energíaeléctrica.

Hasta 1950 el crecimiento fue moderado, siendo, como ya hemos comentadoanteriormente, las centrales hidroeléctricas las que producían casi la totalidad de la energíaeléctrica, con porcentajes superiores al 90% en los primeros años de la década de loscuarenta.


62

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

200.000

225.000

250.000

1940 1943 1946 1949 1952 1955 1958 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Hidráulica

Térmica

Nuclear

Total

Gráfica 12. Producción de energía eléctrica en España por tipo de central (1940-2002)

A partir de 1950 la producción aumenta de forma más notable. Para a partir de 1955acentuarse mucho más este crecimiento.

En 1968 se une la producción de energía eléctrica de las centrales nucleares. Pero losprimeros años su aportación no es muy importante. Será a partir de 1983 que la producciónmediante energía nuclear tiene un peso importante en la producción total.

Hasta el inicio de la década de los 90 la producción de energía eléctrica no ha dejado decrecer, aumentado de forma exponencial.

Al inicio de la década de los 90 el ritmo de crecimiento disminuye, coincidiendo tambiéncon una disminución de la potencia instalada. A partir de 1994 y hasta el año 2002 laproducción no ha parado de crecer. Los 245.228 GWh que se produjeron en el año 2002son la producción mayor de la historia.

Vamos a centrarnos ahora en la producción de las centrales hidroeléctricas. La variabilidadde los recursos hidráulicos ha determinado, en gran parte, la producción de las centraleshidroeléctricas. Podemos observar en la gráfica 12 los altibajos que ha seguido, en mayor omenor medida, la tendencia de crecimiento de la producción.

En la gráfica 13 se aprecia que, durante la primera década, las tendencias de la produccióntotal de energía eléctrica y de la producción de las centrales hidroeléctricas eran casiiguales. En aquella época el parque hidroeléctrico era muy importante, produciendo lamayor parte de la energía eléctrica.

Debido a esta estructura del parque eléctrico, las importantes sequías de los años 1944,1945 y 1949, originaron una falta de recursos hidráulicos que provocaron una disminuciónde la producción.


63

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1940 1942 1944 1946 1948 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Hidráulica

Térmica

Total

Gráfica 13. Producción de energía eléctrica en España por tipo de central (1940-1965)

Hasta 1966 la producción de energía de origen hidroeléctrico representaba el porcentajemás elevado, moviéndose alrededor del 70%. A partir de este año y con el aumento de lapotencia instalada en el parque de centrales termoeléctricas, este porcentaje disminuyeconsiderablemente para pasar a ser del 50% a principios de los años 70.

A finales de los años 70 este porcentaje ya había bajado hasta el 40%. Desde entoncessiempre se ha movido por debajo del 28%. En el año 2002 la producción de energíaeléctrica en centrales nucleares fue de 34.692 GWh, significando un 14,1% de laproducción total.

La energía producida por las centrales termoeléctricas es la que ha seguido una tendenciade crecimiento más progresivo. Aunque ha presentado algún pico de disminución en laproducción.

De 1940 a 1963 el ritmo de crecimiento fue lento. Pero a medida que en el parque eléctricola instalación de centrales termoeléctricas iba en aumento, también la producción deenergía en las centrales termoeléctricas era mayor cada año.

A partir de 1964 el ritmo de crecimiento crece de forma importante, pasando del 20% querepresentaba en los años anteriores hasta el 49% del año 1970.

El año 1973 la producción de energía da un cambio radical, ya que por primera vez laenergía de origen termoeléctrico supera con 40.203 GWh a la energía de origenhidroeléctrico, que produjo 29.524 GWh. Estos valores invirtieron los valores deproducción del año anterior que fueron de 36.458 GWh para las hidroeléctricas y de27.695 GWh para las termoeléctricas.

En el año 1981 las centrales termoeléctricas produjeron 78.486 GWh, suponiendo estacantidad un 71% de la potencia total producida. Es el porcentaje más elevado que hanobtenido las centrales termoeléctricas.


64

A partir de 1984, coincidiendo con el momento más importante de las centrales nucleares,el porcentaje de las centrales termoeléctricas disminuye hasta el 53%. Desde este año laparticipación de la producción de energía de estas centrales se ha movido alrededor del50%. No obstante, en el año 2002 alcanzó una participación del 60%, la más alta de losúltimos veinte años, con la producción de 147.525 GWh.

En la gráfica 14 podemos observar la evolución que han realizado las centrales nuclearesen la producción de energía eléctrica y compararla con la evolución que ha realizado lapotencia instalada en las centrales nucleares.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Evolución de la Potencia del Parque Eléctrico Nuclear en España (1968-2002)

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.000

1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000

Año

Po

ten

cia

(MW

)

Gráfica 14. Producción de energía eléctrica en centrales nucleares (1968-2002)

Podemos ver que las dos gráficas siguen tendencias iguales desde el año de puesta enfuncionamiento de la primera central nuclear en 1968. Esto se debe a que las centralesnucleares trabajan al 100% de la potencia instalada.

En los dos primeros años la producción de energía eléctrica crece rápido para despuésestabilizarse, con alguna bajada, durante los siguientes diez años. La producción en esteperíodo de mantiene entre los 6.500 GWh y los 9.000 GWh.

Será en 1983 cuando la producción experimente un aumento importante que hizo que elporcentaje que representaba la producción de las centrales nucleares pasara de un 9% delaño anterior hasta un 19%.

Este aumento proseguirá hasta el año 1989. Año en el que se llegó al porcentaje más altocon respecto a la potencia total que fue de un 38% con una producción de 56.126 GWh.

En este año, como ya hemos comentado en apartados anteriores, la paralización de laconstrucción de nuevas centrales y el cierre de algunas que estaban en funcionamiento


65

provocó que la producción de energía eléctrica en las centrales nucleares se frenase yentrase en un período de estabilidad.

De los años 1990 a 1997 la producción estuvo alrededor de los 55.000 GWh con unavariación de 1.000 GWh arriba o abajo. A partir del año 1998 parece que vuelve a crecer laproducción llegando a valores superiores a 60.000 GWh. En el año 2001 se alcanzó laproducción más elevada con 63.714 GWh.

En el año 2002 se produjeron 63.011 GWh, que suponían un 26% de la producción total.


La gráfica 15 nos muestra la variación interanual de la producción total de energíaeléctrica.

Los valores más extremos se dan en la década de los 40. En el año 1946 se produce lamayor variación positiva con un 30%. Casi todas las variaciones negativas tienen lugar enesta década: los años 1945 y 1949 experimentan las variaciones negativas más altas con un11,5% y un 9% respectivamente, mientras que en 1944 la variación es de un 2%. Comohemos comentado en el apartado anterior estas disminuciones se debieron a las sequíassufridas en los años mencionados.

Durante esta década la media de crecimiento anual fue de un 5,6%.

En los años 50 y 60 la media anual de crecimiento se sitúa entorno al 12%, siendo lasdécadas en las que este porcentaje es mayor.

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001

Año

Var

iaci

ón

%

Gráfica 15. Variación interanual de la producción de energía eléctrica en España (1941-2002)


66

Los años 70 presentan una media anual de crecimiento de un 7,4%. Pero será en las dosdécadas siguientes donde encontraremos las medias más bajas con un 3,4% y 3,6%respectivamente.

Hasta el año 2002 la media anual se ha situado en un 5,4%, que por el momento mejora lasde las décadas de los 80 y 90 y nos indica un aumento en la producción de energíaeléctrica.

3.1.2 Evolución de la Producción por Décadas

En la tabla 5 podemos ver el crecimiento de la producción de energía eléctrica por décadasdesde el año 1940 hasta el año 2002 en función de los diferentes tipos de energía primaria.Como podemos ver en la tabla la producción de energía eléctrica ha ido aumentando encada época.

Década Hidroeléctrica Termoeléctrica Nuclear Total1940-1949 41.560 7.137 0 48.6971950-1959 89.477 28.370 0 117.8471960-1969 214.227 110.742 886 325.8551970-1979 336.757 422.794 57.941 817.4921980-1989 288.559 691.641 270.637 1.250.8371990-1999 303.347 874.128 561.925 1.739.4002000-2002 122.323 396.012 188.931 707.266

Total 1.396.250 2.530.824 1.080.320 5.007.394

Tabla 5. Aumento de la Producción en cada década (GWh)

ü Década 1940-1949• El valor de la producción de las centrales hidroeléctricas era 6 veces mayor

que la producción de las centrales termoeléctricas.

• La producción de energía eléctrica de las centrales hidroeléctricas duranteesta época representaba un 85% de la producción total.

• Los 48.697 GWh que se produjeron en estos diez años representan el valormás bajo de estas décadas.

ü Década 1950-1959• Se incrementa la producción de energía eléctrica hasta ser casi 3 veces la

producción de la década anterior.

• La producción total en esta década es de 117.847 GWh, mientras que en ladécada anterior fue de 48.697 GWh. Esto supone una variación entre décadasde un 142%.


67

• La producción aumenta tanto en las centrales hidroeléctricas como en lastérmicas, pero el crecimiento de las primeras es el triple que lastermoeléctricas.

• El porcentaje de producción es de un 76% para las centrales hidroeléctricas yun 24% para las centrales térmicas.

ü Década 1960-1969• En los años 60, aunque aumenta la potencia instalada de las centrales

térmicas, en la producción de la energía eléctrica sigue predominando laproducción de las centrales hidroeléctricas.

• La producción de 214.227 GWh es casi el doble que la de las centralestérmicas.

• En los últimos años de esta época la central nuclear de José Cabrera produjo886 GWh.

• La variación del 176% que se produjo en esta década respecto a la década delos 50, significa la variación mayor de estas seis décadas.

• La producción total al final de la década se repartió de la siguiente forma:65,7% hidroeléctrica, 34% termoeléctrica y 0,3% nuclear.

ü Década 1970-1979• El aumento de la producción es muy importante y corresponde a un momento

de gran desarrollo del parque eléctrico. Se producen 817.492 GWh, querepresentan un aumento en la producción de 491.907 GWh respecto a ladécada anterior. Este es el mayor aumento que se ha producido en una décadaaunque con un valor muy similar al de la década de los 90.

Década 1970-1979

Hidráulica 41%

Térmica 52%

Nuclear 7%

Gráfica 16. Producción de energía eléctrica de 1970 a 1979

• La planificación del parque eléctrico realizada en estos años, basada en laconstrucción de centrales termoeléctricas, motivó que en esta década la


68

producción de energía eléctrica de origen térmico fuera por vez primerasuperior a la producción de las centrales hidroeléctricas.

• En las centrales termoeléctricas se produjo 4 veces más energía eléctrica queen los diez años anteriores.

• Las centrales eléctricas comienzan a tener relevancia en la producción total deenergía eléctrica pasando de los 886 GWh de los años 40 a 57.941 GWh enesta década.

• La gráfica 16 nos muestra como se dividió la producción de energía entre lascentrales eléctricas.

ü Década 1980-1989• La producción total se sitúa en 1.250.837 GWh, aumentando 433.345 GWh

con respecto a la producción de los 70.

• Coincidiendo con el auge de la instalación de las centrales nucleares, laproducción de éstas se multiplica por 5, pasando de los 57.941 GWh de ladécada anterior a 270.637 GWh. Además esta producción es casi la mismaque la energía eléctrica que produjeron las centrales hidroeléctricas duranteeste período de tiempo.

• Por su parte la potencia de origen termoeléctrico aumentó su producción en268.847 GWh, siendo con diferencia la fuente de producción más importante.

• Las centrales hidroeléctricas disminuyeron su producción en 48.198 GWh. Ypasan del 41% de la producción total en los años 70 hasta el 23%.

• En la gráfica 17 vemos como se repartieron la producción de esta década.

Década 1980-1989

Hidráulica 23%

Térmica 55%

Nuclear 22%


ü Década 1990-1999• Si algo resalta en estos años es el aumento de la producción de las centrales

nucleares en detrimento de las centrales hidroeléctricas.


69

• En esta década la producción alcanza el valor máximo hasta el momento conla un total de 1.739.400 GWh. Esto supone un crecimiento de 488.563 GWh,el segundo mayor de estas décadas.

Década 1990-1999

Hidráulica 17%

Térmica 51%

Nuclear 32%

Gráfica 18 Producción de energía eléctrica de 1990 a 1979

• Si en la década anterior el crecimiento de la producción de las centralesnucleares había sido importante, en esta década se dobla ese valor alcanzandolos 561.925 GWh. Pasando a ser la segunda fuente de producción por delantede las centrales hidroeléctricas.

• Por otra parte, las centrales termoeléctricas disminuyen el ritmo decrecimiento de las últimas décadas alcanzando una producción de874.128 GWh.

• La producción de las centrales hidroeléctricas creció levemente y se sitúo en303.347 GWh.

• La situación durante esta década nos la muestra la gráfica 18.

Años 2000-2002

Hidráulica 17%

Térmica 56%

Nuclear 27%



70

ü Años 2000 a 2002• En estos años de la década la tendencia se mantiene muy similar a la década

anterior. Siendo las centrales termoeléctricas y las nucleares las que tienenmayor peso en la producción. Aunque las primeras han aumentado suporcentaje.

• Esta situación se refleja en la gráfica 19.

La gráfica 20 nos muestra la producción de energía eléctrica por décadas. En ella podemosver las diferencias significativas explicadas con anterioridad para cada década y cada tipode central eléctrica.

En todo este tiempo la producción de energía eléctrica ha ido aumentando década a década,con aumentos muy grandes en las tres últimas décadas.

La producción de energía eléctrica de las centrales térmicas es la que ha seguido una líneamás parecida a la de la producción total.

En estas décadas la producción de origen hidroeléctrico es la que ha sufrido menosvariación. Incluso en las últimas décadas ha disminuido.

Por lo que respecta a la producción de las centrales nucleares, desde la puesta en marcha dela primera central en 1968, la producción no ha parado de crecer de forma importante.

89.477

214.227303.347

28.370110.742

422.794

691.641

874.128

561.925

325.855

817.492

1.250.837

1.739.400

336.757

288.559

270.637

57.941

117.847

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

1.500.000

1.800.000

1940-1949 1950-1959 1960-1969 1970-1979 1980-1989 1990-1999

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Hidráulica

Térmica

Nuclear

Total

Gráfica 20. Producción de energía eléctrica por décadas en España (1940-1999)


71

3.1.3 Ratios de Producción de las Centrales Eléctricas

Vamos a comparar algunos datos de la potencia instalada en España y los datos deproducción de energía eléctrica correspondientes al mismo año.

Vamos a estudiar los años 1967, 1975, 1988 y 2002. Estos datos corresponden a la tabla 1(pág.9) y la tabla 4 (pág.60).

ü Año 1967

• En este año aún no había ninguna central nuclear en España.

• La potencia instalada en centrales de tipo hidráulico era de 8.227 MW y laproducción de energía en estas centrales fue de 22.680 GWh. Estos datos nosindican que estas centrales funcionaron 2.756 horas al 100% de su capacidad.

• En las centrales térmicas se disponía de una potencia de 4.671 MW. Estas centralesprodujeron un total de 17.957 GWh, lo que significó un ratio de 3.844 horas.

• Las centrales térmicas tenían la mitad de la potencia que las centraleshidroeléctricas y sin embargo la producción fue muy similar, debido a que lascentrales térmicas trabajaron más horas que las hidráulicas.

ü Año 1975

• Este es el primer año en el que la potencia instalada en centrales termoeléctricas essuperior a la potencia de las centrales hidroeléctricas.

• En el parque eléctrico español había una potencia instalada en centrales nuclearesde 1.120 MW, que produjeron 7.555 GWh. El ratio que resultó fue de 6.745 horas.

• En las centrales hidráulicas había una potencia instalada de 11.954 MW y laproducción fue de 22.509 GWh. Estos datos indican que este tipo de centralesfuncionaron 1.882 horas plena carga.

• La potencia las centrales térmicas era de 12.393 MW y la producción fue de60.758 GWh. El ratio resultante fue de 4.902 horas.

• En 1975 las centrales térmicas, con la misma potencia instalada, produjeron casi 3veces más energía eléctrica que las hidráulicas.

• Las centrales nucleares tenían una potencia instalada muy inferior respecto a lashidráulicas y las térmicas, no obstante su aprovechamiento era mayor.

ü Año 1988

• En este año ya estaban en funcionamiento todas las centrales nucleares.


72

• Las centrales nucleares disponían de una potencia de 7.854 MW, con unaproducción de 50.466 GWh. Según estos datos obtenemos que las centralesnucleares funcionaron en 1988 6.425 horas al 100%.

• La potencia las centrales hidráulicas era de 15.673 MW y la producción fue de36.233 GWh. El ratio resultante fue de 2.312 horas.

• En las centrales térmicas había una potencia de 21.119 MW, que produjeron52.872 GWh (Ratio = 2.503 horas).

• En este año la producción de las centrales nucleares fue casi la misma que la de lascentrales termoeléctricas, teniendo sin embargo 3 veces menos potencia. Conrespecto a las centrales térmicas la producción fue de 1,4 veces mayor teniendo lamitad de la potencia.

ü Año 2002

• En el 2002 la potencia instalada en las centrales nucleares era de 7.871 MW, conuna producción de 63.011 GWh. Estos datos nos dan un ratio de 8.005 horas.

• La potencia las centrales hidráulicas era de 23.040 MW y la producción fue de34.692 GWh. Según los datos anteriores el ratio resultante es de 1.505 horas.

• En las centrales térmicas la potencia era de 31.384 MW, que produjeron147.525 GWh. De estos datos obtenemos un ratio de 4.700 horas.

• Las centrales térmicas tenían una potencia instalada 4 veces mayor que lasnucleares, pero su producción sólo fue 2,3 veces mayor. La producción de lascentrales nucleares fue 1,8 veces mayor que la de las centrales hidroeléctricas conuna potencia 2,9 veces menor.

Como podemos observar en los diferentes años que hemos analizado, las centralesnucleares tienen un mejor ratio entre potencia instalada y energía eléctrica producida que elresto. Esto se debe a que la explotación de este tipo de centrales es mayor, gracias a quepueden trabajar continuamente.

En los años estudiados trabajaron por encima de 6.425 horas. Si tenemos en cuenta que unaño tiene 8.760 horas, en el año 2002 estas centrales tuvieron un aprovechamiento de un91,4%.

Las centrales que tienen un menor aprovechamiento son las centrales hidráulicas, debido aque dependen de la pluviosidad.


73

3.2 Producción de Energía Eléctrica en Cataluña

Para estudiar la producción de energía eléctrica en Cataluña disponemos de datos quecorresponden a períodos anuales distintos y con una periodicidad diferente, ya que enalgunas fuentes de información los datos son anuales mientras que en otras son mensuales.Por lo que realizaremos un estudio distinto para cada período.

Estos datos nos facilitan también información detallada respecto a las energías utilizadaspara la producción de energía eléctrica.

3.2.1 Período de 1981 a 1997

En este período de tiempo disponemos de los datos de producción de energía eléctrica paracada tipo de central. Vamos a analizar la evolución que ha seguido la producción deenergía eléctrica y compararemos los valores obtenidos con los mismos valores relativos alámbito español.

Por otro lado, en el período de 1985 a 1990, estudiaremos la producción de energíaeléctrica por provincias y veremos la participación de cada una de ellas en la produccióntotal de Cataluña.

La tabla 6 nos indica los valores de producción de energía eléctrica para los años indicadosanteriormente, detallados en función de las energías primarias.

Año Hidráulica Eólica Térmica Nuclear Total1981 4.223,2 10.258,2 3.063,3 17.544,71982 4.925,0 8.875,3 3.165,5 16.965,81983 4.186,6 7.647,0 3.574,4 15.408,01984 4.426,2 3.261,2 7.249,8 14.937,21985 3.733,0 3.385,4 7.971,2 15.089,61986 3.507,9 3.135,6 14.080,6 20.724,11987 4.422,5 1.926,5 16.062,4 22.411,41988 4.995,3 1.560,6 22.674,7 29.230,61989 2.680,0 2.488,9 22.658,9 27.827,81990 2.971,6 2.912,5 21.742,9 27.627,01991 3.510,0 3.029,0 21.620,0 28.159,01992 4.375,0 3.775,0 21.464,0 29.614,01993 4.129,0 1,0 2.598,0 21.229,0 27.957,01994 4.505,0 1,0 3.211,0 21.888,0 29.605,01995 3.934,0 4,0 4.189,0 20.716,0 28.843,01996 5.833,0 8,0 5.439,0 22.245,0 33.525,01997 5.292,0 7,0 7.521,0 22.366,0 35.186,0Total 71.649,3 21,0 75.213,2 273.771,7 420.655,2

Tabla 6. Producción de energía eléctrica en Cataluña (GWh)


74

Observamos en la tabla que hasta el año 1993 no disponemos de datos de producción deenergía eléctrica mediante energía eólica. La producción mediante este tipo de energíarenovable no tuvo un valor significativo durante los años que estamos estudiando.

En la gráfica 21 se puede ver que la producción en Cataluña y España en estos años nosigue la misma tendencia de crecimiento. Mientras que en Cataluña la producción hasufrido más altibajos con subidas importantes y algunas bajadas, en España la producciónha seguido un crecimiento más progresivo en estos años.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Producción de energía eléctrica en España (1981-1997)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

1981 1984 1987 1990 1993 1996

Año

En

erg

ía (G

Wh

)

Gráfica 21. Producción de energía eléctrica en Cataluña (1981-1997)

La gráfica 22 nos ayudará a analizar los datos de producción de energía eléctrica según laenergía primaria. En ella no sale reflejada la energía producida por centrales eólicas puestoal ser valores muy bajos no se visualizan claramente, y se cree oportuno no mostrarla.

El período que estamos estudiando corresponde a los años que mayor actividad nuclearhubo en el panorama eléctrico catalán y español. Este hecho marcará la producción deenergía eléctrica en Cataluña durante estos años.

Como podemos ver en la gráfica las tendencias de crecimiento desde 1985 son muysimilares tanto para la producción total de energía eléctrica como para la producción de lascentrales nucleares.

Hasta el año 1986 la producción total disminuía paulatinamente. Sin embargo laproducción de las centrales nucleares iba creciendo ya que en 1983 se puso en marcha lacentral nuclear de Ascó I, con 947 MW de potencia.

En los siguientes tres años la producción total crece de forma muy rápida, conjuntamentecon la producción de las centrales nucleares. En estos años la producción total de energíaeléctrica llega a experimentar variaciones de un 37%.


75

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Hidráulica

Térmica

Nuclear

Total

Gráfica 22. Producción de energía eléctrica en Cataluña por tipo de central (1981-1997)

Este aumento en la producción se debe a la puesta en marcha en 1985 de la central de AscóII con una potencia de 930 MW y la puesta en marcha en 1987 de la central de VandellósII con 1.009 MW.

A partir de 1989 y hasta el año 1996 la producción se mantiene sobre los 28.000 GWh. Eneste año se vuelve a producir un aumento en la producción, que tiene continuidad en 1997para llegar a su punto más alto con 35.186 GWh.

Si nos fijamos en la tendencia de las centrales nucleares vemos que, desde el aumento de1987, la producción se ha mantenido estable sobre los 22.000 GWh.

En el año 1989 la producción de las centrales nucleares con 22.658 GWh significó el 81%de la potencia total, siendo este el porcentaje más alto de este período. Este porcentaje haido bajando hasta el 63,6% del año 1997 en el que la producción fue de 22.366 GWh.

La producción de las centrales hidroeléctricas en estos años ha oscilado entre los2.690 GWh que se produjeron en 1989, que es el valor más bajo de estos años, y los5.833 GWh del año 1996, valor máximo.

El porcentaje que ha significado la producción de energía eléctrica de las centraleshidroeléctricas durante estos años, ha ido variando pero sin ser muy elevado. En losprimeros años, cuando la producción por energía nuclear no era muy elevada, el porcentajeestaba sobre el 29%. A partir del año 1987 se ha situado sobre el 17%.

En cuanto a las centrales termoeléctricas vemos que han ido perdiendo la participación quetenían al inicio de los años ochenta, en los que representaban el 50% de la producción total.Por el contrario el porcentaje más bajo se dio en el año 1988 con un 5,3%.

La gráfica 23 nos muestra el porcentaje de producción de energía eléctrica que hanocupado las distintas centrales durante este período.


76

Producción de energía eléctrica (1981-1997)

Hidráulica17%

Térmica18%Nuclear

65%

Gráfica 23. Producción de energía eléctrica (1981-1997)

El gráfico nos muestra una vez más que la energía eléctrica producida por las centralesnucleares es básica en la producción de las centrales catalanas.

3.2.1.1 Variación Interanual

En la siguiente gráfica podremos ver la variación interanual de la producción de energíaeléctrica en Cataluña, que como se observa presenta importantes puntas.

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Año

Var

iaci

ón

Cataluña

España

Gráfica 24. Variación interanual de la producción de energía eléctrica en Cataluña (1981-1997)


77

Las puntas de aumento de consumo más importante se producen los años 1986 (37,34%) y1988 (30,43%) motivadas, como ya hemos avanzado en el apartado anterior, por la puestaen marcha el año anterior a los citados de las centrales nucleares de Ascó II y Vandellós II.Y ya en menor medida tenemos el aumento del año 1996 (16,23%).

Las disminuciones de producción más notables se producen en los años 1983 (-9,18%),1993 (-5,60%) y 1998 (-9,56%).

3.2.1.2 Comparación con la Producción de Energía Eléctrica en España

En la tabla 7 comparamos la producción total de energía eléctrica en Cataluña con laproducción de energía eléctrica en el mismo período de tiempo en España.

Como vemos la producción total de Cataluña en estos años supuso un 17% de laproducción total de España.

En los años anteriores a 1987 este porcentaje fue más bajo del 17%, pero a partir de esteaño se mantuvo siempre por encima del 17%, siendo en 1988 cuando representó elporcentaje más alto con un 20,9%

Año Cataluña España %

1981 17.544,7 111.232 15,8%

1982 16.965,8 114.569 14,8%

1983 15.408,0 117.196 13,1%

1984 14.937,2 120.042 12,4%

1985 15.089,6 127.363 11,8%

1986 20.724,1 129.149 16,0%

1987 22.411,4 133.390 16,8%

1988 29.230,6 139.571 20,9%

1989 27.827,8 147.842 18,8%

1990 27.627,0 151.741 18,2%

1991 28.159,0 159.392 17,7%

1992 29.614,0 161.105 18,4%

1993 27.957,0 160.890 17,4%

1994 29.605,0 164.942 17,9%

1995 28.843,0 169.094 17,1%

1996 33.525,0 176.510 19,0%

1997 35.186,0 189.381 18,6%

Total 420.655,2 2.473.409 17,0%

Tabla 7. Producción de energía eléctrica (GWh)

Si comparamos la producción total detallada para los diferentes tipos de central (tabla 8),veremos que el porcentaje que representan con respecto a la producción de España es muydiferente para cada tipo.


78

En este período de tiempo en España fueron las centrales térmicas las que produjeron unamayor cantidad de energía eléctrica, sin embargo en Cataluña fueron las centralesnucleares.

Tipo de central Cataluña España %Hidroeléctrica 71.670,3 491.219,0 14,6%Térmica 75.213,2 1.272.669,0 5,9%Nuclear 273.771,7 709.521,0 38,6%Total 420.655,2 2.473.409,0 17,0%

Tabla 8. Producción total de energía eléctrica de 1981 a 1997 (GWh)

Como observamos la producción de energía eléctrica de las centrales nucleares en Cataluñarepresentó en este período un 38,6% de la producción de origen nuclear en España. Estedato nos da una idea clara de la importancia de Cataluña en este tipo de producción deenergía eléctrica. En el apartado relativo a la situación de Tarragona en la producción deenergía eléctrica estudiaremos más a fondo estos datos.

Por otro lado la producción de las centrales térmicas y las centrales hidroeléctricas deCataluña representaron un 5,9% y un 14,6% respectivamente de la producción en España.

La producción de las centrales térmicas de nuestra autonomía no representa un porcentajeimportante con respecto a la producción de España.

3.2.1.3 Producción por Provincias de 1985 a 1990

En este apartado vamos a estudiar la producción de energía eléctrica de cada provincia deCataluña en el período de tiempo que va desde 1985 a 1990.

Analizaremos la producción de energía eléctrica de cada provincia, según el tipo de energíaprimaria de producción y fijaremos los porcentajes que representa cada provincia en laproducción total de Cataluña.

ü Producción total

En la tabla 9 indicamos la producción total de energía eléctrica para cada provincia.

En el período de tiempo en el que nos centramos Tarragona era la provincia que producíamayor cantidad de energía eléctrica, con mucha diferencia con respecto al resto. Laproducción de Tarragona supuso un 76,8% de la producción total de Cataluña.

Del resto de provincias vemos que Gerona produjo una cantidad muy bajacomparativamente con las otras provincias. Barcelona y Lérida presentan valores muysimilares, y supusieron cada una el 11% de la producción total.


79

También podemos apreciar que mientras que la producción en Tarragona aumentabaconsiderablemente de 1985 a 1988, para mantenerse posteriormente, en el resto deprovincias la producción variaba con subidas y bajadas.

Año Barcelona Gerona Lérida Tarragona Total1985 3.456,2 308,0 2.480,6 8.844,9 15.089,61986 3.180,1 269,8 2.448,4 14.825,8 20.724,11987 2.027,8 314,6 3.173,2 16.896,0 22.411,51988 1.658,6 429,4 3.329,5 23.813,1 29.230,61989 2.507,4 243,3 2.003,6 23.073,5 27.827,81990 2.812,0 284,3 2.230,8 22.299,9 27.627,0Total 15.642,0 1.849,3 15.666,1 109.753,2 142.910,6

Tabla 9. Producción de energía eléctrica por provincia (GWh)

En la gráfica 25 podemos ver como evolucionó la producción de energía eléctrica en lasprovincias de Cataluña durante estos seis años.

Vemos, como ya hemos indicado, que Tarragona es la provincia que más energía eléctricaprodujo con valores mucho mayores que las otras tres provincias. En la gráficaconfirmamos la disminución de producción en el año 1989 (cierre de Vandellós I), despuésde una subida constante en los años anteriores.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1985 1986 1987 1988 1989 1990

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Barcelona Gerona

Lérida Tarragona

Gráfica 25. Producción de energía eléctrica en Cataluña por provincias (1985-1990)

La provincia que produjo menos energía eléctrica en estos años es Gerona como podemosobservar en la gráfica.

Por su parte Barcelona y Lérida han ido variando su producción con aumentos y descensosde la misma. La producción total de estas provincias en estos años es casi la misma.


80

ü Producción por tipo de central

Las tablas siguientes nos muestran la producción de energía eléctrica en cada provinciadetallada por cada tipo de central.

Año Barcelona Gerona Lérida Tarragona Total1985 179,3 274,7 2.445,9 833,1 3.733,01986 165,8 227,1 2.411,1 703,9 3.507,91987 221,7 273,1 3.136,4 791,3 4.422,51988 225,6 386,0 3.289,0 1.094,7 4.995,31989 167,4 199,6 1.963,1 349,9 2.680,01990 161,3 184,0 2.190,3 436,0 2.971,6Total 1.121,2 1.544,5 15.435,8 4.208,9 22.310,3

Tabla 10. Producción de energía eléctrica en Centrales Hidroeléctricas por provincia (GWh)

En la producción de energía eléctrica por centrales hidroeléctricas Lérida tuvo en estosaños un papel muy importante. Los 15.435,8 GWh que produjeron las centraleshidroeléctricas leridanas representaron un 69,2% de la producción total de este tipo decentrales en Cataluña. Tarragona ocupó el segundo lugar con un 18,9%, mientras queBarcelona y Gerona tan sólo representan un 5% y un 6,9%.

En total se las centrales hidroeléctricas catalanas produjeron 22.310,3 GWh durante estos 6años. Este valor representó el 15,6% de la producción total de energía eléctrica enCataluña.

Año Barcelona Gerona Lérida Tarragona Total1985 3.276,8 33,3 34,7 40,7 3.385,41986 3.014,3 42,7 37,4 41,3 3.135,71987 1.806,0 41,5 36,8 42,2 1.926,61988 1.433,0 43,4 40,5 43,7 1.560,61989 2.340,0 43,7 40,5 64,7 2.488,91990 2.650,7 100,3 40,5 121,0 2.912,5Total 14.520,8 304,9 230,3 353,6 15.409,7

Tabla 11. Producción de energía eléctrica en Centrales Térmicas por provincia (GWh)

En lo referente a las centrales de tipo térmico, Barcelona es la que produjo la mayoría de laenergía eléctrica de este tipo durante los años tratados, con un total de 14.520,8 GWh querepresentan un 94,2% de la producción total de las centrales térmicas de Cataluña. El restode provincias tuvieron una producción similar, muy baja con respecto a Barcelona. Elporcentaje del resto de provincias estuvo sobre el 2% aproximadamente.

En cuanto a la representación de la producción de energía eléctrica de las centralestérmicas respecto a la producción total de energía eléctrica, los 15.409,7 GWh que seprodujeron significaron el 10,8% de la producción total.


81

Año Barcelona Gerona Lérida Tarragona Total1985 7.971,2 7.971,21986 14.080,6 14.080,61987 16.062,4 16.062,41988 22.674,7 22.674,71989 22.658,9 22.658,91990 21.742,9 21.742,9Total 0,0 0,0 0,0 105.190,6 105.190,6

Tabla 12. Producción de energía eléctrica en Centrales Nucleares por provincia (GWh)

Como se puede ver claramente en la tabla 12 la producción de energía eléctrica medianteenergía nuclear se centró exclusivamente en la provincia de Tarragona. Puesto que el restode provincias no disponían de ninguna central nuclear.

La producción total de las centrales nucleares durante este período de tiempo fue de105.190,6 GWh. Este tipo de centrales son con diferencia las que produjeron mayorcantidad de energía eléctrica representando un 73,6% de la producción total.

De los datos analizados anteriormente, y para este período de tiempo, podemos decir queen las cuatro provincias catalanas la producción de energía eléctrica se reparte de formamuy diferente para cada una de ellas.

• Gerona es la provincia que produjo menos energía eléctrica en estos años, siendoen su mayoría (83,5%) de origen hidroeléctrico.

• Barcelona produjo casi toda la energía eléctrica en centrales térmicas, el 92,8%.• Lérida produjo la mayor cantidad de energía eléctrica en las centrales

hidroeléctricas (98,5%)• Tarragona basó su producción en las centrales nucleares (95,8%) con un aporte

considerable de energía eléctrica producida en centrales hidroeléctricas.

3.2.2 Período de 1998 a 2000

En este período de tiempo disponemos de datos de producción desglosados para losdiferentes tipos de central. La periodicidad de estos datos es mensual.

Analizaremos estos datos de igual forma que lo hemos hecho para el apartado anterior,observando además como evolucionan mensualmente.

Para evitar que el factor estacional no nos permita comparar dos estaciones sucesivas ypodamos así ver la evolución de la serie de datos, realizaremos la desestacionalización deestos valores y estudiaremos también las series de datos desestacionalizadas resultantes.

En la tabla 13 tenemos los valores mensuales de producción de energía eléctrica para cadatipo de central.


82

Hidráulica Térmica Nuclear Total

ene-98 396,4 22,7 2.140,9 2.560,0

feb-98 321,0 30,2 1.875,1 2.226,3

mar-98 329,0 46,9 1.680,3 2.056,2

abr-98 360,6 29,4 1.875,7 2.265,7

may-98 514,8 10,0 2.189,1 2.713,9

jun-98 455,8 61,4 2.108,4 2.625,6

jul-98 289,4 149,1 2.163,2 2.601,7

ago-98 266,6 81,6 2.162,9 2.511,1

sep-98 213,4 322,8 1.653,1 2.189,3

oct-98 267,6 197,7 1.789,4 2.254,7

nov-98 229,6 396,6 2.120,0 2.746,2

dic-98 251,2 409,9 2.187,8 2.848,9

ene-99 296,8 416,3 2.188,7 2.901,8

feb-99 271,8 441,5 1.962,9 2.676,2

mar-99 273,1 293,1 1.675,6 2.241,8

abr-99 312,7 131,9 1.398,2 1.842,8

may-99 539,8 86,3 1.962,6 2.588,7

jun-99 505,2 271,5 2.138,1 2.914,8

jul-99 319,4 246,6 2.172,8 2.738,8

ago-99 264,0 57,4 2.082,8 2.404,2

sep-99 286,8 189,6 1.619,3 2.095,7

oct-99 317,3 21,3 1.865,1 2.203,7

nov-99 370,6 107,3 2.171,5 2.649,4

dic-99 374,7 220,6 2.274,4 2.869,7

ene-00 332,0 320,0 2.275,3 2.927,3

feb-00 269,8 199,1 2.126,9 2.595,8

mar-00 272,8 458,4 1.762,8 2.494,0

abr-00 328,3 162,6 1.995,5 2.486,4

may-00 621,9 61,4 2.291,5 2.974,8

jun-00 603,2 168,8 2.219,7 2.991,7

jul-00 382,9 86,5 2.285,0 2.754,4

ago-00 297,1 118,3 2.159,8 2.575,2

sep-00 205,0 324,9 1.649,4 2.179,3

oct-00 219,2 278,1 1.875,3 2.372,6

nov-00 274,4 195,6 2.146,0 2.616,0

dic-00 368,8 60,7 2.325,9 2.755,4

Total 12.203,0 6.676,1 72.571,0 91.450,1


Estos datos están expuestos a un factor estacional, como ya hemos comentadoanteriormente, por lo que para poder realizar un comparación entre valores sucesivosdebemos realizar la desestacionalización de los mismos. En la gráfica 26 tenemos la serie


83

de datos original y la serie de datos desestacionalizada para la producción de energíaeléctrica en Cataluña y en España.

Si comparamos las gráficas desestacionalizadas de Cataluña y España vemos que latendencia de la gráfica de España es mucho más lineal que la de la gráfica de Cataluña.

Centrándonos en la gráfica de Cataluña, se puede apreciar claramente que mientras lagráfica de la serie original muestra muchas variaciones, la gráfica de la seriedesestacionalizada presenta un tendencia más lineal.

Vamos a tomar como ejemplo el dato de producción de abril de 1999. En este mes seprodujeron 1.842,8 GWh, siendo este el valor más bajo de estos tres años. En el mesanterior se habían producido 2.241,8 GWh con lo que se produjo una disminución de casi400 GWh. Por el contrario en el mes posterior la producción fue de 2.588,7 GWh,aumentando 716 GWh con respecto al mes de abril. Si nos centramos en la gráfica de laserie original estos datos representan un pico importante.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

ene-98 abr-98 jul-98 oct-98 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00

Tiempo (mes-año)

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Producción de Energía Eléctrica en España (1998-2000)

0

6.000

12.000

18.000

ene-98 jul-98 ene-99 jul-99 ene-00 jul-00

En

erg

ía (

GW

h)

Gráfica 26. Producción de energía eléctrica en Cataluña (1998-2000)

Si por el contrario observamos la gráfica desestacionalizada vemos que aunque siguemostrando un pico de descenso, éste ya no se acentúa tanto como el anterior.

Si cogemos en la tabla 13 los valores de abril y mayo para cada uno de los tres años,veremos que en el mes de mayo siempre aumenta la producción. Con ladesestacionalización eliminamos este factor estacional para poder comparar máscorrectamente los valores entre meses sucesivos.

En la gráfica 27 podremos ver la producción durante este período en los diferentes tipos decentrales. Esta gráfica se ha realizado con los valores desestacionalizados.


84

Con los valores desestacionalizados obtenemos unas gráficas con tendencias más lineales,si bien presentan alguna punta.

La gráfica de la producción en centrales hidroeléctricas presenta valores muy similarespara cada mes, con pequeñas variaciones, esto hace que la gráfica tenga una tendencia casilineal.

En cuanto a la producción en centrales térmicas se presenta como en la anterior, aunquecon dos puntas de crecimiento importantes en octubre de 1998 y en octubre de 2000.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000


Tiempo (mes-año)

En

erg

ía (

GW

h)

Hidráulica Térmica Nuclear Total

Gráfica 27. Producción de energía eléctrica en Cataluña por tipo de central (1998-2000)

Por su lado, la gráfica nos muestra como las tendencias de la producción en centralesnucleares y la producción total de energía eléctrica son casi idénticas. Esto viene aconfirmar como habíamos visto en el período de 1981 a 1997 que la producción de energíaeléctrica en Cataluña está estrechamente ligada a la producción en sus centrales nucleares.

La tabla 14 nos muestra los datos de producción de energía eléctrica para cada tipo decentral de 1998 a 2000.

La producción en las centrales nucleares es mucho mayor que la producción de lascentrales hidroeléctricas y térmicas.

Año Hidráulica Térmica Nuclear Total1998 3.895,4 1.758,3 23.945,9 29.599,61999 4.132,2 2.483,4 23.512,0 30.127,62000 4.175,4 2.434,4 25.113,1 31.722,9Total 12.203,0 6.676,1 72.571,0 91.450,1



85

Como podemos observar en la gráfica 28, la producción de energía eléctrica por parte delas centrales nucleares en estos tres años continúa significando un porcentaje muyimportante de la producción total en Cataluña (79,4%). La producción de las centraleshidroeléctricas y térmicas se reparte con un 13,3% para las hidroeléctricas y un 7,3% paralas térmicas.

Producción de energía eléctrica en Cataluña (1998- 2000)

Hidráulica13,3%

Térmica7,3%

Nuclear79,4%

Gráfica 28.Producción de energía eléctrica en Cataluña (1998-2000)

Si comparamos estos porcentajes con los del período que va desde 1981 a 1997, veremosque el porcentaje de los diferentes tipos de centrales ha variado. Mientras que las centralesnucleares han aumentado su porcentaje en la producción de energía eléctrica pasando de un65,1% a un 79,4%, las centrales hidráulicas y las térmicas han disminuido este porcentaje.Las centrales hidráulicas tuvieron un porcentaje de un 17% y en estos tres años han tenidoun porcentaje de un 13,3%. Las centrales térmicas por su lado han bajado de un 18% hastaun 7,3%.

3.2.2.1 Comparación con la Producción de Energía Eléctrica en España

En la tabla 15 comparamos la producción total de energía eléctrica en Cataluña con laproducción de energía eléctrica en el mismo período de tiempo en España.

Año Cataluña España %1998 29.599,6 158.972,0 18,6%1999 30.127,6 164.752,0 18,3%2000 31.722,9 176.361,0 18,0%Total 91.450,1 500.085,0 18,3%


La producción total de Cataluña en estos años supuso un 18,3% de la producción total deEspaña, siendo este valor casi el mismo para cada año.


86

3.2.3 Situación de Tarragona respecto a Cataluña

En este apartado nos centraremos en estudiar la situación de las centrales eléctricas deTarragona dentro de Cataluña, desde el punto de vista de su producción.

Para realizar este estudio disponemos de los datos de producción de las centrales nuclearesde Tarragona desde 1981 hasta el año 2000. Además tenemos también los datos deproducción de todas las centrales eléctricas de Tarragona entre los años 1985 y 1990.

Tarragona es la única provincia de Cataluña en la que hay centrales nucleares. Por lo tantoel 100% de la producción de energía eléctrica de origen nuclear de Cataluña está producidaen Tarragona.

ü 1981-2000

En la tabla 16 hemos comparado los datos de la producción de energía eléctrica en lascentrales nucleares de Tarragona con la producción total de energía eléctrica en Cataluña.

Año Centrales NuclearesTarragona

Total Cataluña %

1981 3.063,3 17.544,7 17,5%

1982 3.165,5 16.965,8 18,7%

1983 3.574,4 15.408,0 23,2%

1984 7.249,8 14.937,2 48,5%

1985 7.971,2 15.089,6 52,8%

1986 14.080,6 20.724,1 67,9%

1987 16.062,4 22.411,4 71,7%

1988 22.674,7 29.230,6 77,6%

1989 22.658,9 27.827,8 81,4%

1990 21.742,9 27.627,0 78,7%

1991 21.620,0 28.159,0 76,8%

1992 21.464,0 29.614,0 72,5%

1993 21.229,0 27.957,0 75,9%

1994 21.888,0 29.605,0 73,9%

1995 20.716,0 28.843,0 71,8%

1996 22.245,0 33.525,0 66,4%

1997 22.366,0 35.186,0 63,6%

1998 23.945,9 29.599,6 80,9%

1999 23.512,0 30.127,6 78,0%

2000 25.113,1 31.722,9 79,2%

Total 346.342,7 512.105,3 67,6%


Entre 1981 y 1997 se produjeron 273.771,7 GWh en las centrales nucleares de Tarragona.Esta producción supuso el 65% de la producción total de energía eléctrica en Cataluña.


87

Este porcentaje aumentó hasta un 79,4% de 1998 a 2000, con una producción de72.571 GWh.

El porcentaje más alto en estos años se dio en 1998, año en que la producción de Tarragonarepresentó un 80,9% de la producción de Cataluña.

Si cogemos los datos desde 1988, año en el que ya estaban en marcha todas las centralesnucleares de Tarragona, hasta el año 2000 veremos que el porcentaje de estos años es de74,8%, habiendo producido en este período 291.175,5 GWh.

En el total de estos años se produjeron en las centrales nucleares de Tarragona346.342,7 GWh, que representaron un 67,6% de la producción total de Cataluña.

ü 1985-1990

En este período disponemos de los datos de producción de los distintos tipos de central dela provincia de Tarragona. En la tabla 17 compararemos la producción total de Tarragonacon la producción total de Cataluña.

TarragonaAñoHidráulica Térmica Nuclear Total

TotalCataluña

%

1985 833,1 40,7 7.971,2 8.844,9 15.089,6 58,6%1986 703,9 41,3 14.080,6 14.825,8 20.724,1 71,5%1987 791,3 42,2 16.062,4 16.896,0 22.411,4 75,4%1988 1.094,7 43,7 22.674,7 23.813,1 29.230,6 81,5%1989 349,9 64,7 22.658,9 23.073,5 27.827,8 82,9%1990 436,0 121,0 21.742,9 22.299,9 27.627,0 80,7%

Total 4.208,9 353,6 105.190,6 109.753,2 142.910,5 76,8%


Como podemos observar en la tabla anterior, la producción de energía eléctrica enTarragona representó el 76,8% de la producción total de Cataluña.

En estos seis años se produjeron 105.190,6 GWh en las centrales nucleares de Tarragona.Producción que representó el 73,6% de la producción total de Cataluña.

Aunque la producción de energía eléctrica de origen nuclear es la más importante, nohemos de olvidar que en Tarragona también funcionan otro tipo de centrales. Entre ellascabe destacar la central hidroeléctrica de Ribaroja, que aprovecha el cauce del río Ebro.Esta central tiene una potencia instalada de 262,8 MW y está funcionamiento desde 1967.

De menor potencia tenemos la central hidroeléctrica de Flix, que también se aprovecha delrío Ebro. Se puso en funcionamiento en 1948 y tiene una potencia instalada de 42,5 MW.

Las centrales hidroeléctricas de Tarragona produjeron entre 1985 y 1990 un 2,9% de laenergía eléctrica total producida en Cataluña con un total de 4.208,9 GWh.


88

La producción de energía de origen térmico en Tarragona fue muy baja, con 353,6 GWh,lo que solamente significó el 0,2% de la energía total producida en Cataluña en este mismoperíodo.

Los datos que hemos estudiado nos demuestran la gran importancia que tiene la provinciade Tarragona y sus centrales eléctricas en la producción de energía eléctrica en Cataluña,siendo fundamentales para el suministro de energía a la red eléctrica catalana.

3.2.4 Situación de Tarragona respecto a España

Nos basaremos en los datos de producción que hemos comentado en el apartado anteriorpara compararlos tanto con los datos de producción de las centrales nucleares a nivelestatal, como de la producción total.

Los datos de producción de las centrales hidroeléctricas y térmicas del período de 1985 a1990 no los comentaremos, ya que como en el ámbito de Cataluña representaban unporcentaje muy pequeño, en el ámbito estatal este porcentaje será todavía mucho menor.

Año Tarragona España %

1981 3.063,3 9.568 32,0%

1982 3.165,5 8.771 36,1%

1983 3.574,4 10.661 33,5%

1984 7.249,8 23.086 31,4%

1985 7.971,2 28.044 28,4%

1986 14.080,6 37.458 37,6%

1987 16.062,4 41.271 38,9%

1988 22.674,7 50.466 44,9%

1989 22.658,9 56.126 40,4%

1990 21.742,9 54.268 40,1%

1991 21.620,0 55.576 38,9%

1992 21.464,0 55.782 38,5%

1993 21.229,0 56.059 37,9%

1994 21.888,0 55.314 39,6%

1995 20.716,0 55.445 37,4%

1996 22.245,0 56.329 39,5%

1997 22.366,0 55.297 40,4%

1998 23.945,9 59.003 40,6%

1999 23.512,0 58.852 40,0%

2000 25.113,1 62.206 40,4%

Total 346.342,7 889.582,0 38,9%

Tabla 18. Producción de energía eléctrica en Centrales Nucleares (GWh)

En la tabla 18 vemos los datos de la producción de las centrales nucleares de Tarragona ydel total de las centrales nucleares de España.


89

Como nos muestra la tabla la producción de las centrales nucleares tarraconenses desde1981 al año 2000 representó el 38,9% de la producción total de las centrales nucleares deEspaña.

Desde 1997 este porcentaje se ha mantenido por encima del 40%.

El máximo se produjo en el año 1988, cuando todas las centrales nucleares de Tarragonaestaban ya en funcionamiento, con una producción de 22.674,6 GWh que representó un44,9% de la producción de España.

La tabla 19 nos muestra los porcentajes de la producción de las centrales nucleares deTarragona con respecto a la producción total de energía eléctrica en España.

Año Centrales NuclearesTarragona

Total España %

1981 3.063,3 111.232 2,8%

1982 3.165,5 114.569 2,8%

1983 3.574,4 117.196 3,0%

1984 7.249,8 120.042 6,0%

1985 7.971,2 127.363 6,3%

1986 14.080,6 129.149 10,9%

1987 16.062,4 133.390 12,0%

1988 22.674,7 139.571 16,2%

1989 22.658,9 147.842 15,3%

1990 21.742,9 151.741 14,3%

1991 21.620,0 159.392 13,6%

1992 21.464,0 161.105 13,3%

1993 21.229,0 160.890 13,2%

1994 21.888,0 164.942 13,3%

1995 20.716,0 169.094 12,3%

1996 22.245,0 176.510 12,6%

1997 22.366,0 189.381 11,8%

1998 23.945,9 158.972,0 15,1%

1999 23.512,0 164.752,0 14,3%

2000 25.113,1 176.361,0 14,2%

Total 346.342,7 2.973.494,0 11,6%


La producción de energía eléctrica de las centrales nucleares de Tarragona representó de1981 al año 2000 el 11,6% de la producción total de España.

Si cogemos estos datos desde el año 1988 hasta el año 2000, este porcentaje aumenta hastael 13,5%. En este período ya estaban trabajando todas las centrales nucleares de Tarragona.

En los años siguientes a la entrada en funcionamiento de las centrales nucleares deTarragona el porcentaje respecto a la producción total de España aumentaba de forma


90

importante. En 1983 se puso en marcha la central nuclear de Ascó I, y en 1984 elporcentaje pasó de un 3% (3.574,4 GWh) en el año anterior a un 6% (7.249,8 GWh).

En 1985 entró en funcionamiento la central de Ascó II y el porcentaje pasó del 6,3% de eseaño al 10,9% del año 1986, duplicando la producción de energía eléctrica. De los7.971,2 GWh se pasó a 14.080,6 GWh.

La última central que se puso en marcha fue la de Vandellós II y lo hizo en el año 1987. Enese año la producción fue de 16.062,4 GWh y el porcentaje del 12%. En el año 1988 laproducción aumentó hasta los 22.674,7 GWh, lo que significó el porcentaje más alto detodos estos años con un 16,2%.

La mayor producción se dio en el año 2000 con 25.113,1 GWh.

Como hemos visto la producción de las centrales tarraconenses tiene una gran importanciaen Cataluña. Lógicamente esta importancia disminuye en el ámbito estatal, pero no deja deser importante considerando que estamos hablando de la producción de energía eléctrica deuna única provincia.

En cuanto a la producción de energía eléctrica de origen nuclear, hemos podido ver que laprovincia de Tarragona es la primera dentro de España, produciendo un 40% de la misma.


91

4 Consumo Eléctrico

4.1 Consumo de Energía Eléctrica en España

Los datos que disponemos para el consumo de energía eléctrica en España van desde elaño 1959 hasta el año 2001, como se muestra la tabla 20.

Año Consumo Año Consumo Año Consumo1959 13.491 1974 66.842 1989 125.4011960 14.625 1975 69.271 1990 129.1611961 16.316 1976 74.928 1991 138.0461962 18.276 1977 78.065 1992 139.4231963 20.088 1978 82.359 1993 139.0651964 22.479 1979 87.965 1994 145.0331965 25.131 1980 92.006 1995 150.2891966 28.695 1981 93.196 1996 154.9281967 32.049 1982 93.558 1997 162.3381968 36.204 1983 97.979 1998 174.1941969 41.028 1984 102.623 1999 186.3851970 45.300 1985 105.579 2000 197.2021971 48.611 1986 107.953 2001 208.5801972 54.756 1987 112.0221973 61.668 1988 116.988

Tabla 20. Consumo de Energía Eléctrica (GWh)

En la gráfica 29 podemos ver como el consumo de energía eléctrica ha ido aumentandocada año desde 1959 hasta el año 2001. Esta situación tan sólo deja de producirse en el año1993, en el que el consumo baja un poco con respecto al del año 1992.

Como ya hemos comentado, el consumo y la producción de energía eléctrica vanestrechamente ligados. Por lo tanto, si en 1993 se produjo un descenso en el consumo deenergía eléctrica, lógicamente debería producirse una disminución en la producción deenergía eléctrica. En el apartado 3.1 en el que hablábamos de la producción de energíaeléctrica, podemos comprobar como coincide que 1993 es el único año en que laproducción de energía eléctrica disminuye respecto al año anterior.

Si comparamos la evolución de la producción y del consumo de energía eléctrica(gráfica 29) vemos, como era de esperar, que las dos siguen una tendencia similar. Las doshan seguido una tendencia creciente.

El año 2001 fue el año en el que se consumió mayor cantidad de energía eléctrica enEspaña, con un total de 208.580 GWh. Dado que la tendencia es la de aumentar elconsumo cada año, probablemente este valor se superará en los años siguientes.


92

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

200.000

225.000

1959 1961 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Producción de energía eléctrica en España (1959-2001)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1959 1964 1969 1974 1979 1984 1989 1994 1999

Año

En

erg

ía (G

Wh

)

Gráfica 29. Consumo de energía eléctrica en España (1959-2001)

En estas cuatro décadas se ha producido un aumento importantísimo en el consumo deenergía eléctrica. En 1959 se consumieron 13.491 GWh, y esta cantidad fue 15 vecesmayor en el año 2001 con 208.580 GWh.


En la gráfica 30 podemos ver la variación interanual del consumo de energía eléctrica.

Como podemos observar los valores más altos se dan de 1959 a 1976, en los cuales lavariación se mantiene por encima del 8%, a excepción del año 1975 que fue de 3,6%. Estose debe en parte a que los consumos en estos años eran más pequeños, por lo que losaumentos en el consumo producían una mayor variación.

En casi todos estos años se superó el 10% de variación, dándose en 1966 la variación másalta con un 14,2%.

Los años 1968 y 1969 con variaciones superiores al 13%, y los años 1972 y 1973 en losque la variación se sitúo en el 12,6% son, junto con 1966, las variaciones más elevadas deestas cuatro décadas.

A partir de 1976 la variación no supera el 7,3% que se dio en 1998. En el año 1993 seproduce la única variación negativa de todos estos años. Como ya habíamos comentado esel único año en el que el consumo disminuye.

La gráfica 31 representa la variación interanual de la producción de energía eléctrica. Sicomparamos esta gráfica con la de la variación interanual del consumo vemos quecoinciden en algunos puntos. En 1966 se producen las máximas variaciones interanualestanto para el consumo como para la producción. A su vez en el año 1993 encontramos laúnica variación negativa para ambas.


93

-5%

0%

5%

10%

15%

1960 1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999

Año

vari

ació

n %

Gráfica 30 Variación interanual del consumo energía eléctrica en España (1960-2001)

Si la comparativa la realizamos por décadas veremos que en los años 60 la media anual decrecimiento tanto de la producción como del consumo se sitúa entorno al 12%, siendo parael consumo la década en la que este porcentaje es mayor.

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1960 1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999

Año

Var

iaci

ón

%

Gráfica 31. Variación interanual de la producción de energía eléctrica en España (1960-2001)

En los años 70 la media anual de crecimiento del consumo es de un 8%., mientras que la dela producción es de un 7,4%.


94

Las medias más bajas se producen en las décadas de los 80 y 90. La media anual decrecimiento del consumo en la década de los 80 es del 3,6% mientras que para laproducción es del 3,4%. En los 90 las medias serán del 4,1% para el consumo y del 3,6%para la producción.

Igual que en la producción de energía eléctrica, en los primeros años del 2000 se hamejorado la media de crecimiento (5,8%) con respecto a las dos últimas décadas, lo queindica una tendencia al aumento en el consumo de energía eléctrica. En la producción estamedia se ha situado en el 5,4%.

4.1.2 Evolución del Consumo por Décadas

La evolución del consumo por década se refleja en la tabla 21. En ella vemos el aumentodel consumo de energía eléctrica por décadas desde el año 1960 hasta el año 2001. Comopodemos ver en la tabla la producción de energía eléctrica ha ido aumentando en cadaépoca.

Década Consumo

1960-69 254.8911970-79 669.7651980-89 1.047.3051990-99 1.518.862

2000-01 405.782

Tabla 21. Aumento del Consumo en cada década (GWh)

ü Década 1960-1969• En esta década se consumieron 254.891 GWh.

• La media de crecimiento anual fue del 11,8%. El valor más alto de estascuatro décadas.

ü Década 1970-1979• Se consumen 669.765 GWh, que representa un aumento de 414.874 GWh

respecto a la década anterior.

• En esta década la media de crecimiento anual se sitúo en el 8%.

• Se produce la mayor variación de consumo con respecto a la década anteriorcon un 263%.

ü Década 1980-1989• El consumo total se sitúa en 1.047.305 GWh, aumentando 377.540 GWh con

respecto a la producción de los 70.

• La media de crecimiento anual disminuye hasta el 3,6%.


95

ü Década 1990-1999• En esta década se produce hasta el momento el mayor consumo de energía

eléctrica para una década con 1.518.862 GWh.

• Este valor supone un crecimiento de 471.557 GWh, el mayor crecimientoentre décadas.

• Se produce un ligero ascenso en la media de crecimiento anual llegando al4,1%.

ü Años 2000 a 2001• En estos dos años de década parece que la tendencia continua siendo la de

aumentar el consumo de forma importante. En estos dos años ya se haconsumido el 27% de la energía consumida en la década anterior.

• La media de crecimiento anual ha aumentado hasta el 5,8%.

En la gráfica 32 se muestra el consumo de energía eléctrica por décadas. En ella vemos lasdiferencias significativas explicadas anteriormente para cada década.

El consumo de energía eléctrica ha ido aumentando década a década, con un mayoraumento en la última década.

1.047.305

669.765

254.891

1.518.862

0

400.000

800.000

1.200.000

1.600.000

1960-69 1970-79 1980-89 1990-99

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Gráfica 32. Consumo de energía eléctrica en España por décadas (1960-1999)


96

4.2 Consumo de Energía Eléctrica en Cataluña

Para este apartado disponemos de datos de consumo de energía eléctrica de diferentesfuentes informativas y con periodicidades diferentes.

Para no mezclar datos de distintas fuentes vamos a estudiar el consumo de energía eléctricaen Cataluña en diferentes apartados.

4.2.1 Período de 1991 a 2001

En este período trabajaremos con los datos anuales de consumo, veremos su variacióninteranual y los compararemos con los consumos de energía eléctrica de España en esosmismos años. La tabla 22 nos muestra esos valores.

Año Cataluña España %

1991 28.341 138.046 20,5%

1992 28.458 139.423 20,4%

1993 28.169 139.065 20,3%

1994 28.515 145.033 19,7%

1995 29.158 150.289 19,4%

1996 29.091 154.928 18,8%

1997 29.799 162.338 18,4%

1998 30.690 174.194 17,6%

1999 31.182 186.385 16,7%

2000 32.788 197.202 16,6%

2001 36.001 208.580 17,3%

Total 332.192 1.795.483 18,5%

Tabla 22. Consumo de Energía Eléctrica (GWh)

En la tabla se aprecia que en este período de tiempo el consumo ha crecido año a año. Aligual que el consumo en España. Si bien en 1993 y 1996 se producen dos bajadas mínimasen el consumo. En el año 1993 esta bajada coincide con una bajada en el consumo deEspaña.

Al igual que en el consumo en España, el valor máximo se produce en el año 2001, con36.001 GWh.

La gráfica 33 nos muestra la evolución del consumo de energía eléctrica en Cataluña y enEspaña. Como hemos comentado anteriormente, se puede observar que el consumo de laenergía eléctrica en Cataluña ha ido aumentando, como en el caso de España, año tras añode forma exponencial, aunque con una curva muy suave. También podemos ver los levesdescensos de consumo de los años 1993 y 1996.

Como se puede ver en la gráfica la tendencia de crecimiento de los consumos es muysimilar tanto para el consumo en Cataluña como para España en el período que estamosestudiando.


97

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h) Consumo Energía Eléctrica en España

(1991-2001)

0

75.000

150.000

225.000

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

En

erg

ía (

GW

h)

Gráfica 33. Consumo de energía eléctrica en Cataluña (1991-2001)

En el caso del consumo de energía eléctrica no sería correcto compararlo con la producciónde energía eléctrica en Cataluña para el mismo período. Esto es porque al existirintercambios de energía con otras autonomías, podría ser que el consumo, por ejemplo,hubiera bajado para un año cualquiera y sin embargo la producción en ese año se hubieramantenido o aumentado si existía una demanda de producción de energía por parte de lared eléctrica.

De las siete zonas en las que está dividido el sistema eléctrico español, Cataluña ha sido enla última década la segunda zona más importante por detrás tan sólo de la zona de Centro-Levante, en cuanto al consumo de energía. En la tabla 22 se indica el porcentaje que hasignificado el consumo en Cataluña con respecto al consumo estatal.

Como se observa de 1991 a 1995 el consumo de energía eléctrica estuvo sobre el 20% deltotal de España para cada año. A partir de 1996 ese porcentaje disminuye año a año hastallegar al 16,6% del año 2000. En el año 2001 ese porcentaje vuelve a aumentar parasituarse en el 17,3%.

En el total de estos once años el consumo de energía eléctrica en Cataluña representó el18,6% del consumo total de España.

4.2.1.1 Variación Interanual

En cuanto a la variación interanual, en la gráfica 34 podemos observar como haevolucionado tanto para Cataluña como para España.

Hasta al año 2000 la variación interanual se ha mantenido por debajo del 3%, teniendo en1993 y 1996 variaciones negativas, -1% y -0,2% respectivamente, debido a la disminuciónde los consumos en esos dos años.


98

En los años 2000 y 2001 la variación ha aumentado mucho respecto a los años anteriores,siendo del 5,2% en el año 2000 y llegando a una importante variación del 9,8% en el año2001.

-5%

0%

5%

10%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

vari

ació

n %

Variación interanual del Consumo Energía Eléctrica en España (1992-2001)

-5%

0%

5%

10%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

vari

ació

n %

Gráfica 34. Variación interanual del consumo energía eléctrica en Cataluña (1992-2001)

Como demuestran estos porcentajes, y especialmente el del año 2001, la tendencia de estosúltimos años es que el consumo de energía eléctrica aumente.

Por el contrario, esta variación no coincide con la variación del consumo en España. Lamáxima variación para España se produjo en 1998 con un 7,3%, mientras que a partir deeste año la variación ha disminuido cada año hasta situarse en el 5,8% del año 2001.

En el año 1993 se dio una variación negativa del 0,1%, al igual que en Cataluña.

4.2.2 Período de 1998 a 2000

En este período disponemos de los datos mensuales de la energía eléctrica consumida.Además tenemos la energía eléctrica facturada detallada según el tipo de tarifa.

4.2.2.1 Consumo de Energía Eléctrica

En la tabla 23 se detalla la energía eléctrica consumida en este período de tiempo enCataluña. Estos valores se han calculado sumando a la producción de energía eléctricadisponible las compras a autoproductores y los saldos de intercambios con la red eléctrica.


99

Mes-Año Producción disponible Compras aautoproductores

Saldo de intercambios Consumo

ene-98 2.706,0 466,0 49,8 3.221,8feb-98 2.315,1 431,6 191,4 2.938,1mar-98 2.149,6 468,3 437,8 3.055,7abr-98 2.323,6 471,5 28,1 2.823,2may-98 2.810,9 501,7 -369,0 2.943,6jun-98 2.672,8 474,6 -184,8 2.962,6jul-98 2.652,3 452,3 176,7 3.281,3ago-98 2.505,4 422,0 -226,9 2.700,5sep-98 2.184,5 445,5 356,3 2.986,3oct-98 2.281,1 517,2 185,4 2.983,7nov-98 2.735,6 486,9 -124,1 3.098,4dic-98 2.834,7 464,7 -53,8 3.245,6ene-99 2.966,3 517,1 -33,0 3.450,4feb-99 2.747,5 485,0 -321,6 2.910,9mar-99 2.354,0 467,4 252,6 3.074,0abr-99 1.869,9 638,4 521,3 3.029,6may-99 2.604,6 522,0 -74,7 3.051,9jun-99 2.959,2 572,2 -436,8 3.094,6jul-99 2.809,4 546,8 49,3 3.405,5ago-99 2.452,2 524,9 -94,8 2.882,3sep-99 2.166,1 498,7 504,0 3.168,8oct-99 2.274,4 525,9 291,0 3.091,3nov-99 2.700,8 752,4 -44,9 3.408,3dic-99 2.942,8 545,9 -34,9 3.453,8ene-00 2.988,2 585,1 54,9 3.628,2feb-00 2.605,3 535,0 102,1 3.242,4mar-00 2.554,7 594,7 228,2 3.377,6abr-00 2.525,8 573,4 -50,6 3.048,6may-00 3.088,2 614,8 -418,0 3.285,0jun-00 3.020,8 573,2 -270,4 3.323,6jul-00 2.759,2 547,0 201,2 3.507,4ago-00 2.486,1 498,3 73,6 3.058,0sep-00 2.188,8 508,2 642,7 3.339,7oct-00 2.347,9 560,8 403,2 3.311,9nov-00 2.679,8 508,7 181,1 3.369,6dic-00 2.788,8 545,7 28,4 3.362,9Total 93.052,4 18.843,9 2.220,8 114.117,1

Tabla 23. Consumo de energía eléctrica (GWh)

Con estos valores hemos elaborado la gráfica 35, y hemos realizado la desestacionalizaciónde la serie para estudiar la misma.


100

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000


Tiempo (mes-año)

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Gráfica 35.Consumo de energía eléctrica en Cataluña (1998-2000)

Como podemos observar en la serie original el consumo mensual presenta picos periódicosque se presentan en los mismos meses en cada año.

Los meses en los que se produjeron aumentos del consumo son enero, marzo, mayo, junio,julio, septiembre, noviembre y diciembre. Aunque en marzo y junio estos aumentos sonmuy pequeños.

Sin embargo en los meses de febrero, abril, agosto y octubre disminuyó el consumo deenergía.

Sin embargo si tomamos la serie desestacionalizada vemos como estos picos no seproducen de igual forma evitando las máscaras producidas por la estacionalidad. La líneade la serie es más suave y no hay diferencias tan grandes de un mes a otro.

La tendencia de la serie desestacionalizada es de un ligero aumento aunque presentadescensos en algún mes.

En la tabla 24 tenemos los datos del consumo total de energía eléctrica en Cataluña y enEspaña desde 1998 al año 2000, y los porcentajes que representa el consumo en Cataluñacon respecto a España.

Año Cataluña España %1998 36.240,8 174.194,0 20,8%1999 38.021,4 186.385,0 20,4%2000 39.854,9 197.202,0 20,2%Total 114.117,1 557.781,0 20,5%

Tabla 24. Consumo de energía eléctrica (GWh)


101

Como podemos ver en estos tres años el consumo de Cataluña ha estado cada año porencima del 20%. El consumo total en Cataluña representó el 20,5% del consumo total enEspaña desde 1998 al año 2000.

4.2.2.2 Energía Eléctrica Facturada según el Tipo de Suministro

En este apartado vamos a analizar el consumo de energía eléctrica desde el punto de vistade las tarifas eléctricas y la evolución de la energía eléctrica facturada en cada una de ellas.

En la tabla 25 tenemos los datos de la energía eléctrica facturada para el total de las tarifasde Baja Tensión y para el total de las tarifas de Alta Tensión.

Mes-año Suministros BajaTensión

Suministros AltaTensión

ene-98 1.384,0 1.272,5

feb-98 1.446,0 1.338,8

mar-98 1.433,7 1.262,8

abr-98 1.399,3 1.401,2

may-98 1.373,1 1.357,3

jun-98 1.287,5 1.380,8

jul-98 1.353,9 1.410,3

ago-98 1.329,9 1.452,4

sep-98 1.341,9 1.224,7

oct-98 1.388,2 1.388,2

nov-98 1.331,9 1.386,9

dic-98 1.400,6 1.306,3

ene-99 1.486,9 1.259,0

feb-99 1.458,4 1.093,2

mar-99 1.537,2 886,8

abr-99 1.508,8 988,6

may-99 1.404,8 848,6

jun-99 1.267,0 794,4

jul-99 1.391,7 850,3

ago-99 1.322,4 775,9

sep-99 1.348,4 835,5

oct-99 1.369,8 771,8

nov-99 1.343,8 803,1

dic-99 1.370,4 695,7

ene-00 1.462,6 660,3

feb-00 1.581,7 536,3

mar-00 1.584,2 385,9

abr-00 1.457,2 551,2

may-00 1.548,6 606,3

jun-00 1.316,4 571,8

jul-00 1.388,5 475,5

ago-00 1.376,2 675,3


102

sep-00 1.429,1 539,7

oct-00 1.486,5 626,9

nov-00 1.500,8 589,9

dic-00 1.387,5 378,8

Total 50.798,9 33.383,0

Tabla 25. Facturación de energía eléctrica según tipo de suministro (GWh)

Para ver como ha evolucionado la facturación de las tarifas de suministro en Baja Tensiónnos fijaremos en la gráfica 36.

0

400

800

1.200

1.600

2.000


Mes-Año

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Gráfica 36. Consumo facturado de energía eléctrica en suministros en B.T.

En ella vemos que, en general, los valores mensuales facturados para el año 1999 y 2000son más bajos que los del año 1998. Aunque estas diferencias no son muy grandes.

Este hecho no se produce igual en todos los meses, por ejemplo, en los meses de enero,julio y diciembre los valores de la energía facturada son casi iguales en los tres años.

Vemos que en estos años la facturación en este tipo de tarifas se ha realizado sobre valoresmuy parecidos, sin grandes variaciones.

Si observamos la gráfica de la serie desestacionalizada vemos que tiene una tendencia máslineal que la original.

Sin embrago, en las tarifas de suministro de Alta Tensión, la variación en los valores defacturación ha sido muy grande. En la gráfica 37 podemos apreciar de forma clara estasdiferencias.

Se puede apreciar como en el año 1999, exceptuando el mes de enero, el resto de mesespresenta valores de la energía facturada muy por debajo de los mismos meses del año


103

1998. Pero este descenso continúa en el año 2000 disminuyendo todavía más la energíafacturada en este tipo de tarifas.

0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

1.750


Mes-Año

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Gráfica 37. Consumo facturado de energía eléctrica en suministros en A.T.

4.2.3 Período de 1995 a 2002

En este período de tiempo tenemos datos de la energía eléctrica facturada mensualmente enCataluña desde el año 1995 hasta el año 2002.

Como en apartados anteriores realizaremos la desestacionalización de la serie original parapoder comparar valores sucesivos.

4.2.3.1 Energía Eléctrica Facturada

La tabla 26 nos muestra los valores de la energía eléctrica facturada en Cataluña desdeEnero de 1995 hasta diciembre del año 2002.

Mes-Año Consumo Mes-Año Consumo

ene-95 2.328 mar-99 2.376

feb-95 2.410 abr-99 2.441

mar-95 2.347 may-99 2.207

abr-95 2.494 jun-99 2.010

may-95 2.334 jul-99 2.183

jun-95 2.399 ago-99 2.039

jul-95 2.481 sep-99 2.127

ago-95 2.293 oct-99 2.086

sep-95 2.214 nov-99 2.092


104

oct-95 2.325 dic-99 2.015

nov-95 2.375 ene-00 2.066

dic-95 2.341 feb-00 2.117

ene-96 2.317 mar-00 1.917

feb-96 2.439 abr-00 1.966

mar-96 2.496 may-00 2.095

abr-96 2.496 jun-00 1.835

may-96 2.399 jul-00 1.807

jun-96 2.412 ago-00 1.993

jul-96 2.396 sep-00 1.906

ago-96 2.459 oct-00 2.047

sep-96 2.231 nov-00 2.032

oct-96 2.364 dic-00 1.710

nov-96 2.619 ene-01 2.371

dic-96 2.409 feb-01 2.037

ene-97 2.445 mar-01 1.767

feb-97 2.617 abr-01 1.703

mar-97 2.412 may-01 1.694

abr-97 2.477 jun-01 2.339

may-97 2.551 jul-01 2.181

jun-97 2.430 ago-01 1.881

jul-97 2.526 sep-01 1.965

ago-97 2.540 oct-01 2.079

sep-97 2.413 nov-01 1.969

oct-97 2.639 dic-01 1.710

nov-97 2.723 ene-02 2.227

dic-97 2.536 feb-02 1.982

ene-98 2.581 mar-02 2.196

feb-98 2.709 abr-02 1.768

mar-98 2.626 may-02 2.386

abr-98 2.731 jun-02 2.063

may-98 2.661 jul-02 2.228

jun-98 2.600 ago-02 2.328

jul-98 2.694 sep-02 2.235

ago-98 2.711 oct-02 2.187

sep-98 2.499 nov-02 1.988

oct-98 2.707 dic-02 2.000

nov-98 2.652

dic-98 2.638

ene-99 2.670

feb-99 2.488

Tabla 26. Energía eléctrica facturada en Cataluña (GWh)


105

Para analizar esta serie hemos realizado su desestacionalización, como hemos hecho enapartados anteriores. En la gráfica 38 se muestran las series original y desestacionalizada.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

ene-95 jul-95 ene-96 jul-96 ene-97 jul-97 ene-98 jul-98 ene-99 jul-99 ene-00 jul-00 ene-01 jul-01 ene-02 jul-02

Tiempo (mes-año)

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Gráfica 38. Consumo de energía eléctrica en Cataluña (1995-2002)

Vemos que la serie original tiene una tendencia creciente de 1995 hasta el año 1998. Apartir de ese año la tendencia pasa a ser decreciente hasta el año 2001, en el cual empieza acrecer de nuevo la energía eléctrica facturada.

En el año 2002 se experimenta un aumento de la energía eléctrica facturada con respecto alos años 2000 y 2001.

Los valores más altos de energía facturada se dan en el año 1998, produciéndose en el mesde abril de ese año el valor máximo de energía facturada en este período de tiempo con2.731 GWh.

En el mes de mayo del año 2001 se da el valor más bajo de energía facturada con1.694 GWh.

Si nos fijamos en la serie estacional vemos que presenta una línea de tendencia oscilante,muy distinta a la de la serie original. Además se cumple para toda la gráfica que los valoresmáximos de energía eléctrica facturada de cada año se dan en el primer semestre. Mientrasque los valores mínimos se dan en el segundo semestre.

En la tabla 27 podemos ver los valores de la energía eléctrica total por año facturada enCataluña desde el año 1995 hasta el año 2002.

Se produce un aumente de 1995 hasta 1998, alcanzando en este año el valor más alto deenergía eléctrica facturada para este período con 31.809 GWh. En este año se produce unavariación interanual de 4,95%.


106

En los años 1999 y 2000 la energía facturada disminuyó, produciéndose unas variacionesinteranuales negativas de -15,95% y -12,13% respectivamente. En el año 2001 se produceun aumento muy poco significativo, 0,87%.

Año Energíafacturada

Variación

1995 28.341 0%1996 29.037 2,46%1997 30.309 4,38%1998 31.809 4,95%1999 26.734 -15,95%2000 23.491 -12,13%2001 23.696 0,87%2002 25.588 7,98%

Tabla 27. Energía eléctrica facturada en Cataluña por año (GWh)

En el año 2002 vuelve a aumentar la energía eléctrica facturada alcanzando un 7,98% devariación interanual, que representa la variación anual más alta de este período.

4.2.3.2 Predicción de la Evolución de la Energía Eléctrica Facturada

Partiendo de los datos de los que disponemos hemos realizado una predicción de cómopodría evolucionar la energía eléctrica facturada en Cataluña desde el año 2003 hasta elaño 2010. Esta predicción se ha calculado bajo el supuesto de estacionalidad estable.

El resultado obtenido se muestra en la gráfica 39.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

ene-95 ene-96 ene-97 ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09 ene-10

Tiempo (mes-año)

En

erg

ía (

GW

h)

Original

Desestacionalizada

Predicción

Gráfica 39. Predicción de la evolución de la energía eléctrica facturada hasta el 2010


107

El resultado obtenido no pretende asegurar que la evolución de la energía eléctricafacturada se va a producir con exactitud de la forma indicada. Esta predicción resultasimplemente de aplicar un método matemático a partir de unos datos que conocemos sobrela energía eléctrica facturada.

Hay que tener en cuenta varios factores que pueden afectar al resultado de la predicción.En primer lugar, no disponemos de demasiados datos, ya que tenemos pocos años. Ademáslas predicciones siempre son menos correctas cuanto más lejos se realiza el cálculo.

Por otro lado, esta predicción se podría ir rehaciendo a medida que vayamos obteniendomás datos sobre la variable que estamos estudiando.

Como podemos ver la predicción presenta una forma oscilante, que se va atenuandoconforme avanza en el tiempo. Se puede apreciar también una cierta tendencia a ladisminución de energía eléctrica facturada año tras año. Esta disminución se puede deber alaumento de la energía eléctrica consumida por los autoproductores, por lo tanto energía nofacturada.

Para finalizar debemos valorar que hay otra serie de parámetros que podrían provocarcambios radicales en el sistema, y por lo tanto no ajustarse a la predicción matemáticarealizada. Estos pueden ser:

• La climatología variable que se está produciendo en los últimos años podríaprovocar un aumento en el consumo de energía eléctrica facturada.

• El aumento de las temperaturas que se ha producido este verano ha provocado lamasiva instalación de equipos de aire acondicionado. A buen seguro que estosequipos provocarán aumentos del consumo de energía eléctrica facturada en esteverano. Si continua esta tendencia de calor los próximos años podría darse denuevo este aumento en el consumo de energía eléctrica.

• Estos cambios climatológicos podrían invertir la tendencia que se ha dado en losúltimos años de consumir más energía eléctrica facturada en el primer semestre.Para pasar a tener un línea de consumo más plana. Variando la forma de la gráfica.

• Por último, la legislación existente en cada momento podría también afectar a ladistribución en el consumo de energía, variando así los supuestos realizados.

Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluña Bibliografía

1

Bibliografía

Ø “Butlletí de conjuntura elèctrica a Catalunya”. Publicado por el Departamentd’Indústria, Comerç i Turisme de la Generalitat de Catalunya.

Ø “Estadística económica y empresarial”. Editorial AC, 1988. Uriel, E.; Muñiz, M.

Ø “Introducción al análisis de series temporales”. Uriel, E.

Ø “Análisis de datos: series temporales y análisis multivariante”. Uriel, E.

Ø “Centrales eléctricas I”. Ediciones UPC, 1993. Ángel Luis Orille Fernández.

Ø “Centrales eléctricas”. Universidad Politécnica de Madrid. Servicio de Publicaciones.J. Sanz Feito, 1993

Páginas web consultadas

Ø www.idescat.es Institut d’Estadística de Catalunya

Ø www.icaen.es Institut Català d’Energia

Ø www.cne.es Comisión Nacional de Energía

Ø www.unesa.es UNESA

Ø www.ree.es Res Eléctrica de España

Ø www.energuia.com Guía energética

Ø www.ine.es Instituto Nacional de Estadística

Ø www.mineco.es Ministerio de Economía

Ø www.cde.ua.es Centro de Documentación Europea

Ø www.gencat.es Generalitat de Catalunya

Ø www.fuentesestadísticas.com Boletín estadístico

Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluña Anexos

1

Anexos

Estos archivos se pueden encontrar en el soporte informático del presente proyecto.

Ø Legislación

• Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del sistema eléctrico nacional(11/12/1996).

• Directiva 96/92/ce, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996,sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

• Ley 54/1997, 27 de noviembre, del sector eléctrico.

Ø El Proyecto ITER

• Notas de prensa relacionadas con el Proyecto ITER

PROTOCOLO PARA EL ESTABLECIMIENTO DE UNA NUEVA REGULACIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

11/12/1996

PROTOCOLO PARA EL ESTABLECIMIENTO DE UNA NUEVA REGULACIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

En Madrid, a 11 de Diciembre de 1996

REUNIDOS

De una parte, el Excmo. Sr. D. Josep Piqué i Camps, Ministerio de Industria y Energía.

Y de otra parte, el Excmo. Sr. D. Iñigo de Oriol Ybarra, Presidente de IBERDROLA y de

UNESA.

De otra parte, el Ilmo. Sr. D. Feliciano Fuster Jaume, Presidente de ENDESA.

De otra parte, el Excmo. Sr. D. José Mª Amusátegui de la Cierva, Presidente de UNIÓN

ELÉCTRICA FENOSA.

De otra parte, el Excmo. Sr. D. Juan Echevarría Puig, Presidente de FUERZAS ELÉCTRICAS

DE CATALUÑA.

De otra parte, el Excmo. Sr. D. Fernando de Ybarra y López Dóriga, Presidente de COMPAÑÍA

SEVILLANA DE ELECTRICIDAD.

Se reconocen recíprocamente capacidad legal para otorgar el presente Protocolo, y en su

virtud:

EXPONEN

El Ministerio de Industria y Energía tiene la decidida voluntad de modificar el actual marco

normativo del sistema eléctrico, propiciando una mayor liberalización, asegurando la

competencia entre las empresas integrantes del mismo y tomando las medidas oportunas para

garantizar un menor coste de la energía eléctrica para el conjunto de la economía española. Dada

la complejidad del sistema eléctrico, el Ministerio de Industria y Energía considera que antes de

proponer al Gobierno para su remisión a las Cortes la modificaciones legales correspondientes,

es conveniente alcanzar un acuerdo básico con los principales integrantes del sistema eléctrico

español. Como es obvio, el contenido del presente Protocolo no puede prejuzgar las conclusiones

del debate parlamentario, cuyos resultados se trasladarán a las empresas firmantes, a los agentes

sociales y a cualquier otra institución o entidad concernido.

Por consiguiente, el objetivo del presente protocolo es establecer las bases operativas que han de

regir en el funcionamiento del Sistema Eléctrico Español, definir los plazos, medidas y

salvaguardias que deberán ser puestos en práctica durante el período transitorio hasta alcanzar los

objetivos de liberalización del mercado eléctrico, establecer aquellos criterios que deberán regir

la estructura del Sector Eléctrico Español, garantizando la competencia entre las empresas que lo

integran y la competitividad de las mismas, así como sentar las bases de retribución adecuada

para cada una de las actividades que se realizan en régimen de monopolio natural, y cuya

regulación debe contemplar los intereses de los consumidores, de los trabajadores y los de los

accionistas que conjuntamente sustentan el negocio de la empresa.

El presente Protocolo refleja adicionalmente el compromiso que las empresas eléctricas firmantes

y sus filiales o participadas eléctricas están dispuestas a asumir como participación en el esfuerzo

colectivo de los diferentes agentes económicos para la consecución de los objetivos fijados en

relación con la Unión Monetaria Europea. En este sentido, se establece de manera puntual la

aportación que el Sector Eléctrico integrado en UNESA deberá realizar en 1997 como

contribución a la competitividad de la economía española, vía reducción en términos nominales

de la tarifa eléctrica para 1997.

Por último, los firmantes constatan que la Ley 40/94, de 30 de Diciembre, de Ordenación del

Sistema Eléctrico Nacional y la posición común del Consejo de Ministros de la Unión Europea

sobre el proyecto de Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la

Electricidad, de 25 de julio de 1996, constituyen los puntos de partida en los que se basan los

acuerdos que a continuación se adoptan, siendo por tanto también estas normas, la referencia

obligada en relación con las materias no contempladas en el presente protocolo, referentes al

Sistema Eléctrico Nacional.

ACUERDOS

PRIMERO.- MODELO DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

ESPAÑOL.

El Ministerio de Industria y Energía y las empresas eléctricas firmantes del presente Protocolo

acuerdan que las bases para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Español, teniendo en cuenta

las diversas actividades que lo componen, serán las siguientes:

1. GENERACIÓN.

A partir del 1 de enero de 1998, el orden de funcionamiento de los diferentes grupos de

generación se establecerá en función de la oferta que las empresas titulares de dichos

grupos efectúen para cada uno de ellos individualmente.

Todos los grupos de generación disponibles efectuarán sus ofertas de la manera que se

establezca en el desarrollo del presente Protocolo, desarrollo que deberá contemplar la

antelación mínima con la que deben realizarse las ofertas, el horizonte de las mismas y el

período de programación y régimen de operación.

La programación de los grupos se realizará partiendo de la oferta más barata hasta igualar

la demanda, sin perjuicio de las posibles restricciones técnicas que pudieran existir en la

red o de otras alteraciones excepcionales en el orden establecido en el funcionamiento,

cuyo tratamiento se determinará como desarrollo de este Protocolo. Asimismo, se

estudiarán, como desarrollo de este Protocolo y a la vista de las experiencias

internacionales disponibles al respecto, los procedimientos más adecuados para incorporar

a la demanda en el mecanismo de ofertas y para que la respuesta de la misma a las señales

de precio sea tenida en cuenta en la determinación del coste marginal del sistema eléctrico.

La energía generada en cada período de programación será retribuida al coste marginal del

sistema eléctrico basado en la oferta realizada por el último grupo de generación cuya

puesta en marcha haya sido necesaria para atender la demanda. Adicionalmente, los

generadores serán retribuidos con el factor de garantía de potencia establecido en el

apartado 3, así como, en su caso, por los servicios complementarios establecidos en el

apartado 2. Para ello, todos los generadores deberán estar dotados de los equipos de medida

que, con criterios homogéneos de ubicación y con la precisión requerida, permitan

determinar, para cada uno de dichos períodos de programación la energía realmente vertida

en las redes de transporte o distribución.

El Gobierno se reserva el derecho de establecer las medidas necesarias para garantizar la

seguridad de suministro de energía eléctrica.

El sistema descrito será de aplicación a toda instalación de potencia instalada igual o

superior a 50 MW, a las de menor potencia existentes que estén actualmente sujetas al

Marco Legal Estable, y aquellas otras de menor potencia que, así lo deseen con las

particularidades descritas en el apartado 6.

El resto de instalaciones no estarán sujetas, en su funcionamiento, al régimen de

programación por ofertas, y serán retribuidas al precio resultante indicado anteriormente en

cada período de programación que funcionen, incluido el factor de garantía de potencia,

con las particularidades descritas en el apartado 6.

Las instalaciones de generación y el consumo deberán asumir los costes derivados de su

posición con respecto a la red de transporte y al consumo, mediante un procedimiento de

determinación de coeficientes de pérdidas o por medio de mecanismos equivalentes. Dicho

procedimiento deberá incluir el adecuado tratamiento para las instalaciones de régimen

especial. La parte del consumo sometido a tarifa regulada y las ofertas recibidas de cada

grupo de generación que se encuentren en operación antes del 31 de diciembre de 1997 no

se verán afectadas por dicho procedimiento hasta el 31 de diciembre del año 2001.

En casos de emergencia en los que exista grave riesgo de desabastecimiento por

indisponibilidad de las centrales o fallos graves en las redes, el sistema de ofertas podrá ser

modificado para hacer frente a dichas situaciones. Se establecerá un procedimiento de

asignación, reparto y retribución de los costes provocados por las situaciones de

emergencia.

La energía generada podrá ser objeto de un régimen de contratación que adoptará la forma

de:

− Contratos vinculados al precio derivado del sistema de ofertas.

− Contratos a precio pactado que se liquidarán por diferencias con respecto al precio

resultante del sistema de ofertas.

Además se estudiará la utilización de otros tipos de contratos, tanto físicos como

financieros, a la vista de las experiencias internacionales disponibles al respecto y

atendiendo a conseguir la máxima flexibilidad en la participación de los agentes

involucrados, manteniendo la máxima eficiencia posible en la seguridad y en la operación

del sistema eléctrico. Su aplicación estará supeditada a su compatibilidad con el sistema de

ofertas.

La liquidación es la operación consistente en asignar a los grupos de generación que hayan

funcionado o hayan estado disponibles en cada período de programación, el precio de la

energía y capacidad correspondiente, determinando los pagos y cobros concretos que deben

realizar los diferentes agentes.

A estos efectos, los contratos a precio pactado por diferencias, que se comunicarán en las

condiciones que se determinen al operador de mercado, se liquidarán al precio resultante

del sistema de ofertas, estableciéndose por las partes el saldo por diferencias entre el precio

pactado y el citado precio resultante del sistema de ofertas.

Todos los generadores se adherirán a las condiciones establecidas por el Operador del

Sistema y por el Operador del Mercado para el funcionamiento del despacho y para la

liquidación y pago de la energía. Dichas condiciones se establecerán como desarrollo de

este Protocolo.

Se creará un Registro de Generadores y de otras Entidades que puedan realizar ofertas en el

sistema descrito, en el que deberán quedar reflejadas las características de las instalaciones

de generación. Sin perjuicio de otros que puedan ser creados en las Comunidades

Autónomas, dicho Registro estará ubicado en la Dirección General de la Energía.

Estas características de las instalaciones deberán ser puestas de manifiesto al Operador de

Mercado para que pueda ejercer sus funciones con la 1 máxima efectividad.

2. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS.

Son los servicios que complementan la producción de energía eléctrica necesarios para que

la electricidad llegue al consumidor, y se entregue en las debidas condiciones de calidad y

seguridad de servicio. Entre otros se incluyen los siguientes:

− Regulación primaria de grupos generadores.

− Regulación secundaria de las zonas o seguimiento de carga.

− Reserva terciaria de generación.

− Energía reactiva/control de la tensión.

− Arranque autónomo.

− Otros que en el futuro puedan considerarse.

Los servicios complementarios, que no sean obligatorios para las empresas de generación,

serán objeto de contratación u oferta de las empresas eléctricas al operador del sistema,

siendo retribuidos adicionalmente por los distribuidores-comercializadores,

comercializadores o clientes con capacidad de elección del suministro y formarán por tanto

parte del precio de la generación del sistema.

3. CAPACIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LAS INSTALACIONES DE

GENERACIÓN.

Se reconoce a todos los grupos de generación existentes y de nueva construcción integrados

en el sistema de ofertas definido anteriormente, el derecho a ser retribuidos por la garantía

de potencia que presten efectivamente al sistema.

La garantía de potencia se percibirá por todos los grupos según la potencia efectivamente

disponible y su valor podrá variar en función de las necesidades de capacidad a largo plazo

del sistema, de manera que el valor integrado de la energía origine señales correctas en el

mercado propiciando, si fuera necesario, nuevas inversiones. Su determinación y

procedimiento de reparto, cuestiones de especial importancia, se realizará mediante un

procedimiento que se acordará como desarrollo de este Protocolo.

La repercusión de este coste de garantía de potencia a los diferentes adquirentes se

determinará en ptas/kWh, será objeto de análisis y, en todo caso, se efectuará atendiendo a

criterios objetivos indicativos de la incidencia de los consumos en la capacidad total del

sistema.

El valor inicial de la garantía de potencia y el procedimiento a seguir para su eventual

actualización serán fijados en el desarrollo de este Protocolo, atendiendo a criterios de

estabilidad de la señal y de fomento de nuevas inversiones eficientes para el sistema

eléctrico en su conjunto.

Con carácter indicativo y a la espera de los resultados de los trabajos de desarrollo del

presente Protocolo, se estima que la repercusión de la retribución por garantía de potencia

efectivamente disponible podría situarse en torno a 1,30 Ptas/kWh.

4. LIBERTAD DE ESTABLECIMIENTO.

La instalación de nuevos grupos de generación eléctrica se considerará liberalizada a todos

los efectos, sin perjuicio de la obtención de las. autorizaciones previstas en la normativa

vigente para la ejecución de la instalación y sujeta a la regulación medioambiental y de

ordenación del territorio establecida por la autoridad competente en cada materia.

El Ministerio de Industria y Energía podrá establecer medidas adicionales a la retribución

por garantía de potencia para garantizar la seguridad del suministro a largo plazo.

5. LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO DE ENERGÍAS PRIMARIAS PARA LA

GENERACIÓN.

Las partes firmantes del Protocolo acuerdan que, para una efectiva liberalización y

competencia en el sector eléctrico, es necesario propiciar un acceso sin restricciones a las

diversas fuentes de energía primaria utilizadas para la generación de electricidad.

A partir del 1 de enero 1998, con las excepciones que se recogen en los párrafos siguientes,

los abastecimientos de materias primas para la generación de energía eléctrica se efectuarán

sin restricciones, sin que quepan limitaciones en materia de política energética o de fijación

de precios o de acceso a las infraestructuras, según lo previsto en el Real Decreto Ley

7/1996 de 7 de Junio y el Real Decreto 2033/96, de 6 de Septiembre. El Ministerio

elaborará la normativa correspondiente para hacer efectivo este compromiso.

En el caso del carbón autóctono, se estará a lo dispuesto en el Plan de Futuro de la Minería

del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras. El uso de este carbón se atendrá a

criterios de racionalidad económica y social. El Ministerio elaborará la normativa

correspondiente para hacer efectivo este compromiso negociándola con los agentes

sociales.

En el marco del Plan de Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas

Mineras, cuyo contenido no se prejuzga en el presente Protocolo, las compañías eléctricas

formalizarán contratos a medio y largo plazo de adquisición de carbón nacional,

retribuyéndose el coste a un determinado volumen de existencias por encima del stock de

seguridad. El proceso de suscripción de contratos se efectuará con la supervisión del

Ministerio de Industria y Energía y de los agentes sociales. El Ministerio se compromete a

que este compromiso de las empresas eléctricas se lleve a cabo de forma efectiva, de

acuerdo con las cantidades garantizadas que en su caso se fijen en el Plan de Futuro de la

Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras. Adicionalmente, el Ministerio

hará uso a partir de la transposición de la Directiva de la Unión Europea sobre normas

comunes para el mercado interior de la electricidad de las facultades que le confiere el

artículo 8 del citado proyecto de Directiva, con objeto de dar estabilidad al sector minero

del carbón. El Ministerio se compromete a tratar de mejorar todos los aspectos que se

refieren al carbón en el citado proyecto de Directiva.

En todo caso, el Ministerio de Industria y Energía entiende que la gradualidad es un

principio básico que debe regir la evolución del sector minero. Asimismo, el Plan de

Futuro de la Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras supondrá un marco

estable en el que la Minería del Carbón se desenvolverá en el futuro. Para ello, el

Ministerio elevará al Gobierno la solicitud de que se promueva un debate parlamentario

que contribuya a dotar de estabilidad la política que se establezca con respecto a la minería

del carbón.

En casos de emergencia como los definidos por la Agencia Internacional de la Energía para

el caso del petróleo o en situaciones similares que pudieran afectar a los mercados del gas

natural, uranio o del carbón, o si se produjeran graves distorsiones en los mercados

internacionales de materias primas que pudieran afectar a España en sus relaciones

exteriores, el Ministerio de Industria y Energía podrá determinar salvedades a lo dispuesto

durante el período de tiempo que durara la situación.

La titularidad de las responsabilidades en relación con la segunda parte del ciclo de

combustible nuclear seguirá siendo asumida por el Estado a través de la Empresa Nacional

de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA).

6. INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL.

El Ministerio de industria y Energía y las empresas eléctricas son conscientes de la

importancia de este tipo de producción y de la aportación que la misma, en especial la

procedente de fuentes renovables, realiza bajo el punto de vista medioambiental, y de

ahorro de energías primarias y de eficiencia energética.

Por ello, para su adaptación a un modelo competitivo, ambas partes acuerdan que el

funcionamiento de estas instalaciones debe adecuarse a la nueva regulación e introducción

de competencia.

A las instalaciones de este tipo, de potencia instalada superior o igual a 50 MW, les será de

aplicación el modelo de ofertas competitivas definido en el apartado 1.

Para el resto de instalaciones, sus excedentes de energía eléctrica serán adquiridos al precio

que resulte de las ofertas definidas en el apartado 1, incluida la garantía de potencia a que

se refiere el apartado 3.

No obstante, se establecerán primas que se aplicarán sobre los precios resultantes del

sistema de ofertas o instrumentos económicos equivalentes para incentivar a las

instalaciones de energías renovables (minihidráulica, eólica y otras), biomasa, residuos y a

las instalaciones de cogeneración de hasta 25 MW de potencia instalada, que contribuyan a

la mejora del medio ambiente o al ahorro de energía primaria y eficiencia energética.

Las primas que se establezcan para las energías renovables (minihidráulica, eólica y otras),

biomasa y residuos, tendrán en consideración el nivel de tensión de entrega de la energía, la

contribución a la mejora del medio ambiente, y los costes, al efecto de conseguir unas tasas

de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. El

precio de adquisición resultante se fijará dentro de una banda porcentual referida a la media

de las tarifas para los consumidores finales que no tengan la categoría de clientes con

capacidad de elección, incluyendo los correspondientes factores de discriminación horaria.

En el caso de las instalaciones que utilicen residuos, estos incentivos, se establecerán

previo informe de la autoridad competente en materia de medio ambiente sobre el

desimpacto ambiental que produzcan dichas instalaciones y teniendo en cuenta asimismo el

porcentaje de combustible principal y de residuos utilizado en la instalación.

Las primas que se establezcan para las instalaciones de cogeneración de hasta 25 MW,

tendrán en consideración el nivel de tensión de entrega de la energía y los costes de

inversión, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al

coste del dinero en el mercado de capitales. La percepción de esta prima se mantendrá

como máximo hasta la supresión de la retribución fija incluida en los costes de transición a

la competencia definidos en el apartado 7 del presente Acuerdo.

A las instalaciones acogidas en la actualidad al régimen previsto en el Real Decreto

2366/94, continuará siendo de aplicación dicho Real Decreto hasta los cinco años de su

entrada en explotación, o bien podrán optar por acogerse al régimen económico que en

aplicación del presente Protocolo se establezca.

Con la excepción de lo establecido en los párrafos anteriores y del compromiso regulatorio

establecido en el Acuerdo Segundo, apartado 1, el funcionamiento del régimen especial de

producción eléctrica no podrá ser objeto de discriminación, en relación al funcionamiento

del resto del sistema.

7. FORMACIÓN DE PRECIOS.

La formación de precios de la electricidad para los consumidores finales se realizará de

conformidad con los criterios que figuran en el apartado 11. Se relacionan a continuación

los distintos componentes del coste de suministro, agrupados por conceptos para facilitar

una elaboración correcta y gradual de las tarifas:

a) Costes de generación, que constan de:

− La retribución de la energía producida por cada generador, según el coste marginal

del sistema y, en su caso, de los ajustes que se establezcan por las pérdidas

incurridas en la red de transporte y de los costes derivados de las alteraciones del

régimen normal de funcionamiento del sistema de ofertas.

− La retribución por capacidad y disponibilidad de las instalaciones de generación.

− Los costes por servicios complementarios que se establezca que hayan de ser

remunerados.

b) Costes permanentes de funcionamiento del sistema eléctrico, que incluyen:

− Los incentivos o efectos económicos adicionales derivados del Real Decreto

2366/1994 a la producción en régimen especial.

− Los costes de la entidad a cargo de la explotación del sistema, y los del operador

del mercado.

− Los costes de la CSEN.

c) Costes de transporte, que constan de los reconocidos a las entidades transportistas

por el ejercicio de sus actividades de construcción, operación y mantenimiento de

sus instalaciones.

d) Costes de distribución, que constan de los reconocidos a las entidades de

distribución por el ejercicio de sus actividades de construcción, operación y

mantenimiento de sus instalaciones, así como de los costes de las pérdidas en estas

redes.

e) Costes de gestión comercial y gestión de la demanda, en su caso, derivados de las

actividades necesarias para suministrar energía a los consumidores considerados

no elegibles.

f) Costes de transición a la competencia, que constan de:

− La retribución fija establecida durante el período transitorio en el Acuerdo

segundo.

− Los costes asociados al stock estratégico de combustible nuclear y el tratamiento

posterior de los residuos.

− Los costes asociados a la moratoria nuclear.

g) Costes de seguridad de abastecimiento, que constan de:

− Los costes asociados a la minería del carbón, al exceso de stock de carbón

nacional en su caso y los costes indirectos relacionados con el Plan de Futuro de la

Minería del Carbón y Desarrollo de las Comarcas Mineras.

Todos estos conceptos se repercutirán como costes de energía o de potencia en el proceso

de formación de precios.

El valor Integrado de la Energía (VIE), en cada tramo de programación que se establezca,

comprenderá los conceptos incluidos en (a) y la imputación que fije el Ministerio de

Industria y Energía de los conceptos establecidos en (b).

Los costes de transición a la competencia y los costes de seguridad de abastecimiento, se

imputarán a todos los consumidores de acuerdo con las directrices que se establezcan por el

Ministerio de Industria y Energía, teniendo en cuenta las características de su consumo y

sus niveles de tensión de suministro.

8. DESPACHO, TRANSPORTE Y OPERADOR DE MERCADO.

Las partes firmantes consideran que el desarrollo de la función de Operación del Mercado

que se desprende del presente Protocolo exige la creación de una entidad, jurídicamente

separada de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A., que tenga a su cargo todos los

mecanismos de recepción de ofertas, casación y comunicación necesarios para establecer el

mercado de generación y demanda. La entidad Operador del Mercado realizará las

liquidaciones que correspondan a las transacciones mercantiles efectuadas bajo su

operación.

Esta entidad, Operador del Mercado se constituirá como Sociedad Anónima antes del

31.12.1997. En el marco del desarrollo del presente Protocolo se establecerá la

composición accionarial de esta sociedad.

La actuación de la entidad Operador del Mercado estará sometida, sin perjuicio de las

competencias que correspondan al Ministerio de Industria y Energía y a la Comisión del

Sistema Eléctrico Nacional, al seguimiento y control de un Comité de Agentes del Mercado

(CAM) cuya composición y funcionamiento se establecerán como desarrollo del presente

Protocolo.

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A. continuará ejerciendo las actividades contempladas

en la LOSEN como empresa de Transporte y Operador del Sistema siendo exigible, en

cualquier caso y de acuerdo con la ley, la separación contable de ambas actividades.

En el marco del desarrollo del presente Protocolo se establecerá el adecuado esquema de

funcionamiento de la sociedad. Para ello se tomarán en cuenta, por un lado, las sinergias

derivadas de la utilización compartida de activos comunes y, por otro lado, los conflictos

de intereses que pudieran afectar a su funcionamiento. Asimismo, se estudiará el marco

regulador de las actuaciones de Red Eléctrica de España, S.A. en el desarrollo de sus

actividades y funciones.

No se impone restricción alguna de titularidad pública a RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA,

S.A.. Su accionariado se reestructurará pudiendo participar en su capital cualquier agente

que intervenga en el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. Ningún accionista

podrá tener una posición de dominio directa o indirectamente y el conjunto de accionistas

garantizará la neutralidad de sus actuaciones. Esta reestructuración deberá culminarse antes

del 31.12.1997.

La normativa sobre la gestión de los intercambios internacionales se elaborará partiendo de

lo establecido al efecto por la posición común del Consejo de Ministros de la Unión

Europea sobre el proyecto de Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de

la Electricidad y por la Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional. Para ello se

otorgará la máxima libertad a los agentes del Sistema Eléctrico Nacional, atendiendo a que

esto sea compatible con salvaguardar la eficiencia y seguridad del Sistema Eléctrico

Nacional y el interés público, aplicando para ello la condición de reciprocidad del proyecto

de Directiva cuando sea necesario.

Se tomarán las medidas oportunas para garantizar que Red Eléctrica de España, S.A. pueda

cumplir los actuales compromisos internacionales que tiene establecidos.

La retribución de la actividad de transporte se realizará teniendo en cuenta el

reconocimiento de costes de inversión unitarios y costes de Operación y Mantenimiento

por instalación con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios. Las actividades

de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A. como Operador del Sistema tendrán un coste

reconocido. A estos efectos la retribución global de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A.

para 1997 se establece en 49.358 Mpta. Esta cantidad se revisará anualmente con el IPC-1

así como cada cuatro años para tener en cuenta la evolución de su inmovilizado (neto).

El peaje por utilización de la red de transporte que, como contraprestación de dicha

utilización deberán satisfacer las empresas distribuidoras-comercializadoras,

comercializadoras y aquellos clientes que se acojan a la libertad de elección, se establecerá

en Ptas/kWh teniendo en cuenta el nivel de tensión del suministro y las características del

uso que hagan de la red.

9. DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.

El Ministerio de industria y Energía y las empresas eléctricas acuerdan que los costes

reconocidos a estas actividades de las empresas firmantes de este Protocolo y sus filiales o

participadas peninsulares, ascenderán en 1997 a la cantidad de 528.894 Mpta, incluidos los

25.000 Mpta. que se contemplan en 1997 en la partida de otros ingresos a que se refiere la

disposición adicional quinta del Real Decreto 1538/1987, excluidos los costes de estructura

de la distribución que ascienden a la cantidad de 16.857 Mpta. e incluidos los costes de las

instalaciones de transporte cuya propiedad corresponde a estas empresas eléctricas y que

asciende a 41.161 Mpta., cuya retribución se realizará con los mismos criterios que los

correspondientes a las instalaciones propiedad de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A..

Se dispondrá de una cuantía máxima de 10.000 Mpta. cada año de coste reconocido

adicional con objeto de retribuir planes de mejora en la calidad del servicio de las empresas

distribuidores, de acuerdo con el artículo 46.2 de la LOSEN, siempre que en dichos planes

participen las Comunidades Autónomas.

Adicionalmente, se podrán considerar costes relativos a programas de incentivación de la

gestión de la demanda a realizar por los distribuidores-comercializadores y

comercializadores, por una cuantía máxima de 5.000 Mpta. para el año 1997 y siguientes.

La retribución global de la distribución se actualizará anualmente teniendo en cuenta el

IPC-1 y las variaciones del mercado afectadas estas últimas por un factor de eficiencia. El

reparto de la retribución global entre las diferentes empresas de distribución responderá a

un modelo que caracterice las distintas zonas de distribución, y variables objetivas de la

actividad y que evolucione en función de parámetros objetivos de calidad del suministro y

reducción de pérdidas.

Se establecerá el procedimiento de determinación de los peajes por utilización de las redes

de distribución que serán únicos, teniendo en cuenta el nivel de tensión de suministro y las

características de consumo. -

Tendrán derecho a la utilización de las redes de transporte y distribución los clientes con

capacidad de elección y las compañías que realicen funciones de comercialización. Todas

las compañías que realicen funciones de comercialización figurarán en un registro que

llevará el Operador de Mercado.

Igualmente, el sistema que se establezca deberá prever las especificidades de los sistemas

extrapeninsulares.

Al objeto de garantizar que las empresas que realizan actividades de distribución perciban

la retribución que se determine con el modelo descrito en el párrafo anterior, se establecerá

un sistema de liquidación entre las empresas distribuidores. En dicha liquidación se

incluirán además los incentivos de las compras que hayan realizado los distribuidores a la

generación en régimen especial con derecho a las mismas.

Todos los distribuidores y comercializadores se adherirán a las condiciones establecidas

por los operadores del sistema y del mercado para el funcionamiento del despacho de

generación y para la liquidación y pago de la energía.

10. LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO.

El Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas acuerdan que, a partir del 1

de enero de 1998, las empresas distribuidoras-comercializadoras, los comercializadores y

clientes con capacidad de elección a los que se refieren los párrafos siguientes podrán

contratar el suministro de energía eléctrica, ya sea al valor integrado de la energía o

mediante contratos que se liquidarán por diferencias con respecto a dicho valor integrado

de la energía. Los contratos deberán ser comunicados en las condiciones que se establezcan

al operador del mercado y constituirán un compromiso firme de suministro a los precios

pactados entre el comprador y el vendedor.

En una primera etapa la capacidad de elección de suministro será otorgada a aquellos

consumidores cuyo consumo anual sea superior a 20 GWh/año y a aquellos distribuidores-

comercializadores, cuyo mercado alcance dicho nivel y a los comercializadores en la parte

de su mercado que corresponda a sus clientes con capacidad de elección.

En el año 2000, la capacidad de elección será posible para aquellos consumidores cuyo

consumo sea superior a 9 GWh/año y en el año 2001 para aquellos consumidores con un

consumo mayor o igual a 5 GWh/año. Dicha capacidad de elección será igualmente posible

para aquellos distribuidores-comercializadores cuyo mercado alcance dichos niveles.

Hasta el año 2002, los clientes con capacidad de elección que no deseen ejercitarla tendrán

la posibilidad de contratar su suministro de electricidad a tarifa regulada.

A partir de esta fecha para consumos superiores a 5 GWh/año no habrá tarifas de

suministro de electricidad. No obstante, el Ministerio de Industria y Energía podrá

mantener determinadas tarifas más allá del año 2002, para ciertos tipos de consumos

superiores a 5 GWh/año, dadas sus especiales características.

Las menciones anteriores a consumos anuales se refieren a consumos por punto de

suministro o por instalación para consumo propio en el caso de los consumidores y por el

mercado servido por sus propias redes para los distribuidores-comercializadores.

A partir del 2002, se irá ampliando la capacidad de elección de los consumidores

adaptándola a la evolución del mercado pudiendo llegar hasta la total liberalización del

suministro de energía eléctrica. En el proceso de revisión del presente Protocolo a que se

hace referencia en el apartado 3º del Acuerdo 2º, a realizar en el año 2001, se precisará el

ritmo de liberalización del mercado.

Hasta el año 2002 o mientras el Ministerio de Industria y Energía haga uso de la facultad de

mantener tarifas a partir de dicha fecha, existirá un sistema de liquidación entre los

distribuidores-comercializadores y comercializadores que tenga en cuenta las diferencias

que se puedan producir entre el valor integrado de la energía y el coste de la energía

incorporado en determinadas tarifas reguladas que serán establecidas por el Ministerio de

Industria y Energía.

A estos efectos se creará un Registro de Distribuidores-Comercializadores,

comercializadores y clientes con capacidad de elección que, sin perjuicio de otros que

puedan ser creados en las Comunidades Autónomas, estará ubicado en la Dirección

General de la Energía.

Se deberán establecer los requisitos a exigir a los distribuidores y comercializadores para el

desempeño de su actividad en relación a la capacidad legal, técnica y económica. Todas

aquellas sociedades que en la fecha de firma de este Protocolo tengan la propiedad de redes

de distribución para el suministro y venta de energía eléctrica a terceros, tienen derecho

automáticamente a quedar incluidos en el Registro citado, sin más requisito que el de

solicitar su inscripción en el mismo en el plazo de seis meses desde la fecha de entrada en

vigor de la normativa correspondiente que desarrolle este punto.

Todos los distribuidores-comercializadores, comercializadores y consumidores, a los que

se vaya confiriendo progresivamente el derecho a elegir suministrador de energía eléctrica

tendrán, asimismo, derecho de acceso a las redes de transporte y distribución, debiendo

abonar por ello las cantidades fijadas como peaje por el acceso a estas redes.

Todos los distribuidores-comercializadores, comercializadores y clientes con capacidad de

elección que ejerzan esta opción, se adherirán a las condiciones establecidas por los

operadores del sistema y del mercado para el funcionamiento del despacho de operación,

para la liquidación y pago de energía, incluidos los costes de transición a la competencia.

11. ESTRUCTURA DE TARIFAS.

Los firmantes del Protocolo manifiestan la necesidad de establecer una estructura de tarifas

que permita mantener el régimen de tarifas máximas y únicas en todo el territorio nacional,

de acuerdo con lo dispuesto en la LOSEN.

Antes del 31 de Julio de 1997 el Ministerio de Industria y Energía presentará al Gobierno

un proyecto de Real Decreto que desarrolle un modelo de estructura tarifaria basado en lo

posible en un acuerdo con los principales agentes interesados, cuyos objetivos sean los

siguientes:

− Diseño de una estructura tarifaria que progresivamente pueda tomar en consideración

la estructura de precios resultantes del valor integrado de la energía y los costes de

transporte, distribución y gestión comercial.

− Diseño de un esquema de transición adaptado en el tiempo al proceso de

liberalización del mercado que deberá finalizar en el 2002 para los consumidores con

capacidad de elección y que podrá ser revisado por el Gobierno con carácter trienal

en atención al desarrollo de las relaciones contractuales que se produzcan en el

contexto de la liberalización y de los umbrales de elegibilidad para los consumidores

que reglamentariamente se establezcan.

− Diseño de conceptos tarifarios que permitan que el término variable de la tarifa

corresponda al coste marginal de suministrar una unidad, permitiendo prácticas

comerciales a las compañías eléctricas.

El Ministerio de Industria y Energía se reserva la capacidad de establecer un marco tarifario

o de mantener determinadas tarifas más allá del año 2002, para cualquier tipo de cliente.

12. CONSIDERACIÓN DE ESPECIALIDADES EXTRAPENINSULARES.

Las actividades que se desarrollen en los territorios insulares y extrapeninsulares serán

reguladas de forma específica de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley

40/1994, de 30 de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, y su

retribución se establecerá con criterios, objetivos y congruentes con respecto a los

aplicados en el sistema peninsular.

SEGUNDO.- IMPLANTACIÓN DEL NUEVO MODELO.

La nueva regulación del sistema eléctrico, al introducir competencia, conducirá a una reducción

en los precios de la energía eléctrica lo cual supondrá una reducción de los ingresos de las

empresas que debería ir acompañada de la correspondiente reducción de costes. En caso de que la

aproximación entre precios y costes se produjera de manera no gradual, se alteraría el equilibrio

financiero de las empresas.

1. PERIODO TRANSITORIO

Al efecto de permitir un proceso gradual y garantizar la viabilidad financiera de las

empresas durante la transición a un mercado en competencia, se considera necesario un

período transitorio, en el que se establezcan unos precios que permitan un paso razonable a

los que prevalecerían en una situación de competencia efectiva. Dado que el inicio de este

período transitorio sería en el año 1998, las tarifas para el 1997 deben fijarse con el mismo

criterio de acercarlas a los precios en competencia. Las bases para este período transitorio

son las siguientes:

1. Este período tendrá una duración de 10 años, del año 1998 al 2007, ambos

inclusive.

2. La evolución de las tarifas será la siguiente:

− 1997 - Reducción nominal del 3%.

− 1998 - Reducción nominal del 2%.

− 1999 a 2001 ambos inclusive - Reducción nominal del 1 %.

− 2002 al 2007 ambos inclusive - Se tendrá en cuenta lo dispuesto en el

punto 5.

Estas reducciones de tarifas se considerarán mínimas, pudiendo incrementarse de

acuerdo con las condiciones que más adelante se establecen.

3. Las empresas firmantes del presente Protocolo percibirán durante el período

transitorio una retribución fija, expresada en ptas/kWh, que se calculará como la

diferencia entre los ingresos medios de tarifa y el conjunto de costes recogidos en el

apartado 7 del Acuerdo 1º, excepción hecha de esta retribución fija, a la que se hace

referencia en el apartado 7 f).

Esta retribución fija incorpora en todo caso el abono de 1 pta/kWh, para aquellos

grupos de generación que hayan efectivamente consumido carbón nacional y por la

cuantía equivalente de este consumo.

En todo caso, el valor actual neto de los importes a recuperar con cargo a este

concepto, a 31.12.97, por las empresas eléctricas firmantes y sus filiales o

participadas eléctricas peninsulares ascenderá, como máximo, a 1.988.561 Millones

de ptas. No obstante, si el coste de generación a que hace referencia el apartado 7. a)

del Acuerdo lº excediera el valor medio anual de 6 pta./kWh, este exceso se deducirá

del valor actual neto antes citado.

La percepción de esta retribución fija en ningún caso se prolongará más allá del año

2007.

4. Las reducciones de tarifas expresadas en el punto 2 podrán ser superiores si se diera

alguna de las siguientes condiciones:

a) Si la retribución fija expresada en pta/kWh a la que se refiere el punto 3

anterior resultara un año superior a la de: precedente.

b) Si se produjesen eventuales reducciones en las externalidades existentes en las

tarifas.

c) Si se produjera un crecimiento de la demanda superior al 3,5%

d) Si se produjera un descenso de la media anual del Mibor a tres meses por

debajo del 6,5%.

5. En el año 2001, y coincidiendo con la revisión general del modelo prevista en el

apartado 3º, se evaluarán los resultados de la primera etapa en términos de:

funcionamiento de dicho modelo, importe global recuperado con cargo a la

retribución fija, evolución del precio del mercado en relación con el precio de

referencia estimado de 6 pta/kWh, evolución económico-financiera de las empresas,

resultado para los consumidores y evolución conjunta de las variables

macroeconómicas a que se refiere el punto 4º anterior. Esta evaluación tendrá por

objeto establecer, en la forma que proceda, los criterios que regirán la evolución de

tarifas y de la retribución fija durante el período 2002-2007.

6. De acuerdo con lo establecido en los párrafos 2º y 3º del punto 3, el importe de

1.988.561 Mpta. incluye 295.276 Mpta. destinados a aquellos grupos de generación

que hayan efectivamente consumido carbón nacional. El importe restante, 1.693.285

Mpta., se repartirá de acuerdo con el siguiente esquema:

Hasta el 75,4% del importe del valor recuperado cada año se repartirá de acuerdo con

los siguientes porcentajes:

IBERDROLA, S.A. 21,7%

ENDESA 28,6%

UNIÓN FENOSA 10,3%

SEVILLANA 4,3%

FECSA 8,0%

ELCOGÁS 2,5%

El 24,6% será asignado a las distintas empresas firmantes del presente Protocolo, a

sus filiales y participadas eléctricas peninsulares, y eventualmente, a otras empresas

eléctricas peninsulares pertenecientes a UNESA, mediante un procedimiento general

de reparto.

Estas normas de reparto deberán tener en consideración los variables relevantes del

balance de las compañías, la evolución del equilibrio económico-financiero de las

empresas a lo largo del período transitorio, el impacto de contingencias en el

funcionamiento de determinados grupos de generación, y en su caso, otros criterios

que puedan considerarse. En este marco, si durante el período transitorio se

observaran especiales dificultades financieras en alguna empresa, el Ministerio,

previo informe de la CSEN, podrá autorizar un plan de financiación extraordinaria a

partir de la asignación específica de parte de esta retribución básica. En sentido

contrario, si se observara una evolución muy favorable de las cuentas financieras de

alguna empresa, el Ministerio de Industria y Energía, previo informe de la CSEN,

podrá ajustar un plan especial para esa empresa que reduzca su participación en esta

parte de la retribución fija. En todo caso, para aprobarse un plan de este tipo, se debe

justificar razonablemente que el margen observado en las cuentas financieras se debe

a un exceso de valoración del importe a recuperar con cargo a la retribución fija a esa

empresa y no a la gestión eficiente de la misma.

En el caso de que en el desarrollo de los trabajos del presente apartado no se

alcanzase un consenso sobre las posiciones y puntos de vista entre las diferentes

empresas antes del 31 de marzo de 1997, sobre el procedimiento de asignación del

citado 24,6% restante, UNESA elaborará un informe que contendrá la posición de las

diferentes empresas eléctricas, y el Ministerio de Industria y Energía establecerá,

previo informe de la CSEN y si se considera oportuno, previo informe de un tercero

designado por las partes que realice los estudios adicionales que fueran necesarios,

los criterios de asignación.

2. TARIFA PARA 1997

Por la especial importancia del proceso de convergencia europea y la necesidad de

mantener la competitividad de la industria española, el Ministerio de Industria y Energía y

las Empresas Eléctricas acuerdan que éstas últimas renuncien a parte de lo que les

correspondería en aplicación del Real Decreto 1538/1987 y normas de desarrollo,

aceptando, por consiguiente, una reducción en la tarifa para 1997 en términos monetarios

del 3%, instrumentada atendiendo a los conceptos que se citan en el ANEXO l. La

estructura de esta reducción para las diferentes tarifas en 1997 será la establecida en el

ANEXO II.

3. COMPROBACIÓN DEL NUEVO MODELO

Durante el ejercicio de 1998, en el que se inicia el nuevo sistema descrito se realizarán las

comprobaciones necesarias de funcionamiento del mismo, comprometiéndose el Ministerio

de Industria y Energía a introducir las modificaciones del modelo que resulten

convenientes o necesarias para lograr los objetivos propuestos. Durante el ejercicio 2001 se

producirá una evaluación de los resultados de funcionamiento del nuevo modelo y se

propondrán las modificaciones que a la vista de la experiencia sobre el mismo resulten

convenientes, convocando a los firmantes del Protocolo y a los agentes sociales si las

modificaciones tuvieran relación con la minería del carbón.

TERCERO.- SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES, ESTRUCTURA DE MERCADO Y

RÉGIMEN ACCIONARIAL

La Ley 40/1994, de 30 de diciembre de ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, en su

disposición transitoria tercera dispone, como fecha límite para que las empresas realicen la

exigencia de separación jurídica de las actividades de generación y distribución, el 31 de

diciembre del 2000.

Considerando la complejidad y los efectos que se puedan producir en las sociedades afectadas,

así como en el tratamiento retributivo de las sociedades y la necesidad de que la Comisión del

Sistema Eléctrico Nacional emita su informe preceptivo, el Ministerio de Industria y Energía se

compromete a no exigir la separación jurídica de actividades antes de la citada fecha.

En tanto no se haga efectiva dicha separación jurídica, las Empresas Eléctricas procederán a la

separación contable de sus actividades de generación, transporte, distribución, comercialización,

distinguiendo entre comercialización a clientes a tarifa y comercialización a clientes con

capacidad de elección, y otras, debiendo presentar al Ministerio de Industria y Energía auditorías

separadas.

El Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas firmantes del presente Protocolo,

UNESA, el ICAC y la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, analizarán las peculiaridades

contables de esta separación de cuentas a los efectos del establecimiento de la correspondiente

normativa contable.

Las empresas eléctricas firmantes del presente Protocolo se comprometen a no ser propietarias, ni

directa ni indirectamente, de ninguna acción del capital del resto de las empresas firmantes, con

la excepción de la participación de ENDESA en Cía Sevillana de Electricidad, S.A. y FECSA, y

la de estas compañías en ENDESA.

Los firmantes del presente Protocolo coinciden en la necesidad de evitar la presencia en los

diferentes Consejos de Administración de los mismos representantes de un mismo accionista,

aún cuando dicho accionista pudiera participar simultáneamente en el capital de las distintas

compañías. Por ello, se comprometen a promover de forma simultánea, con la excepción ya

citada del grupo ENDESA-FECSA-SEVILLANA, las modificaciones necesarias en la

composición de sus órganos de Gobierno.

CUARTO.- DESARROLLO DEL PROTOCOLO.

Para el análisis de la normativa necesaria en el desarrollo del presente protocolo, el Ministerio de

Industria y Energía y las Empresas firmantes acuerdan la creación de los grupos de trabajo que se

definen en el párrafo siguiente. Estos grupos serán convocados por el Ministerio de Industria y

Energía y estarán formados por representantes del propio Ministerio, de las empresas firmantes

del presente Protocolo, de UNESA y de la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, así como en

los grupos que se considere necesario Red Eléctrica de España, S.A., debiendo presentar sus

conclusiones antes del 31 de marzo de 1997.

Se creará un grupo de trabajo para cada una de las siguientes materias:

− Formación de precios en generación y diseño del mercado.

− Servicios complementarios.

− Transporte.

− Distribución y comercialización.

− Estructura de Tarifas.

− Extrapeninsulares.

− Normativa contable.

− Autoproducción.

− Asignación de la retribución fija integrada en los costes de transición a la

competencia.

Los Sindicatos participarán en los grupos de trabajo:

− Formación de precios en generación y diseño del mercado.

− Estructura de tarifas.

Podrán participar, asimismo, en las tareas de estos grupos de trabajo las Comunidades

Autónomas y otros agentes o colectivos interesados en las citadas materias.

El Ministerio de Industria y Energía se compromete a proponer al Gobierno las modificaciones

necesarias de la normativa existente sobre el Sector Eléctrico que se deriven del contenido del

presente protocolo y de las conclusiones de los grupos. En las modificaciones necesarias en el

proceso de desarrollo del presente Protocolo, se informará previamente a los firmantes y a los

agentes sociales.

El desarrollo del presente Protocolo se realizará en lo posible en el marco de la Ley 40/1994, de

30 de Diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional a través de los desarrollos

reglamentarios que sean necesarios para ello.

Y en prueba de conformidad, las partes otorgantes firman el presente documento en septuplicado

ejemplar, en la ciudad y fecha al principio mencionadas.

Por IBERDROLA Y UNESA Por EMPRESA NACIONAL DEELECTRICIDAD, S.A.

Fdo.: D. Iñigo de Oriol Ybarra Fdo.: D. Feliciano Fuster Jaume

Por UNIÓN ELÉCTRICA-FENOSA Por COMPAÑÍA SEVILLANA DEELECTRICIDAD, S.A.

Fdo.: D. José Mª Amusátegui de la Cierva Fdo.: D. Fernando de Ybarra y López Dóriga

Por FUERZAS ELÉCTRICAS DE CATALUÑA, S.A.

Fdo.: D. Juan Echevarría Puig

Por el MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA

Fdo.: D. Josep Piqué i Camps

ANEXO I

TARIFA DE 1997

Con objeto de contribuir a la mejora de la competitividad de la economía española en el ejercicio

1997, que será un año clave por constituir el ejercicio previo a la puesta en marcha de la tercera

fase de la Unión Monetaria Europea, las empresas eléctricas y el Ministerio de Industria y

Energía consideran que la reducción del 3% en términos nominales de la tarifa eléctrica

correspondiente a 1997 puede alcanzarse sobre la base de las siguientes medidas:

− Reducción de los costes expresados como porcentajes de facturación en la determinación

de la tarifa de 1997 es 16.088 Mpta., según las últimas estimaciones al día de hoy, cuya

distribución sería la siguiente:

• 0,35% (7.155 MPTA.) Programa I + D. (Derogación del art. 11 del RD 1486/1980)

• 0,09% (1.840 MPTA.) Stock básico uranio (ENUSA)

• 0,025% (4.088 MPTA.) 2ª parte del ciclo combustible nuclear (ENRESA)

• 0,025% (505 MPTA.) CSEN + OFICO

• 2.500 MPTA. Red Eléctrica de España, S.A.

− Laminación de costes correspondientes a la tarifa de 1997 en ejercicios posteriores, de

acuerdo con las siguientes partidas:

• 31.487 MPTA. Corrección de desviaciones

• 46.607 MPTA. Ampliación de 25 a 30 años del plazo de amortización de las

C.Nucleares.

• 10.834 MPTA. Omisión de inversiones extraordinarias.

• 8.951 MPTA. Reducción sobrecoste por intercambio de activos nucleares.

• 14.741 MPTA. Reducción del pago correspondiente a extensión de vida útil.

− Contribución por reducción directa de costes reconocidos con las siguientes partidas:

• 13.000 MPTA. Reducción del pago correspondiente a extensión de vida útil.

• 19.500 MPTA. Reducción del importe del contrato de importación EDF.

• 30.000 M PTA. Reducción del sobrecoste por intercambio de activos.

Los costes que se relacionan en el concepto de laminación se han incluido íntegramente en

ejercicios posteriores como costes de transición de retribución fija. Las desviaciones, incluida la

hidraulicidad que se produzcan en el ejercicio 1997 se integrarán en dichos costes.

La retribución de la actividad de distribución se verá incrementada en 25.000 Mpta. que se

contemplará en la partida de otros ingresos a que se refiere la disposición adicional quinta del

Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se estableció el procedimiento de

determinación de la tarifa de las empresas gestoras del servicio. A su vez, se incluirá para el

ejercicio 1997 y siguientes una partida de 5.000 Millones de ptas. para programas de gestión de

la demanda.

El incremento de 25.000 Mpta., que será percibido por las empresas en función de su porcentaje

de mercado, debe considerarse como provisional, en tanto no se produzca el desarrollo

reglamentario de la LOSEN correspondiente a la retribución de la distribución a que se refiere el

apartado 8 del acuerdo Tercero y que el Ministerio se compromete a enviar al Gobierno con

anterioridad al 30 de junio de 1997.

Con carácter adicional, la retribución de la distribución podrá verse incrementada en una cuantía

máxima de 10.000 Mpta. correspondiente a inversiones susceptibles de acogerse al último

párrafo del punto tercero de la O.M. de 22 de diciembre de 1988, por el que se rigen los costes

estándares de distribución y procedimientos para su reestructuración, siempre que figuren en

Protocolos suscritos entre el Ministerio de Industria y Energía y las Comunidades Autónomas, y

cuyo objeto sea el aumento de la calidad del servicio en el ámbito rural.

ANEXO II

ESTRUCTURA DE TARIFAS 1997

La estructura de tarifas para 1997 experimentará modificaciones mínimas, habida cuenta de que

la introducción de elementos diferenciales sustanciales requiere la realización de estudios

adicionales a los actuales, en colaboración con las compañías eléctricas, así como su

consideración como desarrollo reglamentario de la LOSEN, en un contexto de introducción

progresiva de competencia en generación y del desarrollo de un sistema completo de peajes por

la utilización de las redes de transporte y distribución.

En consecuencia, los principios de modificación para 1997 obedecerán a los siguientes criterios:

− Simplificación de la tarifa 2.0.N.

− Reducción de la tarifa 2.0 en torno al 1%.

− Concentración de las rebajas fundamentalmente en la tarifa 3.0, 4.0 y corta utilización de

alta tensión para impulsar la mejora de la competitividad a las PYMES.

− Mantenimiento de la tarifa G.4.

− Reducciones moderadas en las tarifas específicas y variaciones en la tarifa D.

− Modificación de la tarifa horaria de potencia introduciendo determinadas modulaciones

por tensión y flexibilidad en su aplicación.

− Introducción de ventas de energía a precios distintos a los de tarifa, de acuerdo con un

esquema de convergencia a costes marginales, teniendo en cuenta la disponibilidad y

restricciones del sistema eléctrico.

DIRECTIVA 96/92/CE, DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO, DE 19 DEDICIEMBRE DE 1996, SOBRE NORMAS COMUNES PARA EL MERCADO INTERIOR DE

LA ELECTRICIDAD

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea y, en particular, el apartado 2 de su artículo 57,su artículo 66 y su artículo 100 A,

Vista la propuesta de la Comisión (1),

Visto el dictamen del Comité Económico y Social (2),

De conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 189 B del Tratado (3),

(1) Considerando que es importante adoptar las medidas destinadas a garantizar el buen funciona-miento del mercado interior; que el mercado interior implica un espacio sin fronteras interiores en elque la libre circulación de mercancías, personas, servicios y capitales esté garantizada;

(2) Considerando que la consecución de un mercado de la electricidad competitivo constituye un pasoimportante hacia la consecución del mercado interior de la energía;

(3) Considerando que lo dispuesto en la presente Directiva no afectará a la aplicación plena del Trata-do CE, y en particular de sus disposiciones relativas al mercado interior y a la competencia;

(4) Considerando que el establecimiento del mercado interior en el sector de la electricidad se revelaparticularmente importante para la racionalización de la generación, la transmisión y la distribución dela electricidad, al tiempo que se refuerza la seguridad del abastecimiento y la competitividad de laeconomía europea, respetando la protección del medio ambiente;

(5) Considerando que el mercado interior de la electricidad debe realizarse progresivamente para quela industria eléctrica pueda ajustarse flexible y racionalmente a la nueva situación, y para tener encuenta la diversidad actual de la organización de las redes eléctricas;

(6) Considerando que el establecimiento del mercado interior en el sector de la electricidad debe favo-recer la interconexión y la interoperabilidad de las redes;

(7) Considerando que la Directiva 90/547/CEE del Consejo, de 29 de octubre de l990, relativa al trán-sito de electricidad por las grandes redes (4) , y la Directiva 90/377/CEE del Consejo, de 29 de junio de1990, relativa a un procedimiento comunitario que garantice la transparencia de los precios aplicablesa los consumidores industriales finales de gas y de electricidad (5), suponen un primer paso hacia larealización del mercado interior de la electricidad;

(8) Considerando que, en el momento presente, es necesario adoptar otras medidas encaminadas alestablecimiento del mercado interior de la electricidad;

(9) Considerando que las empresas del sector deben poder funcionar en el mercado interior sin perjui-cio del respeto de las obligaciones de servicio público, con miras a un mercado competitivo de laelectricidad;

(10) Considerando que existen actualmente, dadas las diferencias estructurales entre Estados miem-bros, distintos sistemas de regulación del sector de la electricidad;

2

(11) Considerando que, de acuerdo con el principio de subsidiariedad, debe establecerse a escala co-munitaria un marco de principios generales, cuya aplicación concreta debe, sin embargo, confiarse alos Estados miembros, que podrán optar por el régimen más adecuado a su situación particular;

(12) Considerando que cualquiera que sea el sistema vigente de organización del mercado, el acceso ala red debe quedar abierto de conformidad con la presente Directiva y debe conducir a resultados eco-nómicos equivalentes en los Estados miembros y, por consiguiente, a un nivel directamente compara-ble de apertura de mercados y un grado directamente comparable de acceso a los mercados de la elec-tricidad;

(13) Considerando que para garantizar la seguridad de suministro, la protección del consumidor y laprotección del medio ambiente, para algunos Estados miembros puede ser necesaria la imposición deobligaciones de servicio público, puesto que, en su opinión, la libre competencia por sí misma no lasgarantiza;

(14) Considerando que la planificación a largo plazo es uno de los medios para realizar dichas obliga-ciones de servicio público;

(15) Considerando que el Tratado establece normas específicas en cuanto a las restricciones, a la li-bertad de movimientos de mercancías y a la libre competencia;

(16) Considerando que el apartado 1 del artículo 90 del Tratado obliga, en particular a los Estadosmiembros, a respetar tales normas en relación con las empresas públicas y con empresas a las que sehayan concedido derechos especiales o exclusivos;

(17) Considerando que el apartado 2 del artículo 90 del Tratado sujeta a aquellas empresas encargadasde servicios de un interés económico general a tales normas, bajo condiciones concretas;

(18) Considerando que la ejecución de la presente Directiva tendrá un impacto sobre las actividades dedichas empresas;

(19) Considerando que los Estados miembros, al imponer obligaciones de servicio público a las em-presas del sector eléctrico, deberán, por consiguiente, respetar las normas correspondientes del Trata-do, tal como han sido interpretadas por el Tribunal de Justicia;

(20) Considerando que, al establecer el mercado interior de la electricidad, debe tenerse muy en cuentael objetivo comunitario de la cohesión económica y social, especialmente en sectores como las infraes-tructuras, nacionales o intracomunitarias, que sirven para la transmisión de energía eléctrica;

(21) Considerando la contribución que aporta la Decisión nº 1254/96/CE del Parlamento Europeo ydel Consejo de 5 de junio de 1996, por la que se establece un conjunto de orientaciones para las redestranseuropeas de la energía (6), al desarrollo de infraestructuras integradas de transmisión de electri-cidad;

(22) Considerando, por lo tanto, que es necesario establecer normas comunes para la generación y laexplotación de las redes de transmisión y de distribución de electricidad;

(23) Considerando que la apertura del mercado de producción puede hacerse con arreglo a dos siste-mas que se refieran al procedimiento de autorización y al de licitación; que deben funcionar con arre-glo a criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios;

(24) Considerando que, en este marco, hay que tomar en consideración la situación de los autopro-ductores y de los productores independientes;

3

(25) Considerando que cada red de transmisión debe someterse a una gestión y a un control centralcon el fin de garantizar su seguridad, fiabilidad y eficacia en beneficio de los productores y sus clien-tes; que, por lo tanto, debe designarse un gestor de la red de transmisión que se haga cargo de la ex-plotación, el mantenimiento y, en su caso, el desarrollo de la red; que su actuación debe ser objetiva,transparente y no discriminatoria;

(26) Considerando que las normas técnicas para el funcionamiento de las redes de transmisión y de lalíneas directas deben ser transparentes y deben garantizar la interoperabilidad de las redes;

(27) Considerando que conviene establecer criterios objetivos y no discriminatorios que regulen elorden de la entrada en servicio de las centrales eléctricas;

(28) Considerando que, por razones de protección del medio ambiente, debe darse la prioridad a lageneración de electricidad basada en energías renovables;

(29) Considerando que, en lo que se refiere a la distribución, pueden concederse derechos de suminis-tro a los clientes que se encuentren en una zona determinada y que debe nombrarse un gestor de la redde distribución para explotar, mantener y, en su caso, desarrollar cada red de distribución;

(30) Considerando que la transparencia y la no discriminación suponen que la función de transmisiónde las empresas integradas verticalmente se administre con independencia de las demás actividades;

(31) Considerando que el comprador único debe administrarse separadamente de las actividades degeneración y de distribución de las empresas verticalmente integradas; que hay que limitar el flujo deinformación entre las actividades de comprador único y dichas actividades de generación y de distri-bución;

(32) Considerando que la contabilidad de todas las compañías eléctricas integradas debe tener la má-xima transparencia, en particular para detectar posibles abusos de posición dominante, como, porejemplo, tarifas anormalmente bajas o altas, o prácticas discriminatorias relativas a transaccionesequivalentes; que, a tal fin, cada actividad deberá llevar su contabilidad por separado;

(33) Considerando que conviene asimismo que las autoridades competentes puedan acceder a la con-tabilidad interna de las empresas, respetando la confiden-cialidad;

(34) Considerando que, debido a la diversidad de las estructuras y a la especificidad de los sistemas enlos Estados miembros, conviene prever varias opciones de acceso a la red que se administren de con-formidad con criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios;

(35) Considerando que conviene prever la posibilidad de autorizar la construcción y la utilización delíneas directas;

(36) Considerando que procede establecer cláusulas de salvaguardia y procedimientos de resolución deconflictos;

(37) Considerando que conviene evitar todo abuso de posición dominante y todo comportamiento de-predatorio;

(38) Considerando que, debido al riesgo de dificultades particulares de adaptación en determinadosEstados miembros, debe preverse la posibilidad de recurrir a determinados regímenes transitorios o aexcepciones, en particular para el funcionamiento de las pequeñas redes aisladas;

(39) Considerando que la presente Directiva constituye otra fase de liberalización; que, aun después desu aplicación seguirán existiendo ciertos obstáculos al comercio de la electricidad entre Estadosmiembros; que, por tanto, a la luz de la experiencia adquirida podrán presentarse propuestas a fin de

4

mejorar el funcionamiento del mercado interior de la electricidad; que, por tanto, la Comisión debeinformar al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación de la presente Directiva.

HAN ADOPTADO LA PRESENTE DIRECTIVA:

CAPITULO I

Ambito de aplicación y definiciones

Artículo 1

La presente Directiva establece normas comunes en materia de generación, transmisión y distribuciónde electricidad. Define las normas relativas a la organización y el funcionamiento del sector de laelectricidad, el acceso al mercado, los criterios y procedimientos aplicables a las licitaciones y la con-cesión de las autorizaciones, así como la exportación de las redes.

Artículo 2

A efectos de 1a presente Directiva, se entenderá por:

1) “generación”: la producción de electricidad;

2) “productor”: toda persona física o jurídica que genere electricidad;

3) “autoproductor”: toda persona física o jurídica que genere electricidad fundamentalmente para supropio uso;

4) “productor independiente”:

a) el productor que no realiza funciones de transmisión o de distribución de electricidad en el te-rritorio cubierto por la red en el que esté instalado;

b) en los Estados miembros en los que no existen las empresas integradas verticalmente y donde seemplea un procedimiento de licitación, es aquel que, correspondiendo a la definición de la letraa), puede no estar sometido exclusivamente a la precedencia económica de la red interconecta-da;

5) “transmisión”: el transporte de electricidad por la red interconectada de alta tensión con el fin desuministrarla a clientes finales o a distribuidores;

6) “distribución”: el transporte de electricidad por las redes de distribución de tensión media y de bajatensión con el fin de suministrarla a clientes

7) “clientes”: los compradores de electricidad al por mayor, los clientes finales y las compañías dedistribución;

8) “clientes mayoristas”: toda persona física o jurídica, si los Estados miembros reconocen su existen-cia, que compre o venda electricidad y que no realice funciones de transmisión, generación o distribu-ción dentro ni fuera de la red en la que esté instalada;

5

9) “cliente final”: el cliente que compre electricidad para su consumo propio;

10) “interconexiones”: el material utilizado para conectar entre sí las redes de electricidad;

11) “red interconectada”: una red constituida por varias redes de transmisión y de distribución unidasentre si mediante una o varias interconexiones;

12) “línea directa”: la línea de electricidad complementaria a la red interconectada;

13) “precedencia económica”: la jerarquización de fuentes de generación de electricidad con arreglo acriterios económicos;

14) “servicios auxiliares”: todos los servicios necesarios para el funcionamiento de la red de transmi-sión o de distribución;

15) “usuario de la red”: toda persona física o jurídica que suministre electricidad a una red de transmi-sión o de distribución, o que reciba un suministro de la misma;

16) “suministro”: el suministro o la venta de electricidad a clientes;

17) “empresa eléctrica integrada”: una empresa vertical u horizontalmente integrada;

18) “empresa verticalmente integrada”: la empresa que realice como mínimo dos de las funciones degeneración, transmisión o distribución de electricidad;

19) “empresa horizontalmente integrada”: la empresa que realice como mínimo una de las funcionesde generación para la venta o de transmisión o de distribución de electricidad, así como otra actividadfuera del sector eléctrico;

20) “procedimiento de licitación”: el procedimiento por el cual se atenderán las necesidades adiciona-les y las capacidades de renovación planificadas mediante suministros procedentes de instalaciones degeneración nuevas o ya existentes;

21) “planificación a largo plazo”: la planificación de las necesidades de inversión en capacidad degeneración y de transmisión a largo plazo, con miras a satisfacer la demanda de electricidad de la red ya garantizar el suministro a los clientes;

22) “comprador único”: toda persona jurídica que asuma la responsabilidad, en la red en la que estéestablecida, de la gestión unificada de las redes de transmisión y/o de la compra y de la venta centrali-zados de la electricidad;

23) “pequeña red aislada”: cualquier red que tuviera en 1996 un consumo inferior a 2500 GWh quepueda interconectarse con otras redes para una cantidad inferior al 5% de su consumo anual.

CAPITULO II

Normas generales de organización del sector

Artículo 3

1. Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2, los Estados miembros, basándose en su organizacióninstitucional y cumpliendo el principio de subsidiariedad, velarán por que las compañías del sector de

6

la electricidad funcionen con arreglo a los principios de la presente Directiva, con miras a la realiza-ción de un mercado competitivo de la electricidad, y no ejercerán discriminación entre aquéllas encuanto a derechos y obligaciones. Los dos enfoques de acceso a las redes recogidos en los artículos 17y 18 deberán dar lugar a resultados económicos equivalentes y, por consiguiente, un nivel directa-mente comparable de apertura de mercados y un grado directamente comparable de acceso a los mer-cados de la electricidad.

2. Dentro del pleno respeto de las disposiciones pertinentes del Tratado, en particular su artículo 90,los Estados miembros podrán imponer a las compañías de electricidad obligaciones de servicio públi-co de interés económico general, que podrán referirse a la seguridad, incluida la seguridad de abaste-cimiento, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así como a la protección del me-dio ambiente; estas obligaciones de servicio público deberán definirse claramente, ser transparentes,no discriminatorias y controlables; dichas obligaciones de servicio público, así como su posible revi-sión, serán publicadas y comunicadas sin demora a la Comisión por los Estados miembros. Como me-dio de cumplir con las mencionadas obligaciones de servicio público, los Estados miembros que así lodeseen podrán establecer una planificación a largo plazo.

3. Los Estados miembros podrán decidir no aplicar las disposiciones de los artículos 5, 6, 17, 18 y 21en caso de que tal aplicación obstaculizare el cumplimiento, de hecho o de derecho, de las obligacio-nes impuestas a las compañías eléctricas en el interés económico general y el desarrollo de los inter-cambios se viese afectado de tal manera que resultara contrario a los intereses de la Comunidad. Den-tro del interés de 1a Comunidad se considera la competencia con respecto a los clientes cualificados deconformidad con la presente Directiva y con el artículo 90 del Tratado.

CAPITULO III

Generación

Artículo 4

Para la construcción de nuevas instalaciones generadoras, los Estados miembros podrán optar entre unprocedimiento de autorización o de licitación. Tanto las autorizaciones como las licitaciones deberánseguir criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

Artículo 5

1. Cuando opten por el procedimiento de autorización, los Estados miembros fijarán los criterios parala concesión de las autorizaciones de construcción de instalaciones de generación en su territorio. Loscriterios podrán referirse a:

a) la seguridad y la protección de las redes eléctricas, de las instalaciones y de los equipos asocia-dos;

b) la protección del medio ambiente;

c) la ocupación del suelo y la elección de los emplazamientos;

d) la utilización del suelo público;

e) la eficacia energética;

7

f) la naturaleza de las fuentes primarias;

g) las características particulares del solicitante, tales como capacidades técnicas, económicas y fi-nancieras;

h) las disposiciones del artículo 3.

2. Se publicarán los criterios detallados y los procedimientos.

3. Los motivos para denegar una autorización deberán ser objetivos y no discriminatorios, se motiva-rán, justificarán y comunicarán al solicitante y, a título informativo, a la Comisión. Los solicitantesdeberán disponer de la posibilidad de interponer recurso.

Artículo 6

1. Cuando opten por el procedimiento de licitación, los Estados miembros o cualquier organismocompetente designado por el Estado miembro de que se trate fijarán el inventario de los nuevos me-dios de producción, incluidas las capacidades de renovación, con arreglo al balance periódico de pre-visiones a que se refiere el apartado 2. En el inventario se tendrán en cuenta las necesidades de inter-conexión de las redes. Las capacidades requeridas se atribuirán mediante procedimiento de licitaciónsegún las modalidades definidas en el presente artículo.

2. El gestor de la red de transmisión o cualquier otra autoridad competente designada por el Estadomiembro de que se trate elaborará y publicará, cada dos años por lo menos, bajo control del Estado, unbalance periódico de previsiones relativo a las capacidades de generación y transmisión que puedanconectarse a la red, las necesidades de interconexión con otras redes y las capacidades de transmisiónpotenciales, así como sobre la demanda de electricidad. Dicho balance de previsiones abarcará unperíodo que fijará cada Estado miembro.

3. El procedimiento de licitación para los medios de producción se publicará en el Diario Oficial de lasComunidades Europeas al menos seis meses antes de la fecha de cierre de la licitación.

El pliego de condiciones estará a disposición de cualquier empresa interesada instalada en el territoriode un Estado miembro, durante el tiempo necesario para que aquélla pueda participar en la licitación.

El pliego de condiciones incluirá la descripción pormenorizada de las especificaciones del contrato ydel procedimiento que deberán seguir los licitadores, así como la lista exhaustiva de los criterios quedeterminarán la selección de los candidatos y la adjudicación del contrato. Las especificaciones podránreferirse asimismo a los ámbitos contemplados en el apartado 1 del artículo 5.

4. Cuando la licitación se refiera a las capacidades requeridas de generación, en ella deberán tomarseen consideración asimismo las ofertas de suministro de electricidad garantizadas a largo plazo proce-dentes de unidades de generación existentes, siempre que permitan cubrir las necesidades adicionales.

5. Los Estados miembros designarán una autoridad, un organismo público o un organismo privadoindependiente de las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, que seráresponsable de la organización, el seguimiento y el control del procedimiento de licitación. Dicha au-toridad u organismo adoptará cuantas medidas sean necesarias para garantizar que la información in-cluida en las licitaciones tenga carácter confidencial.

6. No obstante, en los Estados miembros que hayan optado por el procedimiento de licitación, los au-toproductores y productores independientes deberán poder recibir una autorización basada en criteriosobjetivos, transparentes y no discriminatorios de conformidad con los artículos 4 y 5.

8

CAPITULO IV

Explotación de la red de transmisión

Artículo 7

1. Los Estados miembros designarán o pedirán a las empresas propietarias de las redes de transmisiónque designen, por un período de tiempo que determinarán los Estados miembros en función de consi-deraciones de eficacia y de equilibrio económico, un gestor de la red que se encargará de la explota-ción, del mantenimiento y, en su caso, del desarrollo de la red de transmisión en una zona determina-da, así como de sus interconexiones con otras redes, para garantizar la seguridad del abastecimiento.

2. Los Estados miembros velarán por que se elaboren y se publiquen las normas técnicas que establez-can los requisitos mínimos de diseño y funcionamiento en materia de conexión a las redes de instala-ciones de generación, de redes de distribución, de equipos de clientes directamente conectados, decircuitos de interconexiones y de líneas directas. Dichos requisitos deberán garantizar la interoperabi-lidad de las redes, ser objetivos y no discriminatorios; se notificarán a la Comisión, con arreglo al artí-culo 8 de la Directiva 83/189/CEE del Consejo, de 28 de marzo de 1983, por la que se establece unprocedimiento de información en materia de las normas y reglamentaciones técnicas (7).

3. El gestor de la red se encargará de administrar los flujos de energía en la red teniendo en cuenta losintercambios con otras redes interconectadas. A tal fin, el gestor de la red de transmisión velará porgarantizar la seguridad de la red, su fiabilidad y su eficacia y, en este ámbito, velará por la disponibili-dad de todos los servicios auxiliares indispensables.

4. El gestor de la red proporcionará al de cualquier otra red con la que la suya esté interconectada in-formación suficiente para garantizar el funcionamiento seguro y eficaz, el desarrollo coordinado y lainteroperabilidad de la red interconectada.

5. El gestor de la red no ejercerá ningún tipo de discriminación entre usuarios de la red o categorías deusuarios de la red, en particular en favor de sus filiales o accionistas.

6. A menos que la red de transmisión sea ya independiente de las actividades de generación y distribu-ción, el gestor de la red será independiente, por lo menos en el aspecto de gestión, de las demás activi-dades no relacionadas con la red de transmisión.

Artículo 8

1. El gestor de la red de transmisión será responsable de la ordenación del funcionamiento de las ins-talaciones de generación situadas en su zona y de la utilización de las interconexiones con otras redes.

2. Sin perjuicio del suministro de electricidad basado en obligaciones contractuales, incluidas las re-sultantes de las condiciones de la licitación, la ordenación del funcionamiento de las instalaciones degeneración y la utilización de las interconexiones se efectuarán con arreglo a criterios que podrá apro-bar el Estado miembro, y que deberán ser objetivos, publicados y aplicados de forma no discriminato-ria, con el fin de lograr un buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad. Tendrán encuenta la precedencia económica de la electricidad procedente de las instalaciones de generación dis-ponibles o de transferencias por interconexión, así como las limitaciones técnicas que afecten a la red.

3. El Estado miembro podrá imponer al gestor de la red de transmisión la obligación de que, en la or-denación del funcionamiento de las instalaciones de generación, dé preferencia a las instalaciones degeneración que utilicen fuentes de energía renovables o de residuos o que exploten un procedimientode producción combinada de calor y electricidad.

9

4. Por motivos de seguridad de abastecimiento, los Estados miembros podrán disponer que sea prefe-rente la entrada en funcionamiento de las instalaciones de generación que utilicen fuentes de combus-tión de energía primaria autóctonas en una proporción que no supere, en el curso de un año civil, el 15% de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad que se consuma en elEstado miembro de que se trate.

Artículo 9

El gestor de la red de transmisión deberá preservar el carácter confidencial de la información cuyadivulgación pudiera dar lugar a problemas de índole comercial, de que tenga conocimiento en el de-sempeño de su actividad.

CAPITULO V

Explotación de la red de distribución

Artículo 10

1. Los Estados miembros podrán imponer a las compañías de distribución la obligación de suministrarelectricidad a clientes situados en una zona determinada. La tarifa de ese suministro podrá regularse,por ejemplo, para atender a la igualdad de trato de aquellos clientes.

2. Los Estados miembros designarán o pedirán a las empresas propietarias o responsables de las redesde distribución que designen un gestor, cuyas obligaciones serán la explotación, el mantenimiento y,en su caso, el desarrollo de la red de distribución en una zona determinada, así como sus interconexio-nes con otras redes.

3. Los Estados miembros velarán por que el gestor de la red de distribución proceda con arreglo a lodispuesto en los artículos 11 y 12.

Artículo 11

1. El gestor de la red de distribución velará por la seguridad, la fiabilidad y la eficacia de la red queabarque su zona, sin perjudicar al medio ambiente.

2. En cualquier caso, no ejercerá ningún tipo de discriminación entre usuarios de la red o categorías deusuarios de la red, en particular en favor de sus filiales o accionistas.

3. El Estado miembro podrá imponer al gestor de la red de distribución la obligación de que, en laordenación del funcionamiento de las instalaciones de generación, dé preferencia a las instalaciones degeneración que utilicen fuentes de energía renovables o de residuos o que exploten un procedimientode producción combinada de calor y electricidad.

Artículo 12

El gestor de la red de distribución deberá preservar el carácter confidencial de la información, cuyadivulgación pudiera dar lugar a problemas de índole comercial, de que tenga conocimiento en el de-sempeño de su actividad.

10

CAPITULO VI

Separación y transparencia de las cuentas

Artículo 13

Los Estados miembros, o cualquier otra autoridad competente que designen, o las autoridades de re-solución de conflictos mencionadas en el apartado 3 del artículo 20, podrán acceder a la contabilidadde las empresas de generación, transmisión o distribución cuya consulta resulte necesaria para su mi-sión de control.

Artículo 14

1. Los Estados miembros tomarán las medidas necesarias para garantizar que la contabilidad de lasempresas del sector de la electricidad se lleve con arreglo a lo dispuesto en los apartados 2 a 5.

2. Las compañías de electricidad, cualquiera que sea su régimen de propiedad o su forma jurídica,establecerán, publicarán y efectuarán una auditoría de su contabilidad anual con arreglo a las normasde la legislación nacional sobre contabilidad anual de las sociedades de capital, adoptadas en aplica-ción de la Directiva 78/660/CEE del Consejo, de 25 de julio de 1978, basada en la letra g) del aparta-do 3 del artículo 54 del Tratado y relativa a las cuentas anuales de determinadas formas de sociedad (8).

Las empresas que no estén obligadas legalmente a publicar su contabilidad anual conservarán unacopia de la misma en su sede central, a disposición del público.

3. Las empresas eléctricas integradas llevarán en su contabilidad interna cuentas separadas para susactividades de generación, transmisión y distribución y, en su caso, de forma consolidada para otrasactividades no eléctricas tal como se les exigiría si dichas actividades fueran realizadas por empresasdistintas, a fin de evitar las discriminaciones, las subvenciones cruzadas y los falseamientos de lacompetencia. Incluirán un balance y una cuenta de resultados por cada actividad.

4. Las empresas especificarán, en forma de anexo a su contabilidad anual, las reglas de imputación delas partidas del activo y del pasivo y de las cargas y de los rendimientos que asignen para establecerlas cuentas separadas a que se refiere el apartado 3. Dichas reglas podrán modificarse únicamente encasos excepcionales. Las modificaciones deberán mencionarse en el anexo y motivarse debidamente.

5. Las empresas darán cuenta, en dicho anexo, de las operaciones que revistan importancia realizadascon las empresas vinculadas, con arreglo al artículo 41 de la Séptima Directiva 83/349/CEE del Con-sejo, de 13 de junio de 1983, basada en la letra g) del apartado 3 del artículo 54 del Tratado, relativa alas cuentas consolidadas (9), o con las empresas asociadas a que se refiere el apartado 1 del artículo 33de la misma Directiva, o con las empresas pertenecientes a los mismos accionistas.

Artículo 15

1. Los Estados miembros que designan como comprador único a una empresa de electricidad integradaverticalmente o a parte de una empresa de electricidad integrada verticalmente establecerán disposi-ciones en virtud de las cuales el comprador único deba ser objeto de una gestión separada de las acti-vidades de generación y distribución de la empresa integrada.

2. Los Estados miembros velarán por que no exista circulación de información entre las actividades decomprador único de las empresas de electricidad integradas verticalmente y sus actividades de genera-ción y distribución, salvo en lo referente a la información necesaria para cumplir sus responsabilidadesde comprador único.

11

CAPITULO VII

Organización del acceso a la red

Artículo 16

Para la organización del acceso a la red, los Estados miembros podrán optar entre los procedimientoscontemplados en el artículo 17 y/o en el artículo 18. Ambos procedimientos se regirán por criteriosobjetivos, transparentes y no discriminatorios.

Artículo 17

1. Cuando se trate del acceso a la red negociado, los Estados miembros tomarán las medidas necesa-rias para que los productores y, si los Estados miembros autorizan su existencia, las empresas de su-ministro de electricidad y los clientes cualificados, interiores y exteriores al territorio que abarque lared, puedan negociar el acceso a ésta para celebrar contratos de suministro entre sí mediante acuerdoscomerciales voluntarios.

2. En el caso en que el cliente cualificado esté conectado a las redes de distribución, el acceso a la reddeberá negociarse con el gestor de la red de distribución correspondiente y, si fuera necesario, con elgestor de la red de transmisión correspondiente.

3. Para fomentar la transparencia y facilitar las negociaciones de acceso a la red, los gestores de lasredes deberán publicar durante el primer año tras la aplicación de la presente Directiva una gama indi-cativa de los precios para la utilización de la red de transmisión y de distribución. En la medida de loposible, para los años consecutivos, los precios indicativos publicados deberían basarse en la media delos precios acordados en las negociaciones en el período anterior de doce meses.

4. Asimismo, los Estados miembros podrán optar por un procedimiento de acceso a la red reguladoque dé a los clientes cualificados un derecho de acceso, con arreglo a las tarifas publicadas para lautilización de las redes de transmisión y de distribución, como mínimo equivalente, en términos deacceso a la red, a los otros procedimientos de acceso contemplados en el presente capítulo.

5. El gestor de la red de transmisión o de distribución de que se trate podrá denegar el acceso en casode que no disponga de la capacidad necesaria. La denegación deberá motivarse y justificarse, en parti-cular por lo que respecta al artículo 3.

Artículo 18

1. Cuando se trate del procedimiento de comprador único, los Estados miembros designarán una per-sona jurídica en calidad de comprador único dentro del territorio que abarque el gestor de la red. LosEstados miembros adoptarán las medidas necesarias a fin de que:

i) se publique una tarifa no discriminatoria para el uso de la red de transmisión y de distribución;

ii) los clientes cualificados tengan la libertad de celebrar contratos de suministro para cubrir sus pro-pias necesidades con productores y, si los Estados miembros autorizan su existencia, con empresasde suministro fuera del territorio que abarque la red;

iii) los clientes cualificados tengan la libertad de celebrar contratos de suministro para cubrir sus pro-pias necesidades con productores dentro del territorio que abarque la red;

12

iv) los productores independientes negocien el acceso a la red con los operadores de las redes detransmisión y de distribución con miras a celebrar contratos de suministro con clientes cualificadosfuera de la red mediante acuerdos comerciales voluntarios.

2. El comprador único podrá estar obligado a comprar la electricidad que haya sido objeto de un con-trato entre un cliente cualificado y un productor localizado dentro o fuera del territorio que abarque lared, a un precio igual al precio de venta que ofrezca el comprador único a los clientes cualificados,menos el precio de la tarifa publicada a que se refiere el punto i) del apartado 1.

3. Si no se impone al comprador único la obligación de compra a que se refiere el apartado 2, los Esta-dos miembros adoptarán las medidas necesarias para asegurarse de que los contratos de suministromencionados en los puntos ii) y iii) del apartado 1 se realicen bien mediante el acceso a la red conarreglo a la tarifa publicada mencionada en el punto i) del apartado 1, o bien mediante el acceso a lared negociado según las condiciones del artículo 17. En este último caso, el comprador único no esta-ría obligado a publicar una tarifa no discriminatoria por el uso de la red de transmisión y distribución.

4. El comprador único podrá denegar el acceso a la red y la compra de electricidad a clientes cualifica-dos si no dispone de la capacidad de transmisión o de distribución necesaria. La denegación deberámotivarse y justificarse, en particular por lo que respecta al artículo 3.

Artículo 19

1. Los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para garantizar una apertura de sus merca-dos de la electricidad, de manera que se puedan celebrar contratos en las condiciones establecidas enlos artículos 17 y 18, a1 menos en un nivel significativo que se notificará a la Comisión anualmente.

Se calculará la cuota de mercado nacional en relación con la cuota comunitaria de electricidad consu-mida por los consumidores finales que consuman más de 40 GWh al año (basado en el lugar de con-sumo e incluida la autoproducción).

La Comisión calculará la cuota media de mercado de la Comunidad basándose en la información quele proporcionen periódicamente los Estados miembros. La Comisión publicará esta cuota media co-munitaria en que se definirá el grado de apertura del mercado en el Diario Oficial de las ComunidadesEuropeas antes del 1 de noviembre de cada año con la información pertinente explicativa del cálculo.

2. La cuota de mercado nacional mencionada en el apartado 1 se aumentará de forma gradual a lo lar-go de un período de seis años. Este aumento se calculará mediante la reducción del umbral de consu-mo comunitario de 40 GWh, mencionado en el apartado 1 de dicha magnitud a un nivel de 20 GWh deconsumo eléctrico anual después de tres años de la entrada en vigor de la presente Directiva y a unnivel de 9 GWh de consumo eléctrico anual seis años después de la entrada en vigor de la presenteDirectiva.

3. Los Estados miembros especificarán qué clientes dentro de su territorio, que representen la cuotaespecificada en los apartados 1 y 2, tendrán la capacidad jurídica de contratar el suministro de electri-cidad con arreglo a los artículos 17 y 18, dando por supuesto que todos los consumidores finales queconsuman más de 100 Gwh anuales (basado en el lugar de consumo e incluida la autoproducción)deben estar incluidos en dicha categoría.

Las empresas distribuidoras, en caso de que no se consideraran ya clientes cualificados en virtud delpresente apartado, tendrán capacidad jurídica para contratar, según las condiciones de los artículos 17y 18 para el volumen de electricidad que consuman sus clientes designados como cualificados en elmarco de la red de distribución, el suministro de dichos clientes.

13

4. Los Estados miembros publicarán a más tardar el 31 de enero de cada año los criterios de definiciónde los clientes cualificados que pueden celebrar contratos en las condiciones especificadas en los artí-culos 17 y 18. Esta información, junto con otros datos pertinentes que justifiquen el cumplimiento dela apertura del mercado contemplada en el apartado 1, se enviarán a la Comisión para su publicaciónen el Diario Oficial de las Comunidades Europeas. La Comisión podrá solicitar a un Estado miembroque modifique sus especificaciones como se menciona en el apartado 3, si éstas constituyen un obstá-culo a la correcta aplicación de la presente Directiva en lo que respecta al buen funcionamiento delmercado interior de la electricidad. Si el Estado miembro interesado no da curso a esta petición en unplazo de tres meses, la Comisión adoptará una decisión final con arreglo al procedimiento I del artí-culo 2 de la Decisión 87/373/CEE del Consejo, de 13 de julio de 1987, por la que se establecen lasmodalidades de ejercicio de las competencias de ejecución atribuidas a la Comisión (10).

5. Para evitar desequilibrios en la apertura de los mercados de la electricidad, hasta la fecha de revi-sión que establece el artículo 26:

a) los contratos de suministro de electricidad con arreglo a lo dispuesto en los artículos 17 y 18 con uncliente cualificado en la red de otro Estado miembro no podrán prohibirse si el cliente está conside-rado como cliente cualificado en los dos procedimientos de que se trate;

b) en los casos en los que las transacciones descritas en la letra a) sean denegadas debido a que elcliente esté cualificado sólo en uno de los dos procedimientos, la Comisión podrá obligar a la partedenegante, teniendo en cuenta la situación del mercado y el interés común, a efectuar el suministrode electricidad solicitado a petición del Estado miembro en el que esté situado el cliente cualifica-do.

En paralelo con el procedimiento y el calendario previstos en el artículo 26, y a más tardar transcurridala mitad del plazo previsto en dicho artículo, la Comisión revisará la aplicación de la letra b) del párra-fo primero según la evolución del mercado y teniendo en cuenta el interés común. A la luz de la expe-riencia obtenida, la Comisión evaluará esta situación e informará sobre el posible desequilibrio en laapertura de los mercados de la electricidad con respecto al presente apartado.

Artículo 20

1. Los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para que:

i) los productores independientes y los autoproductores puedan negociar el acceso a la red para abas-tecer sus propias instalaciones y filiales establecidas en el mismo Estado miembro o en otro Estadomiembro por medio de la red interconectada;

ii) los productores exteriores al territorio que abarque la red puedan celebrar contratos de suministroresultantes de una licitación para nuevas capacidades de generación y tengan acceso a la red paracumplir dicho contrato.

2. Los Estados miembros velarán por que las partes negocien la buena fe y por que ninguna de ellasabuse de su posición negociadora obstaculizando el buen término de las negociaciones.

3. Los Estados miembros designarán una autoridad competente, independiente de las partes, para laresolución de los conflictos relacionados con los contratos y las negociaciones de que se trate. Dichaautoridad resolverá, en particular, los conflictos relacionados con los contratos, las negociaciones y ladenegación de acceso y de compra.

4. En caso de conflicto transfronterizo, la autoridad de resolución de conflictos responsable será laautoridad de resolución de conflictos que tenga competencia sobre la red de comprador único o delgestor de la red que deniegue el uso o el acceso a la red.

14

5. El recurso a esa autoridad se entenderá sin perjuicio del ejercicio del derecho a interponer en virtuddel Derecho comunitario.

Artículo 21

1. Los Estados miembros adoptarán las medidas en virtud de los procedimientos y derechos contem-plados en los artículos 17 y 18 para permitir que:

• todos los productores y las empresas de suministro cuando estén autorizadas por los Estadosmiembros establecidos en su territorio suministren electricidad mediante una línea directa asus propias instalaciones, filiales y clientes cualificados;

• todo cliente cualificado en su territorio reciba abastecimiento de electricidad mediante unalínea directa por un productor y empresas de suministro, cuando estén autorizados por losEstados miembros.

2. Los Estados miembros fijarán los criterios para conceder autorizaciones para la construcción delíneas directas en su territorio. Estos criterios deben ser objetivos y no discriminatorios.

3. Las posibilidades de suministro mediante una línea directa a que hace referencia el apartado 1 nomodificarán las posibilidades de contratar el suministro de electricidad con arreglo a los artículos 17 y18.

4. Los Estados miembros podrán subordinar la autorización de construir una línea directa bien a unadenegación de acceso a las redes basándose, según el caso, en el apartado 5 del artículo 17 o en elapartado 4 del artículo 18 en la apertura de un procedimiento de resolución de los conflictos en virtuddel artículo 20.

5. Los Estados miembros podrán denegar la autorización de una línea directa si la concesión de talautorización obstaculiza las disposiciones del artículo 3. La denegación deberá motivarse y justificar-se.

Artículo 22

Los Estados miembros crearán mecanismos adecuados y eficaces para la regulación, el control y latransparencia con el fin de evitar cualquier abuso de posición dominante, en detrimento de los consu-midores en particular, y de cualquier comportamiento depredatorio. Dichos mecanismos tendrán encuenta las disposiciones del Tratado y, en particular, de su artículo 86.

CAPITULO VIII

Disposiciones finales

Artículo 23

En caso de crisis sobrevenida del mercado de la energía, en la que esté amenazada la integridad físicao la seguridad de las personas, de aparatos o de instalaciones, o la integridad de la red, los Estadosmiembros podrán tomar temporalmente las medidas de salvaguardia necesarias.

15

Dichas medidas deberán causar las mínimas perturbaciones posibles en el funcionamiento del mercadointerior y no deberán tener un alcance mayor que el estrictamente indispensable para corregir las difi-cultades sobrevenidas.

El Estado miembro afectado notificará inmediatamente tales medidas a los demás Estados miembros ya la Comisión, la cual podrá decidir que el Estado miembro en cuestión las modifique o las suprima,en la medida en que falseen la competencia y afecten negativamente al comercio de modo incompati-ble con el interés común.

Artículo 24

1. Los Estados miembros en los que las autorizaciones concedidas antes de la entrada en vigor de lapresente Directiva prevean compromisos o garantías de funcionamiento cuyo incumplimiento sea po-sible a causa de lo dispuesto en la presente Directiva, podrán solicitar acogerse a un régimen transito-rio, que les podrá ser concedido por la Comisión, teniendo en cuenta, entre otras cosas, las dimensio-nes de la red de que se trate e igualmente el nivel de interconexión de la red y la estructura de su in-dustria eléctrica. La Comisión informará a los Estados miembros de dichas solicitudes antes de tomaruna decisión, teniendo en cuenta el respeto a la confidencialidad. Dicha decisión será publicada en elDiario Oficial de las Comunidades Europeas.

2. Dicho régimen transitorio estará limitado en el tiempo y dependerá de la expiración de los compro-misos o de las garantías a que se refiere el apartado 1. El régimen transitorio podrá amparar excepcio-nes a los capítulos IV, VI y VII de la presente Directiva. Los Estados miembros deberán notificar a laComisión las solicitudes de un régimen transitorio a más tardar un año después de la entrada en vigorde la presente Directiva.

3. Los Estados miembros que, tras la entrada en vigor de la presente Directiva, pueden demostrar quese plantean problemas sustanciales para el funcionamiento de su pequeña red aislada, podrán solicitarexcepciones a las disposiciones pertinentes de los capítulos IV, V, VI y VII, que les podrán ser conce-didas por la Comisión. Esta a su vez informará a los Estados miembros sobre dichas solicitudes antesde tomar una decisión, teniendo en cuenta el respeto a la confidencialidad. Dicha decisión será publi-cada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas. El presente apartado será también aplicable enLuxemburgo.

Artículo 25

1. Antes de que finalice el primer año tras la entrada en vigor de la presente Directiva, la Comisiónpresentará al Consejo y al Parlamento Europeo un informe sobre las necesidades de armonización queno dependan de lo dispuesto en la presente Directiva. En su caso, la Comisión adjuntará a dicho in-forme las propuestas de armonización que puedan ser necesarias para el buen funcionamiento del mer-cado interior de la electricidad.

2. El Consejo y el Parlamento Europeo se pronunciarán sobre dichas propuestas durante los dos añosposteriores a la presentación de dichas propuestas.

Artículo 26

La Comisión revisará la aplicación de la presente Directiva y presentará un informe sobre la experien-cia adquirida, en cuanto al funcionamiento del mercado interior de la electricidad y la aplicación de lasnormas generales mencionadas en el artículo 3, con objeto de que el Consejo y el Parlamento Europeo,a la vista de la experiencia obtenida, puedan considerar, en su momento, la posibilidad de una mayor

16

apertura del mercado a los nueve años de la entrada en vigor de la Directiva, teniendo en cuenta lacoexistencia de los sistemas a que se refieren los artículos 17 y 18.

Artículo 27

1. Los Estados miembros pondrán en vigor las disposiciones legales, reglamentarias y administrativasnecesarias para dar cumplimiento a lo establecido en la presente Directiva a más tardar el 19 de febre-ro de 1999. Informarán de ello inmediatamente a la Comisión.

2. Debido a la especificidad técnica de sus redes de electricidad respectivas, Bélgica, Grecia e Irlandapodrán disponer de sendos plazos suplementarios de 1 año, 2 años y 1 año, respectivamente, para apli-car las obligaciones que se derivan de la presente Directiva. Estos Estados miembros, al hacer uso deesta posibilidad, lo comunicarán a la Comisión.

3. Cuando los Estados miembros adopten dichas disposiciones, éstas harán referencia a la presenteDirectiva o irán acompañadas de dicha referencia en su publicación oficial. Los Estados miembrosestablecerán las modalidades de la mencionada referencia.

Artículo 28

La presente Directiva entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de lasComunidades Europeas.

Artículo 29

Los destinatarios de la presente Directiva serán los Estados miembros.

Hecho en Bruselas, el 19 de diciembre de 1996.

(1) DO nº C 65 de 14.3.1992, p. 4 y DO nº C 123 de 4.5.1994, p. 1.(2) DO nº C 73 de 15.3.1993, p. 31.(3) Dictamen del Parlamento Europeo de 17 de noviembre de 1993 (DO nº C 329 de 6.12.1993, p. 150), Posición común del Consejo de 25

de julio de 1996 (DO nº C 315 de 24.10.1996, p. 18) y Decisión del Parlamento Europeo de 11 de diciembre de 1996 (no publicada aúnen el Diario Oficial). Decisión del Consejo de 19 de diciembre de 1996.

(4) DO nº L 313 de 13.11.1990, p. 30. Directiva cuya última modificación la constituye la Decisión 95/162/CE de la Comisión (DO nº L107 de 12.5.1995, p. 53).

(5) DO nº L 185, de 17.7.1990, p. 16. Directiva cuya última modificación la constituye la Directiva 93/87/CEE de la Comisión (DO nº L277 de 10.11.1993, p. 32).

(6) DO nº L 161 de 29.6.1996, p. 147.(7) DO nº L 109 de 26.4.1983, p. 8. Directiva cuya última modificación la constituye el Acta de Adhesión de 1994.(8) DO nº L 222 de 14.8.1978, p. 11. Directiva modificada por última vez por el Acta de Adhesión de 1994.(9) DO nº L 193 de 18.7.1983, p. 1. Directiva cuya última modificación la constituye el Acta de Adhesión de 1994.(10) DO nº L 197 de 18.7.1987, p. 33.

B.O.E. de 28-11-1997

Ley 54/1997, de 27 noviembre, del sector eléctrico. PREAMBULO

El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad

Su precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de nuestra economía. El desarrollo tecnológico de la industria eléctrica y su estructura de aprovisionamiento de materias primas determinan la evolución de otros sectores de la industria. Por otra parte, el transporte y la distribución de electricidad constituyen un monopolio natural: se trata de una actividad intensiva en capital, que requiere conexiones directas con los consumidores, cuya demanda de un producto no almacenable -como la energía eléctrica- varía en períodos relativamente cortos de tiempo. Además, la imposibilidad de almacenar electricidad requiere que la oferta sea igual a la demanda en cada instante de tiempo, lo que supone necesariamente una coordinación de la producción de energía eléctrica, así como la coordinación entre las decisiones de inversión en generación y en transporte de energía eléctrica. Todas estas características técnicas y económicas hacen del sector eléctrico un sector necesariamente regulado.

La presente Ley tiene, por consiguiente, como fin básico establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, todo ello sin olvidar la protección del medioambiente, aspecto que adquiere especial relevancia dadas las características de este sector económico. Sin embargo, a diferencia de regulaciones anteriores, la presente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de más intervención estatal que la que la propia regulación específica supone. No se considera necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio de ninguna de las actividades que integran el suministro eléctrico. Así, se abandona la noción de servi cio público, tradicional en nuestro ordenamiento pese a su progresiva pérdida de trascendencia en la práctica, sustituyéndola por la expresa garantía del suministro a todos los consumidores demandantes del servicio dentro del territorio nacional. La explotación unificada del sistema eléctrico nacional deja de ser un servicio público de titularidad estatal desarrollado por el Estado mediante una sociedad de mayoría pública y sus funciones son asumidas por dos sociedades mercantiles y privadas, responsables respectivamente, de la gestión económica y técnica del sistema. La gestión económica del sistema, por su parte, abandona las posibilidades de una optimización teórica para basarse en las decisiones de los agentes económicos en el marco de un mercado mayorista organizado de energía eléctrica.

La planificación estatal, por último, queda restringida a las instalaciones de transporte, buscando así su imbricación en la planificación urbanística y en la ordenación del territorio. Se abandona la idea de una planificación determinante de las decisiones de inversión de las empresas eléctricas, que es sustituida por una planificación indicativa de los parámetros bajo los que cabe esperar que se desenvuelva el sector eléctrico en un futuro próximo, lo que puede facilitar decisiones de inversión de los diferentes agentes económicos.

El propósito liberalizador de esta Ley no se limita a acotar de forma más estricta la actuación del Estado en el sector eléctrico. A través de la oportuna segmentación vertical de las distintas actividades necesarias para el suministro eléctrico, se introducen cambios importantes en su regulación. En la generación de energía eléctrica, se reconoce el derecho a la libre instalación y se organiza su funcionamiento bajo el principio de libre competencia. La retribución económica de la actividad se asienta en la organización de un mercado mayorista. Se abandona el principio de retribución a través de unos costes de inversión fijados administrativamente a través de un proceso de estandarización de las diferentes tecnologías de generación eléctrica.

El transporte y la distribución se liberalizan a través de la generalización del acceso de terceros a las redes. La propiedad de las redes no garantiza su uso exclusivo. La eficiencia económica que se deriva de la existencia de una única red, raíz básica del denominado monopolio natural, es puesta a disposición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico y de los consumidores. La retribución del transporte y la distribución continuará siendo fijada administrativamente, evitándose así el posible abuso de las posiciones de dominio determinadas por la existencia de una única red. Asimismo, para garantizar la transparencia de esta retribución, se establece

para las empresas eléctricas la separación jurídica entre actividades reguladas y no reguladas en cuanto a su retribución económica.

La comercialización de energía eléctrica adquiere carta de naturaleza en la presente Ley. No se trata de una posibilidad sometida a la consideración del Gobierno, sino de una realidad cierta, materializada en los principios de libertad de contratación y de elección de suministrador que se consagra en el texto. Se establece un período transitorio para que el proceso de liberalización de la comercialización de la energía eléctrica se desarrolle progresivamente, de forma que la libertad de elección llegue a ser una realidad para todos los consumidores en un plazo de diez años.

De esta forma, se configura un sistema eléctrico que funcionará bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia, en el que la libre iniciativa empresarial adquirirá el protagonismo que le corresponde. Todo ello sin perjuicio de la necesaria regulación propia de las características de este sector, entre las que destacan la necesidad de coordinación económica y técnica de su funcionamiento.

La presente Ley incorpora a nuestro ordenamiento las previsiones contenidas en la Directiva 96/92/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad. Se trata de una directiva que permite la coexistencia de distintas formas de organización del sistema eléctrico, en las que introduce aquellas exigencias que son indispensables para garantizar la convergencia paulatina hacia un mercado europeo de electricidad.

El presente texto legal también supone la plasmación normativa de los principios del Protocolo suscrito entre el Ministerio de Industria y Energía y las principales empresas eléctricas el 11 de diciembre de 1996. El citado Protocolo, carente de la eficacia normativa de toda norma general, supuso la concreción de un diseño complejo y global de transición de un sistema intervenido y burocratizado a un sistema más libre de funcionamiento del sector. Supuso, asimismo, el acuerdo con los principales agentes económicos de la industria sobre una profunda modificación del sistema retributivo hasta ahora vigente y sobre el escalonamiento progresivo de las distintas etapas conducentes a la liberalización del mercado. El Protocolo se configuró, en definitiva, para que, considerado en toda su extensión, fuese elemento inspirador de un profundo proceso de cambio.

El sector eléctrico tiene unas características de complejidad técnica que hacen necesario garantizar que su funcionamiento en un marco liberalizado se produzca sin abusos de posiciones de dominio y con respeto estricto a las prácticas propias de la libre competencia. Por ello, en la presente Ley se dota a la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico de amplias facultades en materia de solicitud de información y de resolución de conflictos, y se arbitra su colaboración con las instancias administrativas encargadas de la defensa de la competencia. Simultáneamente, se escalonan con más precisión los ámbitos de actuación de la Administración General del Estado y de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, se mejoran los mecanismos de coordinación entre ambas y se dota de mayor continuidad a las labores de la Comisión al establecer un esquema de renovación parcial de sus miembros.

Por último, la presente Ley hace compatible una política energética basada en la progresiva liberalización del mercado con la consecución de otros objetivos que también le son propios, como la mejora de la eficiencia energética, la reducción del consumo y la protección del medio ambiente. El régimen especial de generación eléctrica, los programas de gestión de la demanda y, sobre todo, el fomento de las energías renovables mejoran su encaje en nuestro ordenamiento.

TITULO PRIMERO: Disposiciones generales. Competencias administrativas y planificación eléctrica

Artículo 1.° Objeto.-

1. La presente Ley regula las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica, consistentes en su generación, transporte, distribución, comercialización e intercambios intracomunitarios e internacionales, así como la gestión económica y técnica del sistema eléctrico.

2. La regulación de dichas actividades tiene por finalidad:

• a) La adecuación del suministro de energía eléctrica a las necesidades de los consumidores, y

• b) La racionalización, eficiencia y optimización de las mismas. 3. Las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica se ejercerán de forma

coordinada bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia.

Articulo 2 Régimen de las actividades. -

1. Se reconoce la libre iniciativa empresarial para el ejercicio de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica reguladas en la presente Ley.

2. Estas actividades se ejercerán garantizando el suministro de energía eléctrica a todos los consumidores demandantes del servicio dentro del territorio nacional y tendrán la consideración de servicio esencial.

Articulo 3 Competencias administrativas. -

1. Corresponde a la Administración General del Estado, en los términos establecidos en la presente Ley:

a) Ejercer las facultades de planificación eléctrica en los términos establecidos en el artículo siguiente.

b) Establecer la retribución de la garantía de potencia y de aquellas actividades que tienen la consideración de reguladas de acuerdo con lo previsto en el artículo 11.2 de la presente Ley y fijar el régimen económico de la retribución de la producción de energía eléctrica en régimen especial.

c) Regular la estructura de precios y determinar, en su caso, mediante tarifa, el precio del suministro de energía eléctrica y, mediante peaje, el correspondiente al uso de redes de transporte y distribución, así como establecer los criterios para el otorgamiento de garantías por los sujetos que corresponda.

d) Ejercer las funciones de ordenación previstas en el Título II.

e) Regular la organización y funcionamiento del mercado de producción de electricidad, así como crear otros mercados organizados de electricidad que puedan derivar de aquél.

f) Regular los términos en que se ha de desarrollar la gestión económica y técnica del sistema.

g) Establecer la regulación básica de la generación, del transporte, de la distribución y de la comercialización de energía eléctrica.

h) Sancionar, en el ámbito de su competencia, la comisión de las infracciones establecidas en la presente Ley.

i) Establecer los requisitos mínimos de calidad y seguridad que han de regir el suministro de energía eléctrica.

2. Corresponde, asimismo, a la Administración General del Estado, respecto de las instalaciones de su competencia:

a) Autorizar las instalaciones eléctricas cuando su aprovechamiento afecte a más de una Comunidad Autónoma o el transporte y distribución salga del ámbito territorial de una de ellas.

b) Impartir, en el ámbito de su competencia, instrucciones relativas a la ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas de transporte y distribución, en garantía de una adecuada calidad y seguridad en el suministro de energía, con un mínimo impacto ambiental.

c) Inspeccionar, en el ámbito de su competencia, a través, en su caso, de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, y con la colaboración de los servicios técnicos de la Comunidad Autónoma donde se ubiquen las instalaciones, las condiciones técnicas y, en su caso, económicas y el cumplimiento de las condiciones establecidas en las autorizaciones otorgadas.

d) Sancionar, de acuerdo con lo dispuesto en la presente Ley y disposiciones que la desarrollen, las infracciones cometidas.

3. Corresponde a las Comunidades Autónomas en el ámbito de sus respectivos Estatutos:

a) El desarrollo legislativo y reglamentario y la ejecución de la normativa básica del Estado en materia eléctrica.

b) Regular el régimen de derechos de acometidas y de las actuaciones necesarias para atender los requerimientos de suministro a los usuarios, sin perjuicio de lo previsto para el régimen económico en el apartado 8 del artículo 16.

c) Autorizar las instalaciones eléctricas cuando su aprovechamiento no afecte a otras Comunidades o cuando el transporte o la distribución no salga de su ámbito territorial, así como ejercer las competencias de inspección y sanción que afecten a dichas instalaciones.

En todo caso, se entenderán incluidas las autorizaciones de las instalaciones a que hace referencia el artículo 28.3.

d) Impartir instrucciones relativas a la ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas de transporte o distribución de su competencia, para la adecuada prestación del servicio.

e) Inspeccionar, en el ámbito de las instalaciones de su competencia, las condiciones técnicas y, en su caso, económicas de las empresas titulares de las instalaciones y el cumplimiento de las condiciones establecidas en las autorizaciones otorgadas.

f) Sancionar, de acuerdo con la Ley, la comisión de las infracciones en el ámbito de su competencia.

4. La Administración General del Estado podrá celebrar convenios de cooperación con las Comunidades Autónomas para conseguir una gestión más eficaz de las actuaciones administrativas relacionadas con las instalaciones eléctricas.

Articulo 4 Planificación eléctrica.-

1. La planificación eléctrica, que tendrá carácter indicativo salvo en lo que se refiere a instalaciones de transporte, será realizada por el Estado, con la participación de las Comunidades Autónomas.

2. La planificación eléctrica será sometida al Congreso de los Diputados.

3. Dicha planificación deberá referirse a los siguientes aspectos:

a) Previsión de la demanda de energía eléctrica a lo largo del período contemplado.

b) Estimación de la potencia mínima que debe ser instalada para cubrir la demanda prevista bajo criterios de seguridad del suministro, diversificación energética, mejora de la eficiencia y protección del medio ambiente.

c) Previsiones relativas a las instalaciones de transporte y distribución de acuerdo con la previsión de la demanda de energía eléctrica.

d) El establecimiento de las líneas de actuación en materia de calidad del servicio, tendentes a la consecución de los objetivos de calidad, tanto en consumo final, como en las áreas que, por sus características demográficas y tipológicas del consumo, puedan considerarse idóneas para la determinación de objetivos diferenciados.

e) Las actuaciones sobre la demanda que fomenten la mejora del servicio prestado a los usuarios, así como la eficiencia y ahorro energéticos.

f) La evolución de las condiciones del mercado para la consecución de la garantía de suministro.

g) Los criterios de protección medioambiental que deben condicionar las actividades de suministro de energía eléctrica.

4. En la regulación de la prestación del suministro de energía eléctrica se tendrán en cuenta los planes y recomendaciones aprobados en el seno de los Organismos internacionales, en virtud de los Convenios y Tratados en los que el Reino de España sea parte.

Articulo 5 Coordinación con planes urbanísticos. -

1. La planificación de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica cuando éstas se ubiquen o discurran en suelo no urbanizable, deberá tenerse en cuenta en el correspondiente instrumento de ordenación del territorio. Asimismo, y en la medida en que dichas instalaciones se ubiquen en cualesquiera de las categorías de suelo calificado como urbano o urbanizable, dicha planificación deberá ser contemplada en el correspondiente instrumento de ordenación urbanística, precisando las posibles instalaciones, calificando adecuadamente los terrenos y estableciendo, en ambos casos, las reservas de suelo necesarias para la ubicación de las nuevas instalaciones y la protección de las existentes.

2. En los casos en los que no se haya tenido en cuenta la planificación eléctrica en instrumentos de ordenación descritos en el apartado anterior, o cuando las razones justificadas de urgencia o excepcional interés para el suministro de energía eléctrica aconsejen el establecimiento de instalaciones de transporte o distribución y siempre que en virtud de lo establecido en otras Leyes, resultase preceptivo un instrumento de ordenación del territorio o urbanístico según la clase de suelo afectado, se estará a lo dispuesto en el artículo 244 del texto refundido de la Ley sobre el Régimen del Suelo y Ordenación Urbana, aprobado por el Real Decreto legislativo 1/1992, de 26 de junio, o texto autonómico que corresponda.

Articulo 6. Derogado (1).



TITULO II: Ordenación del suministro

Articulo 9 Sujetos. -

1. Las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica a que se refiere el artículo 1.1 de la presente Ley serán desarrolladas por los siguientes sujetos:

a) Los productores de energía eléctrica, que son aquellas personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las centrales de producción.

b) Los autoproductores de energía eléctrica, que son aquellas personas físicas o jurídicas que generen electricidad fundamentalmente para su propio uso. Se entenderá que un autoproductor genera electricidad, fundamentalmente para su propio uso, cuando autoconsuma, al menos, el 30 por 100 de la energía eléctrica producida por él mismo, si su potencia instalada es inferior a 25 MW y, al menos, el 50 por 100 si su potencia instalada es igual o superior a 25 MW.

c) Quienes realicen la incorporación a las redes de transporte y distribución nacionales de energía procedente de otros sistemas exteriores mediante su adquisición en los términos previstos en el artículo 13.

d) El operador del mercado, sociedad mercantil que tiene las funciones que le atribuye el artículo 33 de la presente Ley.

e) El operador del sistema, sociedad mercantil que tiene las funciones que le atribuye el artículo 34 de la presente Ley.

f) Los transportistas, que son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función de transportar energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte.

g) Los distribuidores, que son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo y proceder a su

venta a aquellos consumidores finales que adquieran la energía eléctrica a tarifa o a otros distribuidores que también adquieran la energía eléctrica a tarifa.

h) Los comercializadores, que son aquellas personas jurídicas que, accediendo a las redes de transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a los consumidores que tengan la condición de cualificados o a otros sujetos del sistema.

2. Los consumidores podrán adquirir la energía eléctrica a tarifa regulada o por los procedimientos previstos en la presente Ley cuando se trate de consumidores cualificados. Reglamentariamente, se determinará qué consumidores tendrán la condición de cualificados.

3. Los productores que participen en el mercado de producción, los distribuidores y los comercializadores tendrán, en todo caso, la consideración de cualificados a los efectos de la adquisición de la energía.

Articulo 10 Garantía del suministro.-

1. Todos los consumidores tendrán derecho al suministro de energía eléctrica, en el territorio nacional, en las condiciones de calidad y seguridad que reglamentariamente se establezcan por el Gobierno, con la colaboración de las Comunidades Autónomas.

2. El Gobierno podrá adoptar, para un plazo determinado, las medidas necesarias para garantizar el suministro de energía eléctrica cuando concurra alguno de los siguientes supuestos:

a) Riesgo cierto para la prestación del suministro de energía eléctrica.

b) Situaciones de desabastecimiento de alguna o algunas de las fuentes de energía primaria.

c) Situaciones de las que se pueda derivar amenaza para la integridad física o la seguridad de las personas, de aparatos o instalaciones o para la integridad de la red de transporte o distribución de energía eléctrica.

En las situaciones descritas, el Gobierno determinará el régimen retributivo aplicable a aquellas actividades que se vieran afectadas por las medidas adoptadas garantizando, en todo caso, un reparto equilibrado de los costes.

Cuando las medidas adoptadas por el Gobierno de acuerdo con lo previsto en este apartado afecten sólo a alguna o algunas Comunidades Autónomas, la decisión se adoptará en colaboración con las mismas.

3. Las medidas que se adopten por el Gobierno para hacer frente a las situaciones descritas en el apartado anterior podrán referirse, entre otros, a los siguientes aspectos:

a) Limitaciones o modificaciones temporales del mercado de electricidad a que se refiere el capítulo I del Título IV de la presente Ley.

b) Establecimiento de obligaciones especiales en materia de existencias de seguridad de fuentes primarias para la producción de energía eléctrica.

c) Supresión o modificación temporal de los derechos que para los autoproductores y los productores en régimen especial se establecen en el capítulo II del Título IV.

d) Modificación de las condiciones generales de regularidad en el suministro con carácter general o referido a determinadas categorías de consumidores.

e) Supresión o modificación temporal de los derechos y garantías de acceso a las redes por terceros.

f) Limitación o asignación de abastecimientos de energías primarias a los productores de electricidad.

g) Cualesquiera otras medidas que puedan ser recomendadas por los Organismos internacionales de los que España sea parte o que se determinen en aplicación de aquellos convenios en que se participe.

Articulo 11 Funcionamiento del sistema.-

1. La producción de energía eléctrica se desarrolla en un régimen de libre competencia basado en un sistema de ofertas de energía eléctrica realizadas por los productores y un sistema de demandas formulado por los consumidores que ostenten la condición de cualificados, los distribuidores y los comercializadores que se determinen reglamentariamente.

Los sujetos a que se refiere el párrafo anterior podrán pactar libremente los términos de los contratos de compra-venta de energía eléctrica que suscriban, respetando las modalidades y contenidos mínimos previstos en la presente Ley y en sus Reglamentos de desarrollo.

2. La gestión económica y técnica del sistema, el transporte y la distribución tienen carácter de actividades reguladas, cuyo régimen económico y de funcionamiento se ajustará a lo previsto en la presente Ley.

Se garantiza el acceso de terceros a las redes de transporte y distribución en las condiciones técnicas y económicas establecidas en esta Ley.

3. La comercialización se ejercerá libremente en los términos previstos en la presente Ley y su régimen económico vendrá determinado por las condiciones que se pacten entre las partes.

4. Salvo pacto en contrario, la transmisión de la propiedad de la energía eléctrica se entenderá producida en el momento en que la misma tenga entrada en las instalaciones del comprador.

En el caso de los comercializadores, la transmisión de la propiedad de la energía eléctrica se entenderá producida, salvo pacto en contrario, cuando la misma tenga entrada en las instalaciones de su cliente.

Articulo 12 Actividades en territorios insulares y extrapeninsulares. -

1. Las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollen en los territorios insulares o xtrapeninsulares serán objeto de una reglamentación singular que atenderá a las especificidades derivadas de su ubicación territorial, previo acuerdo con las Comunidades o Ciudades Autónomas afectadas (1).

2. La actividad de producción de energía eléctrica, cuando se desarrolle en territorios insulares y extrapeninsulares, podrá estar excluida del sistema de ofertas y se retribuirá tomando como referencia la estructura de precios prevista en el artículo 16.1. No obstante, el Gobierno podrá determinar un concepto retributivo adicional que tendrá en consideración todos los costes específicos de estos sistemas.

Estos costes específicos deberán incluir, entre otros, los de combustibles, operación y mantenimiento, inversión y los de la necesaria reserva de capacidad de generación, que son especialmente singulares en estos territorios.

Las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares serán retribuidas de acuerdo con lo previsto en los apartados 2 y 3 del artículo 16.

3. Los costes derivados de las actividades de suministro de energía eléctrica cuando se desarrollen en territorios insulares y extrapeninsulares y no puedan ser sufragados con cargo a los ingresos obtenidos en dichos ámbitos territoriales, se integrarán en el conjunto del sistema a efectos de lo previsto en el artículo 16.

Articulo 13 Intercambios intracomunitarios e internacionales de electricidad.-

1. Podrán realizarse libremente los intercambios intracomunitarios de electricidad en los términos previstos en la presente Ley.

2. Las adquisiciones de energía en otros países comunitarios podrán ser realizadas por los productores, distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados, previa autorización del Ministerio de Industria y Energía, que sólo podrá denegarla cuando en el país de generación de la energía adquirida los sujetos equivalentes no tengan reconocida la misma capacidad de contratación.

Dicha energía podrá adquirirse mediante cualesquiera de las modalidades de contratación que se autoricen en el desarrollo de la presente Ley.

En consecuencia, los sujetos comunitarios podrán participar en el mercado en las condiciones y con la retribución que reglamentariamente se establezca y que atenderá, entre otras circunstancias, a la potencia efectiva que garantice al sistema.

3. Las ventas de energía a otros países comunitarios podrán ser realizadas por los productores y comercializadores nacionales, previa comunicación al operador del sistema y autorización del Ministerio de Industria y Energía, que podrá denegarla, exclusivamente, cuando implique un riesgo cierto para el suministro nacional.

4. Los intercambios a corto plazo que tengan por objeto el mantenimiento de las condiciones de calidad y seguridad del suministro de energía eléctrica en el sistema serán realizados por el operador del sistema en los términos que reglamentariamente se establezcan.

5. Los intercambios de energía eléctrica con países terceros estarán, en todo caso, sometidos a autorización administrativa del Ministerio de Industria y Energía.

6. El régimen retributivo al que se someterán los intercambios intracomunitarios e internacionales se regulará reglamentariamente respetando los principios de competencia y transparencia que han de regir el mercado de producción. En todo caso, los sujetos que realicen operaciones de exportación de energía eléctrica habrán de abonar los costes permanentes del sistema que proporcionalmente les correspondan.

Articulo 14 Separación de actividades. -

1. Las sociedades mercantiles que desarrollen alguna o algunas de las actividades reguladas a que se refiere el apartado 2 del artículo 11 deben tener como objeto social exclusivo el desarrollo de las mismas sin que puedan, por tanto, realizar actividades de producción o de comercialización, sin perjuicio de la posibilidad de venta a consumidores sometidos a tarifa reconocida a los distribuidores.

2. No obstante, en un grupo de sociedades podrán desarrollarse actividades incompatibles de acuerdo con la Ley, siempre que sean ejercitadas por sociedades diferentes. A este efecto, el objeto social de una entidad podrá comprender actividades incompatibles conforme al apartado anterior, siempre que se prevea que una sola de las actividades sea ejercida de forma directa, y las demás mediante la titularidad de acciones o participaciones en otras sociedades que, si desarrollan actividades eléctricas, se ajusten a lo regulado en el apartado 1.

3. Aquellas sociedades mercantiles que desarrollen actividades reguladas podrán tomar participaciones en sociedades que lleven a cabo actividades en otros sectores económicos distintos al eléctrico previa obtención de la autorización a que se refiere la función decimoquinta del apartado 1 del artículo 8.

TITULO III: Régimen económico

Articulo 15 Retribución de las actividades reguladas en la Ley.-

1. Las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica serán retribuidas económicamente en la forma dispuesta en la presente Ley con cargo a las tarifas, los peajes y los precios satisfechos.

2. Para la determinación de las tarifas o peajes y precios que deberán satisfacer los consumidores se establecerá reglamentariamente la retribución de las actividades con criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios que incentiven la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica de dichas actividades y la calidad del suministro eléctrico.

Articulo 16 Retribución de las actividades y funciones del sistema.-

1. La retribución de la actividad de producción incorporará los siguientes conceptos:

a) Sobre la base del precio ofertado al operador del mercado por las distintas unidades de producción, la energía eléctrica se retribuirá en función del precio marginal correspondiente a la oferta realizada por la última unidad de producción cuya entrada

en el sistema haya sido necesaria para atender la demanda de energía eléctrica de acuerdo con lo establecido en el artículo 23 de la presente Ley.

Este concepto retributivo se definirá considerando, asimismo, las pérdidas incurridas en la red de transporte y los costes derivados de las alteraciones del régimen normal de funcionamiento del sistema de ofertas.

b) Se retribuirá la garantía de potencia que cada unidad de producción preste efectivamente al sistema, que se definirá tomando en consideración la disponibilidad contrastada y tecnología de la instalación, tanto a medio y largo plazo como en cada período de programación, determinándose su precio en función de las necesidades de capacidad a largo plazo del sistema.

c) Se retribuirán los servicios complementarios de la producción de energía eléctrica necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor.

Reglamentariamente, se determinará qué servicios se consideran complementarios, así como su régimen retributivo, diferenciándose aquellos que tengan carácter obligatorio de aquellos potestativos.

2. La retribución de la actividad de transporte se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.

3. La retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.

4. La retribución de la actividad de comercialización que corresponda ser abonada por clientes a tarifa se realizará atendiendo a los costes derivados de las actividades que se estimen necesarias para suministrar energía a dichos consumidores, así como, en su caso, los asociados a programas de incentivación de la gestión de la demanda.

La retribución de los costes de comercialización a consumidores cualificados será la que libremente se pacte por los comercializadores y sus clientes.

5. Tendrán la consideración de costes permanentes de funcionamiento del sistema los siguientes conceptos:

o Los costes que, por el desarrollo de actividades de suministro de energía eléctrica en territorios insulares y extrapeninsulares, puedan integrarse en el sistema de acuerdo con el apartado 3 del artículo 12.

o Los costes reconocidos al operador del sistema y al operador del mercado.

o Los costes de funcionamiento de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico.

6. Tendrán la consideración de costes de diversificación y seguridad de abastecimiento las primas a que se refiere el artículo 30.4 de la presente Ley.

7. La retribución de la energía excedentaria definida en el artículo 30.2, cedida por los productores en régimen especial, será la que corresponde a la producción de energía eléctrica, de acuerdo con el apartado 1 de este artículo y, en su caso, una prima que será determinada por el Gobierno, previa consulta con las Comunidades Autónomas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 30.4.

8. Reglamentariamente se establecerá el régimen económico de los derechos por acometidas y demás actuaciones necesarias para atender los requerimientos de suministro de los usuarios. Los derechos a pagar por acometidas serán únicos para todo el territorio nacional en función de la potencia que se solicite y de la ubicación del suministro. Los ingresos por este concepto se considerarán, a todos los efectos, retribución de la actividad de distribución.

Articulo 17 Tarifas eléctricas. -

1. Las tarifas que deberán ser satisfechas por los consumidores del suministro eléctrico, excepto los acogidos a la condición de cualificados, serán únicas en todo el territorio nacional, sin perjuicio de sus especialidades.

Estas tarifas incluirán en su estructura los siguientes conceptos:

a) El coste de producción de energía eléctrica, que se determinará atendiendo al precio medio previsto del kilovatio hora en el mercado de producción durante el período que reglamentariamente se determine y que será revisable de forma independiente.

b) Los peajes que correspondan por el transporte y la distribución de energía eléctrica.

c) Los costes de comercialización.

d) Los costes permanentes del sistema.

e) Los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

2. Anualmente, o cuando circunstancias especiales lo aconsejen, previos los trámites e informes oportunos, el Gobierno, mediante Real Decreto, procederá a la aprobación o modificación de la tarifa media o de referencia.

Reglamentariamente se establecerán las condiciones bajo las cuales, un consumidor cualificado que haya ejercido su derecho de opción, pueda volver a su régimen general de tarifa en tanto éste subsista.

3. Las tarifas y peajes aprobados por la Administración para cada categoría de consumo no incluirán el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA).

En caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos de carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uniformes para el conjunto del territorio nacional, al precio de la electricidad resultante del mercado de ofertas o a la tarifa se le podrá incluir un suplemento territorial, que podrá ser diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local.

En todo caso se deberá justificar la equivalencia entre el coste provocado a las empresas eléctricas por estos tributos y los recursos obtenidos por el suplemento territorial.

4. Con el fin de que exista la mayor transparencia en los precios del suministro de energía eléctrica, se desglosarán en la facturación al usuario, en la forma que reglamentariamente se determine, al menos los importes correspondientes a la imputación de los costes de diversificación y seguridad de garantía de abastecimiento y permanentes del sistema y los tributos que graven el consumo de electricidad, así como los suplementos territoriales cuando correspondan.

Articulo 18 Peajes de transporte y distribución.-

1. Los peajes correspondientes al uso de las redes de transporte serán únicos sin perjuicio de sus especialidades por niveles de tensión y uso que se haga de la red.

2. Los peajes correspondientes al uso de las redes de distribución serán únicos y se determinarán atendiendo a los niveles de tensión y a las características de los consumos indicados por horario y potencia.

3. Los peajes de transporte y distribución serán aprobados por el Gobierno en la forma que reglamentariamente se determine y tendrán el carácter de máximos.

Las empresas transportistas y distribuidoras deberán comunicar al Ministerio de Industria y Energía los peajes que efectivamente apliquen.

Las diferencias entre los peajes máximos aprobados y los que, en su caso, apliquen los transportistas y distribuidores por debajo de los mismos serán soportados por éstos.

4. El procedimiento de imputación de las pérdidas de energía eléctrica en que se incurra en su transporte y distribución se determinará reglamentariamente teniendo en cuenta niveles de tensión y formas de consumo.

Articulo 19 Cobro y liquidación de las tarifas y precios. -

1. Las tarifas eléctricas serán cobradas por las empresas que realicen las actividades de distribución de la energía eléctrica mediante su venta a los consumidores, debiendo dar a las cantidades ingresadas la aplicación que proceda de acuerdo con lo previsto en la presente Ley.

Reglamentariamente se establecerá el procedimiento de pago que deberán seguir los consumidores cualificados por sus adquisiciones de energía eléctrica. En todo caso, los consumidores cualificados deberán abonar, además de los costes derivados de las actividades necesarias para el suministro de energía eléctrica, los costes permanentes del sistema y los costes de la diversificación y seguridad de abastecimiento en la proporción que les corresponda.

2. El Gobierno establecerá reglamentariamente el procedimiento de reparto de los fondos ingresados por los distribuidores y comercializadores entre quienes realicen las actividades incluidas en el sistema, atendiendo a la retribución que les corresponda de conformidad con la presente Ley.

3. Los titulares de unidades de producción, los transportistas, los distribuidores, los comercializadores y los consumidores cualificados se adherirán a las condiciones que conjuntamente establezcan el operador del mercado y el operador del sistema para la realización de las operaciones de liquidación y pago de la energía, que serán públicas, transparentes y objetivas.

Articulo 20 Contabilidad e información.-

1. Las entidades que desarrollen alguna o algunas de las actividades a que se refiere el artículo 1.1 de la presente Ley llevarán su contabilidad de acuerdo con el capítulo VII de la Ley de Sociedades Anónimas, aun cuando no tuvieran tal carácter.

El Gobierno regulará las adaptaciones que fueran necesarias para el supuesto que el titular de la actividad no sea una sociedad anónima.

2. Sin perjuicio de la aplicación de las normas generales de contabilidad a las empresas que realicen actividades a que se refiere el artículo 1.1 de la presente Ley o a las sociedades que ejerzan control sobre las mismas, el Gobierno podrá establecer para las mismas las especialidades contables y de publicación de cuentas que se consideren adecuadas, de tal forma que se reflejen con nitidez los ingresos y gastos de las actividades eléctricas y las transacciones realizadas entre sociedades de un mismo grupo.

Entre las especialidades contables a establecer por el Gobierno para las empresas que realicen actividades eléctricas se concederá especial atención a la inclusión en las cuentas anuales de la información relativa a las actuaciones empresariales con incidencia sobre el medio ambiente, con el objetivo de integrar progresivamente los criterios de preservación del entorno en los procesos de decisión económica de las empresas.

En el caso de las sociedades que tengan por objeto la realización de las actividades reguladas, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 11.2 de la presente Ley, llevarán en su contabilidad cuentas separadas que diferencien entre los ingresos y costes imputables estrictamente a la actividad del transporte, a la actividad de distribución y, en su caso, los correspondientes a actividades de comercialización y venta a clientes a tarifa.

Las sociedades que desarrollen actividades eléctricas no reguladas llevarán cuentas separadas de la actividad de producción, de comercialización, de aquellas otras no eléctricas que realicen en el territorio nacional y de todas aquellas otras que realicen en el exterior.

Los autoproductores y productores en régimen especial llevarán en su contabilidad interna cuentas separadas de las actividades eléctricas y de aquellas que no lo sean.

3. Las entidades deberán explicar en la memoria de las cuentas anuales los criterios aplicados en el reparto de costes respecto a las otras entidades del grupo que realicen actividades eléctricas diferentes.

Estos criterios deberán mantenerse y no se modificarán, salvo circunstancias excepcionales. Las modificaciones y su justificación deberán ser explicadas en la memoria anual al correspondiente ejercicio.

4. Las empresas deberán proporcionar a la Administración la información que les sea requerida, en especial en relación con sus estados financieros, que deberá ser verificada mediante auditorías externas a la propia empresa. La obligación de información se extenderá, asimismo, a la sociedad que ejerza control de la que realiza actividades eléctricas o a aquéllas del grupo que realicen operaciones con la misma.

5. Deberá incluirse información en las cuentas anuales, relativa a las actuaciones empresariales que se materialicen en proyectos de ahorro, eficiencia energética y de reducción del impacto medioambiental para los que se produzca la deducción por inversiones prevista en la presente Ley.

TITULO IV: Producción de energía eléctrica

CAPITULO PRIMERO: Régimen ordinario

Articulo 21. Actividades de producción de energía eléctrica.-

1. La construcción, explotación, modificación sustancial y cierre de cada instalación de producción de energía eléctrica estará sometida al régimen de autorización administrativa previa en los términos establecidos en esta Ley y en sus disposiciones de desarrollo. La transmisión de estas instalaciones se comunicará a la Administración concedente de la autorización original.

El otorgamiento de la autorización administrativa tendrá carácter reglado y se regirá por los principios de objetividad, transparencia y no discriminación.

2. Los solicitantes de autorizaciones para instalaciones de producción de energía eléctrica deberán acreditar los siguientes extremos:

a) Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de las instalaciones propuestas.

b) El adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente y la minimización de los impactos ambientales.

c) Las circunstancias del emplazamiento de la instalación.

d) Su capacidad legal, técnica y económico-financiera para la realización del proyecto.

3. Las autorizaciones administrativas a que se refiere el apartado 1 del presente artículo serán otorgadas por la Administración competente, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización a que se refiere el presente artículo tendrá efectos desestimatorios. En todo caso podrá interponerse recurso ordinario ante la autoridad administrativa correspondiente.

4. Se crea, en el Ministerio de Industria y Energía, un Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en el cual habrán de estar inscritas todas aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica que hayan sido autorizadas, las condiciones de dicha instalación y, en especial, la potencia de la instalación.

Las Comunidades Autónomas con competencias en la materia podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales en los que deberán estar inscritas todas las instalaciones ubicadas en el ámbito territorial de aquéllas.

Reglamentariamente, previo informe de las Comunidades Autónomas, se establecerá su organización, así como el procedimiento de inscripción y comunicación de datos al Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

5. La inscripción en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica será condición necesaria para poder realizar ofertas de energía al operador del mercado. Las Comunidades Autónomas tendrán acceso a la información contenida en este Registro.

6. Los titulares de las autorizaciones estarán obligados a mantener la capacidad de producción prevista en las mismas y a proporcionar a la Administración la información que se les requiera de cuantos datos afecten a las condiciones que determinaron su otorgamiento.

El incumplimiento de las condiciones y requisitos establecidos en las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento podrán dar lugar a su revocación, en los términos previstos en el régimen sancionador aplicable.

7. La actividad de producción incluirá la transformación de energía eléctrica, así como, en su caso, la conexión con la red de transporte o de distribución.

Articulo 22. Aprovechamientos hidráulicos necesarios para la producción de energía eléctrica.-

1. Cuando el establecimiento de unidades de producción eléctrica requiera autorización o concesión administrativa conforme a lo dispuesto en la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas, se estará a lo establecido en la citada Ley.

2. Cuando, tanto en materia hidráulica como energética, sea competente el Estado, el otorgamiento de la autorización de unidades de producción y de la concesión para el uso de las aguas que aquéllas han de utilizar podrá ser objeto de un solo expediente y de resolución única, con la participación de los Departamentos ministeriales o, en su caso, organismos de cuenca competentes, en la forma y con la regulación que reglamentariamente determinen, sin perjuicio de las competencias propias de cada Departamento.

En lo que se refiere a la explotación hidroeléctrica, la autorización deberá ajustarse a lo previsto en el artículo 21.

3. En el procedimiento de otorgamiento de concesiones y autorizaciones para el uso de agua para la producción de energía eléctrica o necesario para el funcionamiento de unidades de producción no hidráulicas instado por particulares, será preceptivo el informe previo de la Administración competente en materia energética que deba autorizar, conforme a lo dispuesto en la presente Ley, las citadas unidades de producción.

Las autorizaciones y concesiones para los usos señalados en el párrafo anterior no podrán ser otorgadas cuando sea desfavorable el informe emitido por la Administración competente para autorizar las unidades de producción.

Articulo 23. Mercado de producción.

Sistema de ofertas.-

1. Los productores de energía eléctrica efectuarán ofertas económicas de venta de energía a través del operador del mercado por cada una de las unidades de producción de las que sean titulares, cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

Aquellas unidades de producción de energía eléctrica cuya potencia instalada sea superior a 50 MW, o que a la entrada en vigor de la presente Ley estén sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre la determinación de la tarifa de las empresas gestoras del servicio público, estarán obligadas a realizar ofertas económicas al operador del mercado para cada período de programación, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25 de la presente Ley.

Las unidades de producción de energía eléctrica no incluidas en el apartado anterior, cuando tengan una potencia instalada igual e inferior a 50 Mw y superior a 1 MW, podrán realizar ofertas económicas al operador del mercado para aquellos períodos de programación que estimen oportunos.

2. Reglamentariamente, se establecerá la antelación mínima con que deben realizarse las ofertas al operador del mercado, el horizonte de las mismas, el período de programación y el régimen de operación.

3. El orden de entrada en funcionamiento de las unidades de producción de energía eléctrica se determinará partiendo de aquélla cuya oferta haya sido la más barata hasta igualar la

demanda de energía en ese período de programación, sin perjuicio de las posibles restricciones técnicas que pudieran existir en la red de transporte, o en el sistema.

Articulo 24. Demanda y contratación de la energía producida.-

1. La contratación de energía eléctrica podrá realizarse libremente, en los términos previstos en la presente Ley y en sus Reglamentos de desarrollo.

2. Los consumidores cualificados y los sujetos cualificados a que se refiere el artículo 9.3 de la presente Ley podrán presentar a través del operador del mercado ofertas de adquisición de energía eléctrica que, una vez aceptadas, se constituirán en un compromiso en firme de suministro por el sistema.

Reglamentariamente se determinarán las condiciones en las que se hayan de realizar las citadas ofertas de adquisición y los casos en que proceda la petición por el operador del mercado de garantías suficientes del pago. Asimismo, se podrán regular los procedimientos necesarios para incorporar la demanda en el mecanismo de ofertas.

Las ofertas de adquisición realizadas a través del operador del mercado habrán de expresar el período temporal para el que se solicita dicho suministro, y la aceptación de la liquidación que se realice.

El contrato se entenderá formalizado en el momento de la casación y se perfeccionará cuando se haya producido el suministro de energía eléctrica.

3. También podrán formalizarse contratos entre los consumidores cualificados y los restantes sujetos cualificados. Estos contratos habrán de contemplar el precio de adquisición de la energía, el período temporal del suministro, así como el sistema de liquidación, que podrá serlo al precio del mercado o por diferencias con respecto a dicho precio. Reglamentariamente se determinará qué elementos de estos contratos deberán ser puestos en conocimiento del operador del mercado.

4. Reglamentariamente se regularán diferentes modalidades de contratación. Entre otras, se regulará la existencia de contratos de carácter financiero, que respetarán, en todo caso, el sistema de ofertas, así como contratos formales de suministro realizados directamente entre los consumidores cualificados y los productores que estarán exceptuados del sistema de ofertas.

Articulo 25. Excepciones al sistema de ofertas. -

1. El Gobierno podrá establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producción, para conseguir el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas, hasta un límite del 15 por 100 de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada por el mercado nacional, considerada en períodos anuales, adoptando las medidas necesarias dirigidas a evitar la alteración del precio de mercado.

2. De acuerdo con lo establecido en el capítulo II del presente Título, los productores de energía eléctrica en régimen especial podrán incorporar al sistema su energía excedentaria sin someterse al sistema de ofertas.

3. Los autoproductores podrán incorporar al sistema su energía cuando la misma tenga por objeto abastecer a sus propias instalaciones, las de su matriz o las de sus filiales, cuando su participación sea mayoritaria, debiendo abonar los costes permanentes del sistema, en la proporción que reglamentariamente se determine, cuando dicho abastecimiento exija el uso de redes de transporte o distribución. Si realizado dicho abastecimiento, estos autoproductores tuvieran energía excedentaria, la misma habrá de someterse a lo establecido para el régimen ordinario en la presente Ley, salvo que su producción se realice en régimen especial.

A estos efectos, no tendrán la consideración de autoproductores aquellas empresas, nacionales o extranjeras, que directa o indirectamente realicen algunas de las actividades reguladas a que se refiere el apartado 2 del artículo 11.

4. De acuerdo con lo previsto en el artículo 12, la producción de energía eléctrica en territorios insulares y extrapeninsulares podrá quedar excluida del sistema de ofertas.

5. Estarán excluidos del sistema de ofertas los intercambios intracomunitarios o internacionales que, de acuerdo con lo previsto en el artículo 13.4 de la presente Ley, pueden ser realizados por el operador del sistema, así como aquellas operaciones de venta de energía a otros sistemas que se determinen reglamentariamente.

6. De acuerdo con lo previsto en el artículo 24.4 de la presente Ley, reglamentariamente se podrán determinar modalidades contractuales que por sus características hayan de estar excluidas del sistema de ofertas.

7. Aquellas unidades de producción que, en aplicación de lo previsto en este artículo, no estén obligadas a realizar ofertas económicas, podrán percibir una retribución por venta de energía equivalente al precio marginal para cada período de programación de acuerdo con lo establecido por el artículo 16, sin perjuicio de las especialidades del régimen retributivo que les fueran aplicables de acuerdo con lo establecido en la presente Ley.

No obstante, todas las unidades de producción a que se refiere el presente artículo deberán comunicar al operador del mercado, en los términos que reglamentariamente se establezcan, la producción prevista para cada período de programación.

8. En los supuestos a que se refiere el apartado 2 del artículo 10, el Gobierno podrá adoptar medidas que puedan suponer, directa o indirectamente, una alteración del sistema de ofertas.

Articulo 26. Derechos y obligaciones de los productores de energía eléctrica.-

1. Serán derechos de los productores de energía eléctrica:

a) La utilización en sus unidades de producción de aquellas fuentes de energía primaria que consideren más adecuadas respetando, en todo caso, los rendimientos, características técnicas y las condiciones de protección medioambiental contenidas en la autorización de dicha instalación.

b) Contratar la venta de energía eléctrica en los términos previstos en la Ley y sus disposiciones de desarrollo.

c) Despachar su energía a través del operador del sistema.

d) Tener acceso a las redes de transporte y distribución.

e) Percibir la retribución que les corresponda de acuerdo con los términos previstos en la presente Ley.

f) Recibir la compensación a que pudieran tener derecho por los costes en que hubieran incurrido en supuestos de alteraciones en el funcionamiento del sistema, en los supuestos previstos en el artículo 10.2 de la presente Ley.

2. Serán obligaciones de los productores de energía eléctrica:

a) El desarrollo de todas aquellas actividades necesarias para producir energía eléctrica en los términos previstos en su autorización y, en especial, en lo que se refiere a seguridad, disponibilidad y mantenimiento de la potencia instalada y al cumplimiento de las condiciones medioambientales exigibles.

b) La presentación de ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado, en los términos previstos en el artículo 23.

c) Estar dotados de los equipos de medida que permitan determinar, para cada período de programación, la energía efectivamente vertida a la correspondiente red.

d) Adherirse a las condiciones de funcionamiento del sistema de ofertas, especialmente en lo que se refiere al procedimiento de liquidación y pago de la energía.

e) Aplicar las medidas que, de acuerdo con el artículo 10 de la presente Ley, sean adoptadas por el Gobierno.

f) Todas aquellas que puedan derivarse de la aplicación de la presente Ley y sus normas de desarrollo.

CAPITULO SEGUNDO: Régimen especial

Articulo 27. Régimen especial de producción eléctrica.

1. La actividad de producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen especial en los siguientes casos, cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 Mw:

a) Autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético.

b) Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.

c) Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovables.

También tendrá la consideración de producción en régimen especial la producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 Mw, cuando supongan un alto rendimiento energético.

2. La producción en régimen especial se regirá por sus disposiciones específicas y, en lo no previsto en ellas, por las generales sobre producción eléctrica en lo que le resulten de aplicación.

La condición de instalación de producción acogida a este régimen especial será otorgada por los órganos correspondientes de las Comunidades Autónomas con competencia en la materia.

Articulo 28. Autorización de la producción en régimen especial.-

1. La construcción, explotación, modificación sustancial, la transmisión y el cierre de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial estará sometida al régimen de autorización administrativa previa que tendrá carácter reglado.

Las instalaciones autorizadas para este tipo de producción de energía eléctrica gozarán de un trato diferenciado según sus particulares condiciones, pero sin que quepa discriminación o privilegio alguno entre ellas.

2. Los solicitantes de estas autorizaciones deberán acreditar las condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones propuestas, el adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente y la capacidad legal, técnica y económica adecuada al tipo de producción que van a desarrollar y, una vez otorgadas, deberán proporcionar a la Administración competente información periódica de cuantos datos afecten a las condiciones que determinaron su otorgamiento.

3. Las autorizaciones a que se refiere el apartado 1 serán otorgadas por la Administración Autonómica, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización a que se refiere el presente artículo tendrá efectos desestimatorios. En todo caso podrá interponerse recurso ordinario ante la autoridad administrativa correspondiente.

El incumplimiento de las condiciones y requisitos establecidos en las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento podrá dar lugar a su revocación.

Articulo 29. Destino de la energía producida en régimen especial.-

La energía excedentaria definida en el artículo 30.2.a) se someterá a los principios de ordenación del Título II y a aquéllos de los Títulos III y IV de la presente Ley que les sean de aplicación.

Articulo 30. Obligaciones y derechos de los productores en régimen especial.-

1. Serán obligaciones generales de los productores de energía eléctrica en régimen especial:

a) Adoptar las normas de seguridad, reglamentos técnicos y de homologación o certificación de las instalaciones e instrumentos que establezca la Administración competente.

b) Cumplir con las normas técnicas de generación, así como con las normas de transporte y de gestión técnica del sistema.

c) Mantener las instalaciones en un grado óptimo de operación, de forma que no puedan causar daños a las personas o instalaciones de terceros.

d) Facilitar a la Administración información sobre producción, consumo, venta de energía y otros extremos que se establezcan.

e) Cumplir adecuadamente las condiciones establecidas de protección del medio ambiente.

2. Los productores en régimen especial gozarán, en particular, de los siguientes derechos:

a) Incorporar su energía excedentaria al sistema, percibiendo la retribución que se determine conforme a lo dispuesto en la presente Ley.

A estos efectos, tendrá la consideración de energía excedentaria la resultante de los saldos instantáneos entre la energía cedida a la red general y la recibida de la misma en todos los puntos de interconexión entre el productor-consumidor, el productor o el autogenerador y la citada red en general.

Excepcionalmente, el Gobierno podrá autorizar que instalaciones en régimen especial que utilicen como energía primaria energías renovables puedan incorporar al sistema la totalidad de la energía por ellas producida. No obstante, cuando las condiciones del suministro eléctrico lo hagan necesario, el Gobierno, previo informe de las Comunidades Autónomas, podrá limitar, para un período determinado, la cantidad de energía que puede ser incorporada al sistema por los productores del régimen especial.

b) Conectar en paralelo sus instalaciones a la red de la correspondiente empresa distribuidora o de transporte.

c) Utilizar, conjunta o alternativamente en sus instalaciones, la energía que adquiera a través de otros sujetos.

d) Recibir de la empresa distribuidora el suministro de energía eléctrica que precisen en las condiciones que reglamentariamente se determine.

3. El régimen retributivo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial se ajustará a lo dispuesto en el apartado 1 del artículo 16 para los productores de energía eléctrica.

4. (1)El régimen retributivo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial se completará con la percepción de una prima, en los términos que reglamentariamente se establezcan, en los siguientes casos:

a) Las instalaciones a que se refiere la letra a) del apartado 1 del artículo 27, cuando su potencia instalada sea igual o inferior a 10 MW, durante un período máximo de diez años desde su puesta en marcha.

b) Las centrales hidroeléctricas de potencia instalada igual o inferior a 10 MW, y el resto de las instalaciones a que se refiere la letra b) del apartado 1 del artículo 27.

Para las citadas instalaciones, la prima se determinará por el Gobierno, previa consulta con las Comunidades Autónomas, de forma que el precio de la electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda porcentual comprendida entre el 80 y el 90 por 100 de un precio medio de la electricidad que se calculará dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de electricidad entre la energía suministrada. Los conceptos utilizados para el cálculo del citado precio medio se

determinarán excluyendo el Impuesto sobre el Valor Añadido y cualquier otro tributo que grave el consumo de energía eléctrica.

No obstante, el Gobierno podrá autorizar primas superiores a las previstas en el párrafo anterior para las instalaciones que utilicen como energía primaria energía solar fotovoltaica.

c) Las centrales hidroeléctricas entre 10 y 50 MW, las instalaciones a que se refiere la letra c) del apartado 1 del artículo 27, así como las instalaciones mencionadas en el párrafo segundo del apartado 1 del artículo 27.

Para la determinación de las primas se tendrá en cuenta el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medioambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética, y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales.

5. El Gobierno, previa consulta con las Comunidades Autónomas, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima que complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen como energía primaria, energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios, aun cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica tengan una potencia instalada superior a 50 MW (1).

Articulo 31. Inscripción en el Registro Administrativo de Instalaciones de Articulo Producción de Energía Eléctrica.-

Las instalaciones de energía eléctrica en régimen especial habrán de estar inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica a que se refiere el apartado 4 del artículo 21 de la presente Ley. La inscripción especificará, en cada caso, el régimen retributivo al que se encuentren acogidos.

TITULO V: Gestión económica y técnica del sistema eléctrico

Articulo 32. La gestión económica y técnica.-

Para asegurar el correcto funcionamiento del sistema eléctrico dentro del marco que establece la presente Ley, corresponde al operador del mercado y operador del sistema, respectivamente, asumir las funciones necesarias para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado de producción de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico.

Articulo 33. Operador del mercado.-

1. (1) El operador del mercado, como responsable de la gestión económica del sistema, asume la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los términos que reglamentariamente se establezcan.

El operador del mercado ejercerá sus funciones respetando los principios de transparencia, objetividad e independencia, bajo el seguimiento y control del Comité de Agentes del Mercado a que se refiere el apartado 4 del presente artículo.

Actuará como operador del mercado una sociedad mercantil de cuyo accionariado podrá formar parte cualquier persona física o jurídica, siempre que la suma de su participación directa o indirecta en el capital de esta sociedad no supere el 10 por 100. Asimismo, la suma de participaciones, directas o indirectas, de los sujetos que realicen actividades en el sector eléctrico no deberá superar el 40 por 100, no pudiendo sindicarse estas acciones a ningún efecto.

En el caso de que alguna persona física o jurídica que tuviera la condición de agente del mercado pusiera de manifiesto a la sociedad mercantil que actúa como operador del mercado su voluntad de participar en el capital de dicha sociedad, la petición se elevará a la Junta General de Accionistas junto con la certificación del solicitante de realizar o no actividades en el sector eléctrico.

La Junta General deberá aceptar la solicitud presentada por una cifra máxima de participación equivalente a la media de las participaciones existentes en el tramo que haya

de corresponder al peticionario, haciéndose efectiva a través de alguno o algunos de los siguientes procedimientos:

a) La voluntad de venta por la sociedad o por alguno de sus accionistas de las correspondientes acciones manifestada en la Junta General.

b) La ampliación de capital de la sociedad mediante la emisión de nuevas acciones siempre que se respete el límite del 40 por 100 que puede ser suscrito por sujetos que realicen actividades en el sector eléctrico.

Cuando los solicitantes de participación en el capital del operador del mercado realicen actividades en el sector eléctrico, a fin de respetar el porcentaje mencionado, se podrá acordar una ampliación de capital superior a la necesaria, siempre que se manifieste en la Junta General la voluntad de suscripción de esas acciones por cualquiera de los accionistas que no ejerzan actividades eléctricas.

En todo caso, se excluye el derecho de suscripción preferente de los accionistas sobre las acciones que se emitan para atender las nuevas peticiones de participación.

La suscripción de acciones en los supuestos de ampliación de capital a que se refiere el párrafo anterior se realizará al mayor de los dos valores siguientes: cinco mil pesetas o el valor teórico que resulte del último balance aprobado por la sociedad.

2. Serán funciones del operador del mercado las siguientes:

a) La recepción de las ofertas de venta emitidas para cada período de programación por los titulares de las unidades de producción de energía eléctrica.

b) La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energía y las garantías que, en su caso, procedan.

c) La casación de las ofertas de venta y de adquisición partiendo de la oferta más barata hasta igualar la demanda en cada período de programación.

d) La comunicación a los titulares de las unidades de producción, así como a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y al operador del sistema de los resultados de la casación de las ofertas, la programación de entrada en la red derivada de la misma y el precio marginal de la energía.

e) Recibir del operador del sistema la información relativa a las alteraciones introducidas sobre la casación, en razón de alteraciones técnicas o situaciones excepcionales en la red de transporte o, en su caso, de distribución.

f) La determinación de los precios finales de la producción de la energía para cada período de programación y la comunicación a todos los agentes implicados.

g) La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberán realizarse en vi rtud del precio final de la energía resultante del sistema, del funcionamiento efectivo de las unidades de producción, de la disponibilidad de unidades de producción en cada período de programación y de aquellos otros costes que reglamentariamente se determinen.

h) Recibir la información relativa a los sujetos que se han dirigido al operador del sistema, a fin de que éste confirme las incidencias que justifiquen la excepción de pedir ofertas.

i) Informar públicamente sobre la evolución del mercado con la periodicidad que se determine.

j) Realizar cualesquiera otras funciones que reglamentariamente se le asignen.

3. El operador del mercado tendrá acceso directo al Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica a que se refiere el apartado 4 del artículo 21, así como al Registro de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados al que se refiere el apartado 4 del artículo 45 y coordinará sus actuaciones con el operador del sistema.

4. Se crea el Comité de Agentes del Mercado, que tendrá como funciones la supervisión del funcionamiento de la gestión económica del sistema y la propuesta de medidas que puedan redundar en un mejor funcionamiento del mercado de producción.

En el Comité de Agentes del Mercado estarán representados todos los sujetos que tengan acceso al mercado, así como los consumidores cualificados y el operador del mercado y del sistema.

Reglamentariamente se desarrollará la composición y funciones de este órgano.

Articulo 34. Operador del sistema.-

1. El operador del sistema, como responsable de la gestión técnica del sistema, tendrá por objeto garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte.

El operador del sistema ejercerá sus funciones en coordinación con el operador del mercado, bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.

Actuará como operador del sistema una sociedad mercantil de cuyo accionariado podrá formar parte cualquier persona física o jurídica siempre que la suma de su participación directa o indirecta en el capital de esta sociedad no supere el 10 por 100. Asimismo, la suma de participaciones, directas o indirectas, de los sujetos que realicen actividades en el sector eléctrico no deberá superar el 40 por 100, no pudiendo sindicarse estas acciones a ningún efecto.

La sociedad que actúe como operador del sistema desarrollará sus actividades de gestión técnica y de transporte con la adecuada separación contable.

2. Serán funciones del operador del sistema las siguientes:

a) Prever indicativamente y controlar el nivel de garantía de abastecimiento de electricidad del sistema a corto y medio plazo.

b) Prever a corto y medio plazo, en coordinación con el operador del mercado, la utilización del equipamiento de producción, en especial del uso de las reservas hidroeléctricas, de acuerdo con la previsión de la demanda, la disponibilidad del equipamiento eléctrico y las distintas condiciones de hidraulicidad que pudieran presentarse dentro del período de previsión.

c) Programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir del resultado de la casación de las ofertas comunicada por el operador del mercado, las excepciones que al régimen de ofertas se puedan derivar de la aplicación de lo previsto en el artículo 25 y las restricciones técnicas del sistema, utilizando criterios de mercado.

d) Impartir las instrucciones necesarias para la correcta explotación del sistema de producción y transporte de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad que se establezcan, y gestionar el mercado de servicios complementarios que sean necesarios para tal fin.

e) Determinar la capacidad de uso de las interconexiones internacionales y establecer los programas de intercambio de electricidad a corto plazo con los sistemas eléctricos exteriores, en los términos previstos en el artículo 13.4 de la presente Ley.

f) Recibir la información necesaria sobre los planes de mantenimiento de las unidades de producción, averías u otras circunstancias que puedan llevar consigo la excepción de la obligación de presentar ofertas, de acuerdo con lo previsto en el artículo 25 de la presente Ley, a fin de confirmarlas con el procedimiento que reglamentariamente se establezca, lo que comunicará al operador del mercado.

g) Coordinar y modificar, en su caso, los planes de mantenimiento de las instalaciones de transporte, de manera que se asegure su compatibilidad con los planes de mantenimiento de los grupos de generación y se asegure un estado de disponibilidad adecuado de la red que garantice la seguridad del sistema.

h) Establecer y controlar las medidas de fiabilidad del sistema de producción y transporte, afectando a cualquier elemento del sistema eléctrico que sea necesario, así como los planes de maniobras para la reposición del servicio en caso de fallos generales en el suministro de energía eléctrica y coordinar y controlar su ejecución.

Cuando como consecuencia de lo anterior haya de alterarse el orden de entrada en funcionamiento de unidades de producción de energía eléctrica derivado de la casación de ofertas, el operador del sistema procurará, cuando las condiciones técnicas lo permitan, respetar el orden de precedencia económica derivado de dicha casación.

i) Colaborar con el operador del mercado en la liquidación de la energía.

j) Ejecutar, en el ámbito de sus funciones, aquellas decisiones que sean adoptadas por el Gobierno en ejecución de lo previsto en el apartado 2 del artículo 10.

k) Impartir las instrucciones de operación de la red de transporte, incluidas las interconexiones internacionales, para su maniobra en tiempo real.

l) Desarrollar aquellas otras actividades relacionadas con las anteriores que sean convenientes para la prestación del servicio, así como cualesquiera otras funciones que le sean atribuidas por las disposiciones vigentes.

TITULO VI: Transporte de energía eléctrica

Articulo 35. La red de transporte de energía eléctrica.-

1. La red de transporte de energía eléctrica está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones iguales o superiores a 220 KV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que sea su tensión, que cumplan funciones de transporte o de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.

2. El gestor de la red de transporte será responsable del desarrollo y ampliación de la red de transporte en alta tensión definida en este artículo, de tal manera que garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes. Asimismo, corresponderá al gestor de la red de transporte la gestión del tránsito de electricidad entre sistemas exteriores que se realicen utilizando las redes del sistema eléctrico español.

En todo caso, el gestor de la red de transporte podrá realizar actividades de transporte en los términos establecidos en la presente Ley.

3. Se establecerán cuantas normas técnicas sean precisas para garantizar la fiabilidad del suministro de energía eléctrica y de las instalaciones de la red de transporte y las a ella conectadas. Estas normas se atendrán a criterios de general aceptación y serán objetivas y no discriminatorias.

Articulo 36. Autorización de instalaciones de transporte de energía eléctrica.-

1. La construcción, explotación, modificación, transmisión y cierre de las instalaciones de transporte contempladas en el artículo 35.1 requerirá autorización administrativa previa en los términos establecidos en esta Ley y en sus disposiciones de desarrollo.

La autorización administrativa de cierre de una instalación podrá imponer a su titular la obligación de proceder a su desmantelamiento.

2. Los solicitantes de autorizaciones para instalaciones de transporte de energía eléctrica deberán acreditar suficientemente los siguientes extremos:

a) Las condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones y del equipo asociado.

b) El adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente.

c) Las características del emplazamiento de la instalación.

d) Su capacidad legal, técnica y económico-financiera para la realización del proyecto.

3. Las autorizaciones a que se refiere el apartado 1 serán otorgadas por la Administración competente, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de

acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización a que se refiere el presente artículo tendrá efectos desestimatorios. En todo caso, podrá interponerse recurso ordinario ante la autoridad administrativa correspondiente.

En el caso de instalaciones de transporte cuya autorización deba ser otorgada por las Comunidades Autónomas, éstas solicitarán informe previo a la Administración General del Estado, en el que ésta consignará las posibles afecciones de la proyectada instalación a los planes de desarrollo de la red, a la gestión técnica del sistema y al régimen económico regulados en esta Ley, que la Administración autorizante deberá tener en cuenta en el otorgamiento de la autorización.

Los criterios que determinarán el otorgamiento de las autorizaciones atenderán, entre otras circunstancias, a la calificación técnica de los solicitantes y a la incidencia de la instalación en el conjunto del sistema eléctrico.

Las autorizaciones de construcción y explotación de instalaciones de transporte podrán ser otorgadas mediante un procedimiento que asegure la concurrencia, promovido y resuelto por la Administración competente. En este supuesto, el informe de la Administración del Estado tendrá por objeto, adicionalmente, las bases del concurso.

Las bases del concurso podrán incorporar, en su caso, condiciones relativas al destino de la instalación para el caso de cese en la explotación de las mismas por su titular y que podrán suponer su transmisión forzosa o desmantelamiento.

4. Los titulares de autorizaciones de instalaciones de transporte deberán revestir la forma de sociedad mercantil de nacionalidad española o, en su caso, de otro Estado miembro de la Unión Europea con establecimiento permanente en España.

Articulo 37. Contenido de las autorizaciones de instalaciones de transporte.-

1. Las autorizaciones de instalaciones de transporte contendrán todos los requisitos que deban ser observados en su construcción y explotación.

Los titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica tendrán los siguientes derechos y obligaciones:

a) Realizar sus actividades en la forma autorizada y conforme a las disposiciones aplicables, prestando el servicio de transporte de forma regular y continua con los niveles de calidad que se determinen y manteniendo las instalaciones en las adecuadas condiciones de conservación e idoneidad técnica.

b) Facilitar el uso de sus instalaciones para los movimientos de energía resultantes de lo dispuesto en la presente Ley, y admitir la utilización de sus redes de transporte por todos los sujetos autorizados, en condiciones no discriminatorias, de acuerdo con las normas técnicas de transporte.

c) Maniobrar y mantener las instalaciones de su propiedad de acuerdo con las instrucciones y directrices a las que hace referencia el apartado k) del artículo 34.2.

d) El reconocimiento por parte de la Administración de una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del sistema eléctrico en los términos establecidos en el Título III de esta Ley.

e) Exigir que las instalaciones conectadas a las de su propiedad reúnan las condiciones técnicas establecidas y sean usadas en forma adecuada.

2. El incumplimiento de las condiciones y requisitos establecidos en las autorizaciones o la variación sustancial de los presupuestos que determinaron su otorgamiento podrán dar lugar a su revocación.

Articulo 38. Acceso a las redes de transporte.-

1. Las instalaciones de transporte podrán ser utilizadas por los sujetos y consumidores cualificados y por aquellos sujetos no nacionales autorizados, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 13. El precio por el uso de redes de transporte vendrá determinado por el peaje aprobado por el Gobierno.

2. El gestor de la red de transporte sólo podrá denegar el acceso a la red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria.

La denegación deberá ser motivada. La falta de capacidad necesaria sólo podrá justificarse por criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros, atendiendo a las exigencias que a estos efectos se establezcan reglamentariamente.

3. En aquellos casos en que se susciten conflictos en relación con la aplicación de contratos de acceso a la red, dichos conflictos se someterán a la resolución de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, de acuerdo con lo previsto en el artículo 8 de la presente Ley.

TITULO VII Distribución de energía eléctrica

Articulo 39. Regulación de la distribución.-

1. La distribución de energía eléctrica se regirá por lo dispuesto en la presente Ley y será objeto de ordenación atendiendo a la necesaria coordinación de su funcionamiento, a la normativa uniforme que se requiera, a su retribución conjunta y a las competencias autonómicas.

2. La ordenación de la distribución tendrá por objeto establecer y aplicar principios comunes que garanticen su adecuada relación con las restantes actividades eléctricas, determinar las condiciones de tránsito de la energía eléctrica por dichas redes, establecer la suficiente igualdad entre quienes realizan la actividad en todo el territorio y la fijación de condiciones comunes equiparables para todos los usuarios de la energía.

Dicha ordenación consistirá en el establecimiento de la normativa básica, en la previsión del funcionamiento y desarrollo coordinado de las redes de distribución en el territorio nacional y en las condiciones de tránsito de la energía eléctrica por las mismas.

3. Los criterios de regulación de la distribución de energía eléctrica, que se establecerán atendiendo a zonas eléctricas con características comunes y vinculadas con la configuración de la red de transporte y de ésta con las unidades de producción, serán fijados por el Ministerio de Industria y Energía, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas afectadas, con el objeto de que exista la adecuada coordinación del desarrollo de las actividades de distribución.

Articulo 40. Autorización de instalaciones de distribución.-

1. Estarán sujetas a autorización administrativa la construcción, modificación, explotación y transmisión y cierre de las instalaciones de distribución de energía eléctrica, con independencia de su destino o uso.

La autorización administrativa de cierre de una instalación podrá imponer a su titular la obligación de proceder a su desmantelamiento.

La Administración competente denegará la autorización cuando no se cumplan los requisitos previstos legalmente o la empresa no garantice la capacidad legal, técnica y económica necesarias para acometer la actividad propuesta, o cuando tenga una incidencia negativa en el funcionamiento del sistema.

Los solicitantes deberán revestir la forma de sociedad mercantil de nacionalidad española o, en su caso, de otro Estado miembro de la Unión Europea con establecimiento permanente en España.

2. La autorización en ningún caso se entenderá concedida en régimen de monopolio ni concederá derechos exclusivos.

3. Las autorizaciones a que se refiere el apartado 1 serán otorgadas por la Administración competente, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización a que se refiere el presente artículo tendrá efectos desestimatorios. En todo caso, podrá interponerse recurso ordinario ante la autoridad administrativa correspondiente.

Articulo 41. Obligaciones y derechos de las empresas distribuidoras. -

1. Serán obligaciones de las empresas distribuidoras:

a) Realizar el suministro de energía a los usuarios a tarifa en los términos previstos en el Título siguiente.

b) Realizar sus actividades en la forma autorizada y conforme a las disposiciones aplicables, prestando el servicio de distribución de forma regular y continua, y con los niveles de calidad que se determinen, manteniendo las redes de distribución eléctrica en las adecuadas condiciones de conservación e idoneidad técnica.

c) Proceder a la ampliación de las instalaciones de distribución cuando así sea necesario para atender nuevas demandas de suministro eléctrico, sin perjuicio de lo que resulte de la aplicación del régimen que reglamentariamente se establezca para las acometidas eléctricas.

Cuando existan varios distribuidores cuyas instalaciones sean susceptibles de ampliación para atender nuevos suministros y ninguno de ellos decidiera acometerla, la Administración competente, determinará cual de estos distribuidores deberá realizarla, atendiendo a sus condiciones.

d) Comunicar al Ministerio de Industria y Energía las autorizaciones de instalación que les concedan otras Administraciones, así como las modificaciones relevantes de su actividad, a efectos del reconocimiento de sus costes en la determinación de la tarifa y la fijación de su régimen de retribución.

e) Comunicar al Ministerio de Industria y Energía y a la Administración competente la información que se determine sobre precios, consumos, facturaciones y condiciones de venta aplicables a los consumidores, distribución de consumidores y volumen correspondiente por categorías de consumo, así como cualquier información relacionada con la actividad que desarrollen dentro del sector eléctrico.

2. Serán derechos de las empresas distribuidoras:

a) El reconocimiento por parte de la Administración de una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del Sistema Eléctrico Nacional en los términos establecidos en el Título III de esta Ley.

b) Adquirir la energía eléctrica necesaria para atender el suministro de sus clientes.

c) Percibir la retribución que le corresponda por el ejercicio de la actividad de distribución.

3. El Gobierno publicará en el «Boletín Oficial del Estado» las zonas eléctricas diferenciadas en el territorio nacional de acuerdo con el apartado 3 del artículo 39, así como la empresa o empresas de distribución que actuarán como gestor de la red en cada una de las zonas.

La determinación de las zonas eléctricas y del gestor o gestores de la red de cada una de las zonas se realizará previa audiencia a las empresas de distribución y previo informe de las Comunidades correspondientes, cuando la zona afecte al ámbito territorial de más de una Comunidad Autónoma y previo acuerdo con la Comunidad Autónoma correspondiente, cuando la zona se ciña a su ámbito territorial.

El gestor de la red de distribución en cada zona determinará los criterios de la explotación y mantenimiento de las redes garantizando la seguridad, la fiabilidad y la eficacia de las mismas, de acuerdo con la normativa medioambiental que les sea aplicable.

El gestor de la red deberá preservar el carácter confidencial de la información de la que tenga conocimiento en el desempeño de su actividad, cuando de su divulgación puedan derivarse problemas de índole comercial, sin perjuicio de la obligación de información a las Administraciones públicas derivada de la presente Ley o sus normas de desarrollo.

Articulo 42. Acceso a las redes de distribución.-

1. Las instalaciones de distribución podrán ser utilizadas por los sujetos y consumidores cualificados y por aquellos sujetos no nacionales que puedan realizar intercambios intracomunitarios e internacionales, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 13 para el tránsito de electricidad. El precio por el uso de redes de distribución vendrá determinado por el peaje aprobado por el Gobierno.

2. El gestor de la red de distribución sólo podrá denegar el acceso a la red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria.

La denegación deberá ser motivada. La falta de capacidad necesaria sólo podrá justificarse por criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros, atendiendo a las exigencias que a estos efectos se establezcan reglamentariamente.

3. En aquellos casos en que se susciten conflictos en relación con la aplicación de contratos de acceso a la red, dichos conflictos se someterán a la resolución de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, de acuerdo con lo previsto en el artículo 8 de la presente Ley.

Articulo 43. Líneas directas. -

1. Los productores y los consumidores cualificados podrán solicitar autorización administrativa para la construcción de líneas directas de transporte o distribución, quedando su uso excluido del régimen retributivo que para las actividades de transporte y distribución se establece en la presente Ley.

2. Los solicitantes de autorizaciones para la construcción de líneas directas deberán acreditar su capacidad legal, técnica y económica para acometer la obra propuesta, así como las características del emplazamiento de la instalación y el cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente.

3. La construcción de líneas directas queda excluida de la aplicación de las disposiciones que en materia de expropiación y servidumbres se establecen en el Título IX de la presente Ley, sometiéndose al ordenamiento jurídico general.

4. Las líneas directas sólo podrán ser utilizadas por los sujetos titulares de la autorización administrativa y por sus instalaciones o filiales en las que cuenten con una participación significativa, no pudiéndose conceder acceso a terceros.

La apertura a terceros del uso de la red exigirá su venta, cesión o aportación a una empresa transportista o distribuidora de forma que dicha red quede integrada en el sistema general.

TITULO VIII: Suministro de energía eléctrica

CAPITULO PRIMERO: Suministro a los usuarios y gestión de la demanda eléctrica

Articulo 44. Suministro.-

1. El suministro de energía eléctrica a los usuarios será realizado por las correspondientes empresas distribuidoras cuando se trate de consumidores a tarifa, o por las empresas comercializadoras en el caso de consumidores acogidos a la condición de cualificados.

2. Aquellas personas jurídicas que quieran actuar como comercializadoras, habrán de contar con autorización administrativa previa, que tendrá carácter reglado y será otorgada por la Administración competente, atendiendo al cumplimiento de los requisitos que se establezcan reglamentariamente, entre los que se incluirán, en todo caso, la suficiente capacidad legal, técnica y económica del solicitante. La solicitud de autorización administrativa para actuar como comercializador, especificará el ámbito territorial en el cual se pretenda desarrollar la actividad.

En ningún caso la autorización se entenderá concedida en régimen de monopolio, ni concederá derechos exclusivos.

Para poder adquirir energía eléctrica con el fin de suministrar a sus clientes, las empresas comercializadoras a que se refiere este apartado deberán estar inscritas en el Registro a que se refiere el artículo 45.4 de la presente Ley y presentar al operador del mercado garantía suficiente para cubrir su demanda de energía de acuerdo con lo que se establezca reglamentariamente.

Articulo 45. Obligaciones y derechos de las empresas distribuidoras y comercializadoras en relación al suministro.-

1. Serán obligaciones de las empresas distribuidoras en relación al suministro de energía eléctrica:

a) Atender en condiciones de igualdad las demandas de nuevos suministros eléctricos en las zonas en que operen y formalizar los contratos de suministro de acuerdo con lo establecido por la Administración.

Reglamentariamente se regularán las condiciones y procedimientos para el establecimiento de acometidas eléctricas y el enganche de nuevos usuarios a las redes de distribución.

b) Proceder a la medición de los suministros en la forma que reglamentariamente se determine, preservándose, en todo caso, la exactitud de la misma y la accesibilidad a los correspondientes aparatos, facilitando el control de las Administraciones competentes.

c) Aplicar a los consumidores la tarifa que, conforme a lo dispuesto por la Administración General del Estado, les corresponda.

d) Informar a los consumidores en la elección de la tarifa eléctrica más conveniente para ellos.

e) Poner en práctica los programas de gestión de la demanda aprobados por la Administración.

f) Procurar un uso racional de la energía.

g) Asegurar el nivel de calidad del servi cio que, de acuerdo con los criterios de diferenciación por áreas y tipología del consumo a que se refiere el siguiente capítulo, se establezca reglamentariamente.

h) Adquirir la energía necesaria para el desarrollo de sus actividades, realizando el pago de sus adquisiciones de acuerdo con el procedimiento de liquidación que al efecto se establezca.

2. Serán obligaciones de las empresas comercializadoras, en relación al suministro:

a) Proceder directamente o a través del correspondiente distribuidor a la medición de los suministros en la forma que reglamentariamente se determine, preservándose, en todo caso, la exactitud de la misma y la accesibilidad a los correspondientes aparatos, facilitando el control de las Administraciones competentes.

b) Poner en práctica los programas de gestión de la demanda aprobados por la Administración.

c) Procurar un uso racional de la energía.

d) Adquirir la energía necesaria para el desarrollo de sus actividades, realizando el pago de sus adquisiciones de acuerdo con el procedimiento de liquidación que al efecto se establezca.

3. Las empresas distribuidoras y comercializadoras tendrán derecho a:

a) Exigir que las instalaciones y aparatos receptores de los usuarios reúnan las condiciones técnicas y de construcción que se determinen, así como el buen uso de las mismas y el cumplimiento de las condiciones establecidas para que el suministro se produzca sin deterioro o degradación de su calidad para otros usuarios.

b) Facturar y cobrar el suministro realizado.

4. Se crea, en el Ministerio de Industria y Energía, el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados. Reglamentariamente, previo informe de las Comunidades Autónomas, se establecerá su organización, así como los procedimientos de inscripción y comunicación de datos a este Registro.

La inscripción en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados será condición necesaria para la presentación de ofertas de adquisición de energía al operador del mercado.

Las Comunidades Autónomas con competencias en la materia podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales en los que deberán estar inscritas todas las instalaciones ubicadas en el ámbito territorial de aquéllas.

Articulo 46. Programas de gestión de la demanda.-

1. Las empresas distribuidoras y comercializadoras, en coordinación con los diversos agentes que actúan sobre la demanda, podrán desarrollar programas de actuación que, mediante una adecuada gestión de la demanda eléctrica, mejoren el servicio prestado a los usuarios y la eficiencia y ahorro energéticos.

El cumplimiento de los objetivos previstos en dichos programas podrá dar lugar al reconocimiento de los costes en que se incurra para su puesta en práctica conforme a lo dispuesto en el Título III. A los efectos de dicho reconocimiento los programas deberán ser aprobados por el Ministerio de Industria y Energía, previo informe de las Comunidades Autónomas en su ámbito territorial.

2. Sin perjuicio de lo anterior, la Administración podrá adoptar medidas que incentiven la mejora del servicio a los usuarios y la eficiencia y el ahorro energéticos, directamente o a través de agentes económicos cuyo objeto sea el ahorro y la introducción de la mayor eficiencia en el uso final de la electricidad.

Articulo 47. Planes de ahorro y eficiencia energética.-

1. La Administración General del Estado y las Comunidades Autónomas, en el ámbito de sus respectivas competencias territoriales, podrán, mediante planes de ahorro y eficiencia energética, establecer las normas y principios básicos para potenciar las acciones encaminadas a la consecución de los siguientes fines:

a) Optimizar los rendimientos de los procesos de transformación de la energía, inherentes a sistemas productivos o de consumo.

b) Analizar y controlar el desarrollo de proyectos de creación de plantas industriales de gran consumo de energía, según criterios de rentabilidad energética a nivel nacional.

c) Mejorar el rendimiento o sustituir el tipo de combustible en empresas o sectores de alto consumo energético, a tenor de los intereses a nivel nacional.

Cuando dichos planes de ahorro y eficiencia energética establezcan acciones incentivadas con fondos públicos, las citadas Administraciones podrán exigir a las personas físicas o jurídicas participantes la presentación de una auditoría energética de los resultados obtenidos.

CAPITULO II: Calidad del suministro eléctrico

Articulo 48. Calidad del suministro eléctrico.-

1. El suministro de energía eléctrica deberá ser realizado por las empresas titulares de autorizaciones previstas en la presente Ley con las características y continuidad que reglamentariamente se determinen para el territorio nacional, teniendo en cuenta la diferenciación por zonas a la que se refiere el número siguiente.

Para ello, las empresas de energía eléctrica contarán con el personal y medios necesarios para garantizar la calidad del servicio exigida por las reglamentaciones vigentes.

Las empresas eléctricas y, en particular, las distribuidoras y comercializadoras promoverán la incorporación de tecnologías avanzadas en la medición y para el control de la calidad del suministro eléctrico.

2. La Administración General del Estado establecerá las líneas de actuación en materia de calidad del servicio, tendentes a la consecución de los objetivos de calidad, tanto en consumo final como en las zonas que, por sus características demográficas y tipología del consumo, puedan considerarse idóneas para la determinación de objetivos diferenciados.

Para la implantación de dichas líneas de actuación se instrumentarán programas de actuación en colaboración con las Comunidades Autónomas que, sin perjuicio de otras medidas, podrán ser tomados en consideración para el reconocimiento de costes a efectos retributivos, previo informe de la Administración competente para autorizar las instalaciones de distribución correspondientes, en el que se constate que dichas inversiones responden a la consecución de los objetivos de calidad previstos.

La Administración General del Estado determinará unos índices objetivos de calidad del servicio, así como unos valores entre los que estos índices puedan oscilar, a cumplir tanto

a nivel de usuario individual, como para cada zona geográfica atendida por un único distribuidor. Estos índices deberán tomar en consideración la continuidad del suministro, relativo al número y duración de las interrupciones y la calidad del producto relativa a las características de la tensión. Las empresas eléctricas estarán obligadas a facilitar a la Administración la información, convenientemente auditada, necesaria para la determinación objetiva de la calidad del servicio. Los datos de los índices antes citados serán hechos públicos con una periodicidad anual.

Las empresas eléctricas podrán declarar la existencia de zonas en que tengan dificultad temporal para el mantenimiento de la calidad exigible, presentando a la vez un Plan de mejora de la calidad del suministro que habrá de ser aprobado por la Administración competente.

3. Si la baja calidad de la distribución de una zona es continua, o pudiera producir consecuencias graves para los usuarios, o concurrieran circunstancias especiales que puedan poner en peligro la seguridad en el servicio eléctrico, la Administración competente podrá establecer las directrices de actuación que deberán ser llevadas a cabo por las empresas distribuidoras para restablecer la calidad del servicio.

4. Reglamentariamente se establecerá el procedimiento para determinar las reducciones que hayan de aplicarse en la facturación a abonar por los usuarios si se constatara que la calidad del servicio individual prestado por la empresa es inferior a la reglamentariamente exigible.

Articulo 49. Potestad inspectora.-

1. Los órganos de la Administración competente dispondrán, de oficio o a instancia de parte, la práctica de cuantas inspecciones y verificaciones se precisen para comprobar la regularidad y continuidad en la prestación de las actividades necesarias para el suministro, así como para garantizar la seguridad de las personas y de las cosas.

2. Las inspecciones a que alude el párrafo anterior cuidarán, en todo momento, de que se mantengan las características de la energía suministrada dentro de los límites autorizados oficialmente.

Articulo 50. Suspensión del suministro.-

1. El suministro de energía eléctrica a los consumidores sólo podrá suspenderse cuando conste dicha posibilidad en el contrato de suministro que nunca podrá invocar problemas de orden técnico o económico que lo dificulten, o por causa de fuerza mayor o situaciones de las que se pueda derivar amenaza cierta para la seguridad de las personas o las cosas, salvo lo dispuesto en los apartados siguientes.

En el caso del suministro a consumidores cualificados se estará a las condiciones de garantía de suministro y suspensión que hubieran pactado.

2. Podrá, no obstante, suspenderse temporalmente cuando ello sea imprescindible para el mantenimiento, seguridad del suministro, reparación de instalaciones o mejora del servicio. En todos estos supuestos, la suspensión requerirá autorización administrativa previa y comunicación a los usuarios en la forma que reglamentariamente se determine.

3. En las condiciones que reglamentariamente se determinen podrá ser suspendido el suministro de energía eléctrica a los consumidores privados a tarifa cuando hayan transcurrido al menos dos meses desde que les hubiera sido requerido fehacientemente el pago, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo. A estos efectos, el requerimiento se practicará por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, así como de la fecha, la identidad y el contenido del mismo.

En el caso de las Administraciones públicas, transcurridos dos meses desde que les hubiera sido requerido fehacientemente el pago sin que el mismo se hubiera efectuado, comenzarán a devengarse intereses que serán equivalentes al interés legal del dinero incrementado en 1,5 puntos. Si transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento, el pago no se hubiera hecho efectivo, podrá interrumpirse el suministro.

En ningún caso podrá suspenderse el suministro de energía eléctrica a aquellas instalaciones cuyos servicios hayan sido declarados como esenciales. Reglamentariamente se establecerán los criterios para determinar qué servicios deben ser

entendidos como esenciales. No obstante, las empresas distribuidoras o comercializadoras podrán afectar los pagos que perciban de aquellos de sus clientes que tengan suministros vinculados a servicios declarados como esenciales en situación de morosidad, al abono de las facturas correspondientes a dichos servicios, con independencia de la asignación que el cliente, público o privado, hubiera atribuido a estos pagos.

4. Una vez realizado el pago de lo adeudado por el consumidor al que se le ha suspendido el suministro, le será repuesto éste de inmediato.

Articulo 51. Normas técnicas y de seguridad de las instalaciones eléctricas. -

1. Las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica, las destinadas a su recepción por los usuarios, los equipos de consumo, así como los elementos técnicos y materiales para las instalaciones eléctricas deberán ajustarse a las correspondientes normas técnicas de seguridad y calidad industriales, de conformidad a lo previsto en la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria, sin perjuicio de lo previsto en la normativa autonómica correspondiente.

2. Las reglamentaciones técnicas a que alude el párrafo anterior tendrán por objeto:

a) Proteger las personas y la integridad y funcionalidad de los bienes que puedan resultar afectados por las instalaciones.

b) Conseguir la necesaria regularidad en los suministros de energía eléctrica.

c) Establecer reglas de normalización para facilitar la inspección de las instalaciones, impedir una excesiva diversificación del material eléctrico y unificar las condiciones del suministro.

d) Obtener la mayor racionalidad y aprovechamientos técnico y económico de las instalaciones.

e) Incrementar la fiabilidad de las instalaciones y la mejora de la calidad de los suministros de energía.

f) Proteger el medio ambiente y los derechos e intereses de los consumidores y usuarios.

g) Conseguir los niveles adecuados de eficiencia en el uso de la electricidad.

3. Sin perjuicio de las restantes autorizaciones reguladas en la presente Ley y a los efectos previstos en el presente artículo, la construcción, ampliación o modificación de instalaciones eléctricas requerirá, con carácter previo a su puesta en marcha, la correspondiente autorización administrativa en los términos que reglamentariamente se disponga.

TITULO IX: Expropiación y servidumbres

Articulo 52. Utilidad pública.-

1. Se declaran de utilidad pública las instalaciones eléctricas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, a los efectos de expropiación forzosa de los bienes y derechos necesarios para su establecimiento y de la imposición y ejercicio de la servidumbre de paso.

2. Dicha declaración de utilidad pública se extiende a los efectos de la expropiación forzosa de instalaciones eléctricas y de sus emplazamientos cuando por razones de eficiencia energética, tecnológicas o medioambientales sea oportuna su sustitución por nuevas instalaciones o la realización de modificaciones sustanciales en las mismas.

Articulo 53. Solicitud de la declaración de utilidad pública.-

1. Para el reconocimiento en concreto de la utilidad pública de las instalaciones aludidas en el artículo anterior, será necesario que la empresa interesada lo solicite, incluyendo una relación concreta e individualizada de los bienes o derechos que el solicitante considere de necesaria expropiación.

2. La petición se someterá a información pública y se recabará informe de los organismos afectados.

3. Concluida la tramitación, el reconocimiento de la utilidad pública será acordado por el Ministerio de Industria y Energía, si la autorización de la instalación corresponde al Estado, sin perjuicio de la competencia del Consejo de Ministros en caso de oposición de organismos u otras entidades de derecho público, o por el organismo competente de las Comunidades Autónomas en los demás casos.

Articulo 54. Efectos de la declaración de utilidad pública.-

1. La declaración de utilidad pública llevará implícita en todo caso la necesidad de ocupación de los bienes o de adquisición de los derechos afectados e implicará la urgente ocupación a los efectos del artículo 52 de la Ley de Expropiación Forzosa.

2. Igualmente, llevará implícita la autorización para el establecimiento o paso de la instalación eléctrica sobre terrenos de dominio, uso o servicio público o patrimoniales del Estado, o de las Comunidades Autónomas, o de uso público, propios o comunales de la provincia o municipio, obras y servicios de los mismos y zonas de servidumbre pública.

Articulo 55. Derecho supletorio.-

En lo relativo a la materia regulada en los artículos precedentes será de aplicación supletoria lo dispuesto en la legislación general sobre expropiación forzosa y en el Código Civil cuando proceda.

Articulo 56. Servidumbre de paso.-

1. La servidumbre de paso de energía eléctrica tendrá la consideración de servidumbre legal, gravará los bienes ajenos en la forma y con el alcance que se determinan en la presente Ley y se regirá por lo dispuesto en la misma, en sus disposiciones de desarrollo y en la legislación mencionada en el artículo anterior.

2. La servidumbre de paso aéreo comprende, además del vuelo sobre el predio sirviente, el establecimiento de postes, torres o apoyos fijos para la sustentación de cables conductores de energía.

3. La servidumbre de paso subterráneo comprende la ocupación del subsuelo por los cables conductores, a la profundidad y con las demás características que señale la legislación urbanística aplicable.

4. Una y otra forma de servidumbre comprenderán igualmente el derecho de paso o acceso y la ocupación temporal de terrenos u otros bienes necesarios para construcción, vigilancia, conservación y reparación de las correspondientes instalaciones.

Articulo 57. Limitaciones a la constitución de servidumbre de paso.-

No podrá imponerse servidumbre de paso para las líneas de alta tensión:

a) Sobre edificios, sus patios, corrales, centros escolares, campos deportivos y jardines y huertos, también cerrados, anejos a viviendas que ya existan al tiempo de decretarse la servidumbre, siempre que la extensión de los huertos y jardines sea inferior a media hectárea.

b) Sobre cualquier género de propiedades particulares, si la línea puede técnicamente instalarse, sin variación de trazado superior a la que reglamentariamente se determine, sobre terrenos de dominio, uso o servicio público o patrimoniales del Estado, Comunidades Autónomas, de las provincias o los municipios, o siguiendo linderos de fincas de propiedad privada.

Articulo 58. Relaciones civiles. -

1. La servidumbre de paso de energía eléctrica no impide al dueño del predio sirviente cercarlo o edificar sobre él dejando a salvo dicha servidumbre, siempre que sea autorizado por la Administración competente, que tomará en especial consideración la normativa vigente en materia de seguridad.

Podrá asimismo el dueño solicitar el cambio de trazado de la línea, si no existen dificultades técnicas, corriendo a su costa los gastos de la variación.

2. La variación del tendido de una línea como consecuencia de proyectos o planes aprobados por la Administración comportará el pago del coste de dicha variación.

TITULO X: Infracciones y sanciones

Articulo 59. Principios generales. -

1. Son infracciones administrativas las acciones y omisiones que se tipifican en los artículos siguientes.

2. Las infracciones administrativas establecidas en la presente Ley se entenderán sin perjuicio de las responsabilidades civiles y penales o de otro orden en que puedan incurrir las empresas titulares de actividades eléctricas o sus usuarios.

Articulo 60. Infracciones muy graves. -

Son infracciones muy graves:

1. El incumplimiento de las condiciones y requisitos aplicables a instalaciones, de manera que se ponga en peligro manifiesto a las personas y los bienes.

2. El incumplimiento de los actos dictados por el operador del mercado o del sistema o de las disposiciones sobre adquisición y liquidación de energía.

3. La utilización de instrumentos, aparatos o elementos sujetos a seguridad industrial sin cumplir las normas reglamentarias, cuando comporten peligro o daño grave para personas, bienes o para el medio ambiente.

4. La interrupción o suspensión del suministro de energía eléctrica para una zona o grupo de población sin que medien los requisitos legales que lo justifiquen.

5. La negativa a suministrar energía eléctrica a nuevos usuarios, sin que existan razones que lo justifiquen.

6. La negativa a admitir verificaciones o inspecciones reglamentarias acordadas en cada caso por la Administración competente, por la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, o la obstrucción de su práctica.

7. La aplicación a los consumidores de tarifas no autorizadas por la Administración.

8. La aplicación irregular de las tarifas autorizadas, de manera que se produzca una alteración en el precio superior al 15 por 100.

9. El incumplimiento de las obligaciones resultantes de la aplicación del sistema tarifario o de los criterios de recaudación.

10. Cualquier otra actuación en el suministro o consumo de energía eléctrica, que suponga una alteración porcentual de la realidad de lo suministrado o consumido superior al 15 por 100.

11. La negativa, no meramente ocasional o aislada, a facilitar a la Administración o a la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico la información que se solicite o a la de verificación y control contable legalmente establecidos.

12. La reducción, sin autorización, de la capacidad de producción o de suministro de energía eléctrica.

13. La realización de actividades incompatibles de acuerdo con lo dispuesto en la presente Ley.

14. El desarrollo de actividades eléctricas sin las debidas autorizaciones o en instalaciones que carecen de ellas.

15. El incumplimiento habitual de las instrucciones relativas a la ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas, para la adecuada prestación del servicio y la continuidad del suministro, impartidas por la Administración competente.

16. La no presentación de ofertas, no meramente ocasional o aislada, al operador del mercado por las instalaciones de producción de energía eléctrica que estén obligadas a hacerlo de acuerdo con la presente Ley sin que medie confirmación del operador del sistema.

17. El carecer de la contabilidad exigida de acuerdo con la presente Ley o llevarla con vicios o irregularidades esenciales que impidan conocer la situación patrimonial y financiera de la entidad.

18. El desarrollo de prácticas dirigidas a falsear la libre formación de los precios en el mercado de producción.

19. La denegación injustificada de acceso a la red de transporte o de distribución.

20. Las infracciones graves cuando durante los tres años anteriores a su comisión hubiera sido impuesta al infractor sanción firme por el mismo tipo de infracción.

21. El incumplimiento reiterado de los índices objetivos de calidad del servicio y la no elaboración de los Planes de mejora de la calidad del servicio que se establecen en el artículo 48.2 de la presente Ley.

Articulo 61. Infracciones graves. -

Son infracciones graves las conductas tipificadas en el artículo anterior cuando, por las circunstancias concurrentes, no puedan calificarse de muy graves y, en particular:

1. La negativa ocasional y aislada a facilitar a la Administración o a la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico la información que se reclame de acuerdo con lo previsto en la presente Ley.

2. El incumplimiento de las medidas de seguridad, aun cuando no supongan peligro manifiesto para personas o bienes.

3. El retraso injustificado en el comienzo de la prestación del servicio a nuevos usuarios.

4. El incumplimiento de las instrucciones relativas a la ampliación, mejora y adaptación de las redes e instalaciones eléctricas, para la adecuada prestación del servicio y la continuidad del suministro, impartidas por la Administración competente.

5. El incumplimiento reiterado en el consumo de la energía eléctrica demandada al operador del mercado por los consumidores cualificados, distribuidores y comercializadores.

6. La aplicación irregular de las tarifas autorizadas, de manera que se produzca una alteración en el precio superior al 5 por 100 e inferior al 15 por 100.

7. Cualquier otra actuación en el suministro o consumo de energía eléctrica, que suponga una alteración porcentual de la realidad de lo suministrado o consumido superior al 10 por 100.

8. La incorporación de energía al sistema, por parte de los productores acogidos al régimen especial, en forma distinta a la prevista en el artículo 30.2.a) de la presente Ley.

9. La no presentación de ofertas al operador del mercado por las instalaciones de producción de energía eléctrica que estén obligadas a hacerlo de acuerdo con la presente Ley sin que medie confirmación del operador del sistema.

10. El incurrir el operador del mercado en retrasos injustificados en su función de casación de ofertas o de liquidación.

11. El incurrir el operador del mercado en retrasos injustificados en la comunicación de los resultados de la liquidación o de los deberes de información sobre la evolución del mercado.

12. Cualquier actuación por parte del operador del sistema a la hora de determinar el orden de entrada efectiva en funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica, que suponga una alteración injustificada del resultado de la casación de ofertas.

13. La denegación o confirmación de la autorización a que se refiere el artículo 34.2.f) sin que medie justificación suficiente.

14. La falta de comunicación puntual por el operador del sistema al operador del mercado de los datos relevantes para la liquidación.

15. El incumplimiento de los índices de calidad del servicio que se establecen en el artículo 48.2 de la presente Ley.

Articulo 62. Infracciones leves. -

Constituyen infracciones leves aquellas infracciones de preceptos de obligada observancia comprendidas en la presente Ley y en sus normas de desarrollo que no constituyan infracción grave o muy grave, conforme a lo dispuesto en los dos artículos anteriores.

Articulo 63. Determinación de las sanciones. -

Para la determinación de las correspondientes sanciones se tendrán en cuenta las siguientes circunstancias:

1. El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente.

2. La importancia del daño o deterioro causado.

3. Los perjuicios producidos en la continuidad y regularidad del suministro.

4. El grado de participación en la acción u omisión tipificada como infracción y el beneficio obtenido de la misma.

5. La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la misma.

6. La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarado por resolución firme.

Articulo 64. Sanciones. -

1. Las infracciones tipificadas en los artículos anteriores serán sancionadas:

• Las infracciones muy graves, con multa de hasta 500.000.000 de pesetas.

• Las infracciones graves, con multa de hasta 100.000.000 de pesetas.

• Las leves, con multa de hasta 10.000.000 de pesetas.

2. Cuando a consecuencia de la infracción se obtenga un beneficio cuantificable, la multa podrá alcanzar hasta el doble del beneficio obtenido.

3. La cuantía de las sanciones se graduará atendiendo a criterios de proporcionalidad y a las circunstancias especificadas en el artículo anterior.

4. Si prosiguiera la conducta infractora una vez transcurrido el lapso suficiente para el cese de la misma, podrán imponerse nuevas multas, previa la instrucción de los correspondientes procedimientos sancionadores.

5. La comisión de una infracción muy grave podrá llevar aparejada la revocación o suspensión de la autorización administrativa y la consecuente inhabilitación temporal para operar en el mercado por un período máximo de un año. La revocación o suspensión de las autorizaciones se acordará, en todo caso, por la autoridad competente para otorgarlas.

A tal efecto, la Administración actuante pondrá los hechos en conocimiento de la competente.

Articulo 65. Procedimiento sancionador.-

El procedimiento para la imposición de sanciones se ajustará a los principios de los artículos 127 a 138 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, y a lo dispuesto en el Real Decreto 1398/1993, de 4 de agosto, o norma autonómica correspondiente, sin perjuicio de que reglamentariamente se establezcan especialidades de procedimiento para la imposición de sanciones previstas en esta Ley.

Articulo 66. Competencia para imponer sanciones. -

1. En el ámbito de la Administración General del Estado, las sanciones muy graves serán impuestas por el Consejo de Ministros y las graves por el Ministro de Industria y Energía. La imposición de las sanciones leves corresponderá al Director general de la Energía.

2. En el ámbito de las Comunidades Autónomas se estará a lo previsto en su propia normativa.

Articulo 67. Prescripción.-

Las infracciones muy graves previstas en este capítulo prescribirán a los cuatro años de su comisión; las graves, a los tres años, y las leves, al año.

Las sanciones impuestas por faltas muy graves prescribirán a los cuatro años; las impuestas por faltas graves, a los tres años, y las impuestas por faltas leves, al año.

DISPOSICIONES ADICIONALES

1.º . Intervención administrativa de empresas eléctricas. -

1. Cuando el incumplimiento de las obligaciones de las empresas que realizan las actividades y funciones reguladas en la presente Ley pueda afectar a la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, y a fin de garantizar su mantenimiento, el Gobierno podrá acordar la intervención de la correspondiente empresa de acuerdo con lo previsto en el artículo 128.2 de la Constitución, adoptando las medidas oportunas para ello.

A estos efectos serán causas de intervención de una empresa las siguientes:

a) La suspensión de pagos o quiebra de la empresa.

b) La gestión irregular de la actividad cuando le sea imputable y pueda dar lugar a su paralización con interrupción del suministro a los usuarios.

c) La grave y reiterada falta de mantenimiento adecuado de las instalaciones que ponga en peligro la seguridad de las mismas.

2. En los supuestos anteriores, si las empresas que desarrollan actividades y funciones eléctricas lo hacen exclusivamente mediante instalaciones cuya autorización sea competencia de una Comunidad Autónoma, la intervención será acordada por ésta.

2.- Ocupación del dominio público marítimo terrestre para líneas aéreas de alta tensión.-

A los efectos previstos en el artículo 32 de la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas, excepcionalmente y por razones de utilidad pública debidamente acreditadas, el Consejo de Ministros, a propuesta conjunta de los Ministerios de Fomento, de Medio Ambiente y de Industria y Energía, tomando en consideración los valores medioambientales y paisajísticos, podrá autorizar el tendido aéreo de líneas eléctricas de alta tensión en el dominio público marítimo-terrestre, siempre que no se localicen en tramos de costa que constituyan playa u otros ámbitos de especial protección.

Tercera. Efectos de la falta de resolución expresa.- Las solicitudes de resoluciones administrativas que deban dictarse conforme a lo dispuesto en la presente Ley y a la legislación específica en materia nuclear se podrán entender desestimadas, si no recae resolución expresa en el plazo que al efecto se establezca en sus disposiciones de desarrollo.

Cuarta. Modificación de los artículos 2 y 57 de la Ley de Energía Nuclear.-1. El apartado 9 del artículo 2 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, reguladora de la Energía Nuclear, queda redactado de la siguiente forma:

«Artículo 2. Definiciones.

9. "Residuo radiactivo" es cualquier material o producto de desecho, para el cual no está previsto ningún uso, que contiene o está contaminado con radionucleidos en concentraciones o niveles de actividad superiores a los establecidos por el Ministerio de Industria y Energía, previo informe del Consejo de Seguridad Nuclear.»

2ª.. El primer párrafo del artículo 57 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear, queda redactado en la forma siguiente:

«En el caso de instalaciones nucleares, la cobertura exigible, de acuerdo con el artículo 55 de la presente Ley, será de 25.000 millones de pesetas. No obstante, el Ministerio de Industria y Energía podrá imponer otro límite, no inferior a 1.000 millones de pesetas, cuando se trate de transportes de sustancias nucleares o de cualquier otra actividad, cuyo riesgo, a juicio del Consejo de Seguridad Nuclear, no requiera una cobertura superior. Estas cifras serán elevadas por el Gobierno, a propuesta del Ministerio de Industria y Energía, cuando los compromisos internacionales aceptados por el Estado español lo hagan necesario o cuando el transcurso del tiempo o la variación del índice de precios al consumo lo impongan para mantener el mismo nivel de cobertura.»

Artículo 91.

Sin perjuicio de las responsabilidades civiles y penales o de otro orden en que puedan incurrir las empresas que realicen actividades reguladas en la presente Ley, serán infracciones administrativas las acciones y omisiones que supongan incumplimiento o inobservancia de lo

dispuesto en la misma, en la Ley 15/1980, de 22 de abril, de creación del Consejo de Seguridad Nuclear, y sus disposiciones que las desarrollan.

a) Son infracciones muy graves:

1 Realizar, sin obtener la preceptiva autorización, cualquier actividad que la requiera, de acuerdo con esta Ley o con sus normas de desarrollo.

2. Continuar realizando una actividad cuando la autorización correspondiente esté suspendida o caducada, o no paralizar o suspender de forma inmediata, a requerimiento del Consejo de Seguridad Nuclear, el funcionamiento de la instalación cuando exista probabilidad de grave riesgo para la vida y salud de las personas o seguridad de las cosas.

3. Ejercitar cualquier actividad regulada en esta Ley sin tener cubierta la responsabilidad civil por los daños que la misma pueda causar en la forma y con los límites legal o reglamentariamente previstos, salvo en lo referente a instalaciones radiactivas de segunda y tercera categoría.

4. El incumplimiento de los términos, requisitos, obligaciones, límites, condiciones o prohibiciones impuestos en las autorizaciones y licencias o en los documentos oficiales de explotación cuando tal incumplimiento implique un grave riesgo para la vida y la salud de las personas, y la seguridad de las cosas.

5. La negativa absoluta, la resistencia reiterada a prestar colaboración o la obstrucción voluntaria grave de las funciones de inspección y control que al Consejo de Seguridad Nuclear corresponden.

6. La ocultación deliberada de información relevante, o su suministro falso, a la Administración o al Consejo de Seguridad Nuclear, cuando dicho comportamiento implique un riesgo grave para las personas o las cosas.

7. La inaplicación de las medidas técnicas o administrativas que con carácter general o particular se impongan a una actividad, el incumplimiento de los plazos señalados para su puesta en práctica y la omisión de los requerimientos o medidas correctoras necesarias para el cumplimiento de los preceptos legales o reglamentarios cuando en todos los casos se produzca un grave riesgo para la vida y la salud de las personas, y la seguridad de las cosas.

8. El incumplimiento o demora injustificados de las notificaciones obligadas en supuestos de emergencia, que lleven aparejado un grave riesgo para personas o bienes.

9. La manipulación, traslado o disposición en cualquier forma, de sustancias radiactivas o equipos productores de radiaciones ionizantes intervenidos.

b) Son infracciones graves:

1. El incumplimiento de los preceptos legales o reglamentarios aplicables o de los términos y condiciones de las autorizaciones o documentos oficiales de explotación, cuando no constituya falta muy grave, salvo los de escasa trascendencia.

2. La omisión de las medidas correctoras necesarias para el cumplimiento de los preceptos legales o de los términos y condiciones de las autorizaciones, así como la inaplicación de las medidas técnicas o administrativas que con carácter general o particular pudieran imponerse a una actividad, o el incumplimiento de los plazos señalados para su puesta en práctica, cuando ninguno de los casos constituyan falta muy grave.

3. Tener en funcionamiento instalaciones radiactivas que requieran la pertinente declaración sin que ésta haya sido formulada.

4. La falta de comunicación a la autoridad que concedió la autorización o al Consejo de Seguridad Nuclear de los incumplimientos temporales de los términos y condiciones de aquélla.

5. El funcionamiento de las instalaciones radiactivas de segunda y tercera categoría, sin tener cubierta la responsabilidad civil por los daños que las mismas puedan causar en la forma y límites legal o reglamentariamente previstos.

6. La ocultación de información, o su suministro falso, a la Administración o al Consejo de Seguridad Nuclear, cuando no constituya falta muy grave o leve.

7. Impedir, obstaculizar o retrasar las actuaciones inspectoras con acciones u omisiones, siempre que dicho comportamiento no deba ser calificado como falta muy grave o leve.

8. El incumplimiento o demora injustificados de las notificaciones obligadas en supuestos de emergencia, siempre que no lleven aparejado un grave riesgo para personas o bienes.

c) Son infracciones leves:

1. El retraso en el cumplimiento de las medidas administrativas que no constituya falta grave o muy grave.

2. La falta de información a las autoridades que concedieron las autorizaciones o licencias y al Consejo de Seguridad Nuclear, o su envío incompleto, inexacto, erróneo, o con retraso, que dificulte el oportuno control de las instalaciones o actividades, cuando no constituyan otra infracción y carezcan de trascendencia grave.

3. No facilitar las actuaciones inspectoras, cuando se trate de un mero retraso en el cumplimiento de las obligaciones de información, comunicación o comparecencia.

4. Las cometidas por simple negligencia, siempre que el riesgo derivado fuera de escasa importancia.

5. Las simples irregularidades o cualquier incumplimiento meramente formal de los preceptos legales o reglamentarios cuando asimismo tengan escasa trascendencia.

3ª. Efectos de la falta de resolución expresa.-

Las solicitudes de resoluciones administrativas que deban dictarse conforme a lo dispuesto en la presente Ley y a la legislación específica en materia nuclear se podrán entender desestimadas, si no recae resolución expresa en el plazo que al efecto se establezca en sus disposiciones de desarrollo.

4ª. Modificación de los artículos 2 y 57 de la Ley de Energía Nuclear.-

1. El apartado 9 del artículo 2 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, reguladora de la Energía Nuclear, queda redactado de la siguiente forma:

«Artículo 2. Definiciones.

1. "Residuo radiactivo" es cualquier material o producto de desecho, para el cual no está previsto ningún uso, que contiene o está contaminado con radionucleidos en concentraciones o niveles de actividad superiores a los establecidos por el Ministerio de Industria y Energía, previo informe del Consejo de Seguridad Nuclear.»

2. El primer párrafo del artículo 57 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear, queda redactado en la forma siguiente:

«En el caso de instalaciones nucleares, la cobertura exigible, de acuerdo con el artículo 55 de la presente Ley, será de 25.000 millones de pesetas. No obstante, el Ministerio de Industria y Energía podrá imponer otro límite, no inferior a 1.000 millones de pesetas, cuando se trate de transportes de sustancias nucleares o de cualquier otra actividad, cuyo riesgo, a juicio del Consejo de Seguridad Nuclear, no requiera una cobertura superior. Estas cifras serán elevadas por el Gobierno, a propuesta del Ministerio de Industria y Energía, cuando los compromisos internacionales aceptados por el Estado español lo hagan necesario o cuando el transcurso del tiempo o la variación del índice de precios al consumo lo impongan para mantener el mismo nivel de cobertura.»

5ª. Modificación del capítulo XIV de la Ley de Energía Nuclear.-

El capítulo XIV de la Ley 25/1964, de 29 de abril, reguladora de la Energía Nuclear, queda redactado de la siguiente forma:

«CAPITULO XIV: De las infracciones y sanciones en materia nuclear

Artículo 91.

Sin perjuicio de las responsabilidades civiles y penales o de otro orden en que puedan incurrir las empresas que realicen actividades reguladas en la presente Ley, serán infracciones administrativas las acciones y omisiones que supongan incumplimiento o inobservancia de lo

dispuesto en la misma, en la Ley 15/1980, de 22 de abril, de creación del Consejo de Seguridad Nuclear, y sus disposiciones que las desarrollan.

a) Son infracciones muy graves:

1. Realizar, sin obtener la preceptiva autorización, cualquier actividad que la requiera, de acuerdo con esta Ley o con sus normas de desarrollo.

2. Continuar realizando una actividad cuando la autorización correspondiente esté suspendida o caducada, o no paralizar o suspender de forma inmediata, a requerimiento del Consejo de Seguridad Nuclear, el funcionamiento de la instalación cuando exista probabilidad de grave riesgo para la vida y salud de las personas o seguridad de las cosas.

3. Ejercitar cualquier actividad regulada en esta Ley sin tener cubierta la responsabilidad civil por los daños que la misma pueda causar en la forma y con los límites legal o reglamentariamente previstos, salvo en lo referente a instalaciones radiactivas de segunda y tercera categoría.

4. El incumplimiento de los términos, requisitos, obligaciones, límites, condiciones o prohibiciones impuestos en las autorizaciones y licencias o en los documentos oficiales de explotación cuando tal incumplimiento implique un grave riesgo para la vida y la salud de las personas, y la seguridad de las cosas.

5. La negativa absoluta, la resistencia reiterada a prestar colaboración o la obstrucción voluntaria grave de las funciones de inspección y control que al Consejo de Seguridad Nuclear corresponden.

6. La ocultación deliberada de información relevante, o su suministro falso, a la Administración o al Consejo de Seguridad Nuclear, cuando dicho comportamiento implique un riesgo grave para las personas o las cosas.

7. La inaplicación de las medidas técnicas o administrativas que con carácter general o particular se impongan a una actividad, el incumplimiento de los plazos señalados para su puesta en práctica y la omisión de los requerimientos o medidas correctoras necesarias para el cumplimiento de los preceptos legales o reglamentarios cuando en todos los casos se produzca un grave riesgo para la vida y la salud de las personas, y la seguridad de las cosas.

8. El incumplimiento o demora injustificados de las notificaciones obligadas en supuestos de emergencia, que lleven aparejado un grave riesgo para personas o bienes.

9. La manipulación, traslado o disposición en cualquier forma, de sustancias radiactivas o equipos productores de radiaciones ionizantes intervenidos.

b) Son infracciones graves:

1. El incumplimiento de los preceptos legales o reglamentarios aplicables o de los términos y condiciones de las autorizaciones o documentos oficiales de explotación, cuando no constituya falta muy grave, salvo los de escasa trascendencia.

2. La omisión de las medidas correctoras necesarias para el cumplimiento de los preceptos legales o de los términos y condiciones de las autorizaciones, así como la inaplicación de las medidas técnicas o administrativas que con carácter general o particular pudieran imponerse a una actividad, o el incumplimiento de los plazos señalados para su puesta en práctica, cuando ninguno de los casos constituyan falta muy grave.

3. Tener en funcionamiento instalaciones radiactivas que requieran la pertinente declaración sin que ésta haya sido formulada.

4. La falta de comunicación a la autoridad que concedió la autorización o al Consejo de Seguridad Nuclear de los incumplimientos temporales de los términos y condiciones de aquélla.

5. El funcionamiento de las instalaciones radiactivas de segunda y tercera categoría, sin tener cubierta la responsabilidad civil por los daños que las mismas puedan causar en la forma y límites legal o reglamentariamente previstos.

6. La ocultación de información, o su suministro falso, a la Administración o al Consejo de Seguridad Nuclear, cuando no constituya falta muy grave o leve.

7. Impedir, obstaculizar o retrasar las actuaciones inspectoras con acciones u omisiones, siempre que dicho comportamiento no deba ser calificado como falta muy grave o leve.

8. El incumplimiento o demora injustificados de las notificaciones obligadas en supuestos de emergencia, siempre que no lleven aparejado un grave riesgo para personas o bienes.

c) Son infracciones leves:

1. El retraso en el cumplimiento de las medidas administrativas que no constituya falta grave o muy grave.

2. La falta de información a las autoridades que concedieron las autorizaciones o licencias y al Consejo de Seguridad Nuclear, o su envío incompleto, inexacto, erróneo, o con retraso, que dificulte el oportuno control de las instalaciones o actividades, cuando no constituyan otra infracción y carezcan de trascendencia grave.

3. No facilitar las actuaciones inspectoras, cuando se trate de un mero retraso en el cumplimiento de las obligaciones de información, comunicación o comparecencia.

4. Las cometidas por simple negligencia, siempre que el riesgo derivado fuera de escasa importancia.

5. Las simples irregularidades o cualquier incumplimiento meramente formal de los preceptos legales o reglamentarios cuando asimismo tengan escasa trascendencia.

Artículo 92. Calificación de las infracciones.

Para la calificación de las infracciones se tendrán en cuenta las siguientes circunstancias:

1. El peligro resultante de la infracción para la vida y la salud de las personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente.

2. La importancia del daño o deterioro causado a personas y cosas.

3. El grado de participación y beneficio obtenido.

4. El incumplimiento de las advertencias previas o requerimientos de las autoridades competentes.

5. La intencionalidad o negligencia en la comisión de la infracción y la reiteración.

6. El fraude y la connivencia en su ejecución.

7. La diligencia en la identificación de la infracción y en la información a los organismos competentes, siempre que se adopten las medidas correctoras oportunas.

8. La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarado por resolución firme.

Artículo 93.

1. Tratándose de instalaciones nucleares y de las radiactivas de primera categoría, las infracciones en materia de energía nuclear serán sancionadas:

a) Las infracciones muy graves, con multa de hasta 500.000.000 de pesetas.

b) Las infracciones graves, con multa de hasta 100.000.000 de pesetas.

c) Las infracciones leves, con multa de hasta 10.000.000 de pesetas.

2. Las infracciones muy graves y graves podrán dar lugar, conjuntamente con las multas previstas, a la revocación o suspensión temporal de los permisos, licencias o autorizaciones.

La cuantía de las sanciones se graduará atendiendo a los criterios de proporcionalidad y a las circunstancias especificadas en el artículo anterior.

Las multas se podrán reiterar en el tiempo hasta que cese la conducta infractora.

3. Cuando se trate de instalaciones radiactivas de segunda y tercera categorías, las sanciones económicas de multa se reducirán en su grado máximo a la mitad de las señaladas anteriormente.

Artículo 94.

1. El procedimiento para la imposición de las sanciones se ajustará a los principios del procedimiento de los artículos 127 a 138 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, y a lo dispuesto en el Real Decreto 1398/1993, de 4 de agosto.

2. El Consejo de Seguridad Nuclear propondrá la iniciación del correspondiente expediente sancionador respecto de aquellos hechos que pudieran ser constitutivos de infracción en materia de seguridad nuclear y protección radiológica, poniendo en conocimiento del órgano al que corresponda incoar el expediente tanto la infracción apreciada como los extremos relevantes para su valoración y emitiendo los informes que sean necesarios para la adecuada calificación de los hechos objeto del expediente.

3. En el ámbito de la Administración del Estado, las sanciones por infracciones muy graves cometidas por titulares de instalaciones nucleares o radiactivas de primera categoría serán impuestas por el Consejo de Ministros y las graves por el Ministro de Industria y Energía. La imposición de las sanciones leves corresponderá al Director general de la Energía.

Cuando se trate de sanciones por infracciones cometidas por los titulares de instalaciones radiactivas de segunda y tercera categorías, las mismas serán impuestas por el Ministro de Industria y Energía si constituyen faltas muy graves, y por el Director general de la Energía en los supuestos de faltas graves o leves.

En el ámbito de las Comunidades Autónomas se estará a lo previsto en su propia normativa.

4. En todo lo que no se oponga a los tipos de sanciones descritos en los precedentes artículos y sea complementario de los mismos, se mantendrá en vigor el régimen de las infracciones y sanciones vigentes en materia de protección sanitaria contra radiaciones ionizantes y de instalación y utilización de aparatos de rayos X con fines diagnósticos.

5. En ningún caso se impondrán varias sanciones por un mismo hecho, aunque sí podrán exigirse otras responsabilidades que se deduzcan de otros hechos o infracciones que concurran.

Artículo 95.

Las infracciones a que se refiere la presente Ley prescribirán: las muy graves, a los cinco años; las graves, a los tres años, y las leves, al año. El término de la prescripción comenzará a correr desde el día en que se hubiera cometido la infracción. La prescripción se interrumpirá desde el momento en que el procedimiento se dirija contra el presunto infractor, con conocimiento del interesado.

Las sanciones prescribirán: las impuestas por faltas muy graves, a los cinco años; las impuestas por faltas graves, a los tres años, y las impuestas por faltas leves, al año. El tiempo de prescripción comenzará a correr desde la fecha en que la resolución sancionadora sea firme, interrumpiéndose la prescripción por la iniciación, con el conocimiento del interesado, del procedimiento correspondiente.»

6ª. Fondo para la financiación del segundo ciclo del combustible nuclear.-

Las cantidades ingresadas por tarifa, peajes o precios, así como los rendimientos financieros generados por éstas, destinadas a hacer frente a los costes de los trabajos correspondientes a la segunda parte del ciclo del combustible nuclear y gestión de residuos radiactivos producidos por el sector eléctrico, se destinarán a dotar una provisión, teniendo dicha dotación la consideración de partida deducible en el Impuesto sobre Sociedades.

Igual tratamiento resultará aplicable a otras formas de financiación de los costes de gestión de los residuos radiactivos.

Las cantidades recogidas en la provisión sólo podrán ser invertidas en gastos, trabajos, proyectos e inmovilizaciones derivados de actuaciones previstas en el Plan general de residuos radiactivos aprobado por el Gobierno.

Las cantidades destinadas a dotar la provisión a que se refiere la presente disposición tendrán la consideración de coste de diversificación y seguridad de abastecimiento a los efectos de lo previsto en el artículo 16.6 de la presente Ley.

7ª. Paralización de centrales nucleares en moratoria.-

Se declara vigente la disposición adicional octava de la Ley 40/1994, de 30 de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, cuyo texto se actualiza y pasa a ser el siguiente:

1. Se declara la paralización definitiva de los proyectos de construcción de las centrales nucleares de Lemóniz, Valdecaballeros y unidad II de Trillo y la extinción de las autorizaciones concedidas.

2. Los titulares de los proyectos de construcción que se paralizan percibirán, en los términos previstos en la presente disposición, una compensación por las inversiones realizadas en los mismos y el coste de su financiación mediante la afectación a ese fin de un porcentaje de la facturación por venta de energía eléctrica a los usuarios.

La compensación deberá ser plenamente satisfecha en un plazo máximo de veinticinco años, contados a partir del 20 de enero de 1995.

El Ministerio de Industria y Energía establecerá el procedimiento de cálculo de la anualidad necesaria para satisfacer la compensación y, en consecuencia, del importe pendiente de compensación, que se determinará con efectos a 31 de diciembre de cada año, por proyectos y titulares.

La determinación de los intereses asociados a la compensación atenderá al tipo de interés sobre depósitos interbancarios en pesetas más un diferencial del 0,30.

Si, de acuerdo con lo establecido en el apartado 7, los titulares de los proyectos de construcción paralizados cedieran a terceros el derecho a percibir la compensación o parte de la misma, los distintos tipos de interés aplicables a la parte cedida se determinarán atendiendo al tipo de interés sobre depósitos interbancarios en pesetas más un diferencial de hasta el 0,50. Reglamentariamente se establecerán los supuestos en los que las condiciones de cesión podrán realizarse a tipo de interés de carácter fijo, determinado atendiendo a los de las emisiones realizadas por el Estado más un diferencial máximo del 0,50 que permitan la plena satisfacción de los importes pendientes de compensación referenciados a un tipo fijo dentro del plazo máximo previsto. En todo caso, las condiciones de cada cesión, incluido el interés aplicable a la misma, deberán ser autorizadas por acuerdo del Gobierno.

3. Como valor base para dicha compensación, con fecha a 20 de enero de 1995 se establece el de 340.054.000.000 de pesetas para la central nuclear de Valdecaballeros, 378.238.000.000 de pesetas para la central nuclear de Lemóniz y 11.017.000.000 de pesetas para la unidad II de la central nuclear de Trillo.

La distribución de la compensación correspondiente a cada uno de los proyectos entre sus titulares se llevará a cabo en la cuantía y forma que éstos acuerden. Los acuerdos adoptados a tal efecto deberán ser sometidos a la aprobación del Ministerio de Industria y Energía.

Este valor base será modificado, cuando sea preciso, por el Ministerio de Industria y Energía para tener en cuenta las desinversiones originadas por las ventas de los equipos realizadas con posterioridad a dicha fecha y los gastos derivados de los programas de mantenimiento, desmantelamiento y cierre de instalaciones que considere y apruebe dicho Ministerio.

Las desinversiones deberán ser autorizadas por el Ministerio de Industria y Energía. Los propietarios de las instalaciones deberán realizar, mediante procedimientos que garanticen la libre concurrencia y adecuadas condiciones de venta, las desinversiones que dicho Ministerio determine.

Igualmente, el valor de la enajenación de los terrenos o emplazamientos de las instalaciones será tenido en cuenta por el Ministerio de Industria y Energía para calcular el importe pendiente de compensación. En el caso de inicio de explotación por sus titulares, dicho valor será el de mercado debidamente acreditado y autorizado por el Ministerio de Industria y Energía.

4. El importe anual que represente la compensación prevista en la presente disposición deberá alcanzar al menos la cantidad de 69.000.000.000 de pesetas en 1994. Dicho

importe mínimo se incrementará cada año en un 2 por 100, hasta la íntegra satisfacción de la cantidad total a compensar.

El importe resultante de la aplicación del porcentaje de la facturación a que se refiere el apartado 5 y las cantidades mínimas consideradas en el párrafo anterior deberán ser imputados a cada una de las instalaciones cuyos proyectos de construcción han sido paralizados definitivamente de acuerdo con lo previsto en el apartado 1 de esta disposición y de acuerdo con los valores base y la forma de cálculo establecidos en el apartado 3 anterior.

En el supuesto de que los importes referidos en el párrafo anterior sean, en algún caso, insuficientes para satisfacer los intereses reconocidos asociados a la compensación a los que se refieren los párrafos tercero y cuarto del apartado 3 de la presente disposición, la compensación para el correspondiente titular deberá alcanzar dicho año los citados intereses.

En ningún caso, los titulares de los derechos de compensación percibirán un importe superior al que les corresponda de los valores establecidos en el apartado 3 de la presente disposición y los intereses que procedan conforme a lo establecido en el apartado 2 de esta disposición.

5. El porcentaje de facturación por venta de energía eléctrica afecto a la compensación, que a los efectos del artículo 16.6 de la presente Ley, tendrá el carácter de coste por diversificación y seguridad de abastecimiento, se determinará por el Gobierno y será, como máximo, el 3,54 por 100.

La recaudación y distribución del citado porcentaje se llevará a cabo en la forma prevista en el artículo 19 de la presente Ley. La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico adoptará en el procedimiento de liquidación las medidas necesarias para que los perceptores de la compensación reciban la cantidad que les corresponda cada año antes del 31 de marzo del año siguiente.

6. En el supuesto de producirse cambios en el régimen económico o cualquier otra circunstancia que afectase negativamente al importe definido en el apartado 5 o a la percepción por los titulares de los derechos de compensación de los importes establecidos en los párrafos primero y tercero del apartado 4, el Estado tomará las medidas necesarias para la efectividad de lo dispuesto en dichos apartados y la satisfacción en el plazo máximo de veinticinco años citado en el párrafo segundo del apartado 2 de esta disposición adicional.

7. Los titulares de los proyectos de construcción a los que se refiere el apartado 1 de la presente disposición podrán ceder a terceros, sin compromiso o pacto de recompra explícito o implícito, el derecho de compensación reconocido en la presente Ley.

En particular, tales derechos podrán cederse, total o parcialmente en una o varias veces, a fondos abiertos que se denominarán «Fondos de Titulización de Activos resultantes de la moratoria nuclear», de los contemplados en la disposición adicional quinta de la Ley 3/1994, de 14 de abril, por la que se adapta la legislación española en materia de entidades de crédito a la Segunda Directiva de Coordinación Bancaria y se introducen otras modificaciones relativas al sistema financiero. A la titulización mediante estos fondos le será de aplicación el número 3 de la disposición adicional quinta de la Ley 3/1994, de 14 de abril, y el régimen previsto en los artículos 5 y 6 de la Ley 19/1992, de 7 de julio, para los Fondos de Titulización Hipotecaria, en todo aquello que no resulte estrictamente específico de las participaciones hipotecarias, con las particularidades siguientes:

a) El activo de los fondos estará integrado por los derechos a la compensación que se les cedan y los rendimientos producidos por éstos y su pasivo por los valores que sucesivamente se emitan y, en general, por financiación de cualquier otro tipo.

b) No resultará de aplicación a estos fondos lo dispuesto en el punto 2.o del número 2 y en el párrafo segundo del número 6 del artículo 5 de la Ley 19/1992, de 7 de julio.

c) El régimen fiscal de estos fondos será el descrito en el número 10 del artículo 5 de la Ley 19/1992, de 7 de julio, para los Fondos de Titulización Hipotecaria y las Sociedades Gestoras de éstos.

La administración de estos fondos por las sociedades gestoras quedará exenta del Impuesto sobre el Valor Añadido.

Los Fondos de Titulización de Activos resultantes de la moratoria nuclear podrán, en cada ejercicio, dotar libremente el importe que corresponda a la amortización de los derechos de compensación que figuren en su activo.

d) Cuando los valores emitidos con cargo a Fondos de Titulización de Activos resultantes de la moratoria nuclear vayan dirigidos a inversores institucionales, tales como Fondos de Pensiones, instituciones de inversión colectiva, o entidades aseguradoras, o a entidades de crédito o a sociedades de valores que realicen habitual y profesionalmente inversiones en valores, que asuman el compromiso de no transmitir posteriormente dichos valores a otros sujetos diferentes a los mencionados, o cuando dichos valores vayan a ser colocados entre inversores no residentes y no se comercialicen en territorio nacional, no será obligatoria su evaluación por una entidad calificadora, su representación mediante anotaciones en cuenta, ni su admisión en un mercado secundario organizado español.

e) El negocio de cesión o constitución de garantías sobre los derechos de compensación sólo podrá ser impugnado al amparo del párrafo segundo del artículo 878 del Código de Comercio, mediante acción ejercitada por los síndicos de la quiebra, en la que se demuestre la existencia de fraude en la cesión o constitución de gravamen, y quedando en todo caso a salvo el tercero que no hubiera sido cómplice de aquél.

En caso de quiebra, suspensión de pagos o situaciones similares de la entidad cedente de los derechos de compensación de la moratoria nuclear o de cualquier otra que se ocupe de la gestión de cobro de las cantidades afectadas a tales derechos, las entidades cesionarias de los citados derechos de compensación gozarán de derecho absoluto de separación en los términos previstos en los artículos 908 y 909 del Código de Comercio.

f) Las sociedades gestoras de Fondos de Titulización Hipotecaria podrán ampliar su objeto social y ámbito de actividades al efecto de poder administrar y representar Fondos de Titulización de Activos resultantes de la moratoria nuclear, pudiendo sustituir, a tal fin, su denominación legal actual por la de «Sociedades Gestoras de Fondos de Titulización». Podrán, además, constituirse otras sociedades para la gestión de los fondos de titulización de activos resultantes de la moratoria nuclear en los términos que reglamentariamente se determinen.

8. La paralización producirá los efectos previstos en la legislación fiscal para la terminación o puesta en marcha de los proyectos correspondientes.

9. Si en virtud de las normas aplicables para determinación de la base imponible en el Impuesto sobre Sociedades, ésta resultase negativa como consecuencia de la paralización acordada en esta disposición, su importe podrá ser compensado en un período que no excederá de diez años, contados a partir del ejercicio fiscal en el que la mencionada base imponible resultó negativa.

10. La amortización correspondiente a los activos afectos a los proyectos cuya construcción se paraliza definitivamente se realizará como máximo en el plazo de diez años a partir de la entrada en vigor de la presente Ley.

8ª. Modificación de la Ley de Creación del Consejo de Seguridad Nuclear.-

1. Se modifica la letra d) del artículo 2 de la Ley 15/1980, de 22 de abril, de Creación del Consejo de Seguridad Nuclear, que queda redactado en los siguientes términos:

«d) Llevar a cabo la inspección y control de las instalaciones nucleares y radiactivas durante su funcionamiento, con objeto de asegurar el cumplimiento de todas las normas y condicionamientos establecidos, tanto de tipo general como los particulares de cada instalación, con autoridad para suspender su funcionamiento por razones de seguridad. Asimismo, de conformidad con lo previsto en el artículo 94 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear, el Consejo de Seguridad Nuclear, iniciado un procedimiento sancionador en materia de seguridad nuclear y protección radiológica, emitirá, con carácter preceptivo, informe en el plazo de dos meses, para la adecuada calificación de los hechos objeto de procedimiento.

Este informe se emitirá cuando dicha iniciación lo fuera a instancia de otro organismo, o en el supuesto de que habiéndose incoado como consecuencia de petición razonada del propio Consejo de Seguridad Nuclear, consten en dicho procedimiento otros datos además de los comunicados por dicho ente.»

2. Se modifica el artículo 10 de la Ley 15/1980, de 22 de abril, de Creación del Consejo de Seguridad Nuclear, añadiendo los siguientes apartados:

«3.m) Los servicios de inspección y control que sea necesario realizar para garantizar al máximo la explotación y funcionamiento adecuados, así como la seguridad de las instalaciones nucleares de fabricación de combustible y la fabricación adecuada del mismo.»

«5.m) Los servicios de inspección y control reseñados en el apartado m) del número 3 de este artículo quedarán gravados con la cuota única mensual resultante de aplicar el tipo del 0,8 por 100 al valor de la facturación por ventas de elementos combustibles fabricados en la instalación.

El tributo se devengará mensualmente y deberá autoliquidarse por el sujeto pasivo durante el mes siguiente a cada mes vencido.»

9ª. Sociedades cooperativas. -

Las sociedades cooperativas de consumidores y usuarios podrán realizar, en los términos que resulten de las leyes que las regulan, las actividades de distribución, de acuerdo con la presente Ley y las disposiciones que la desarrollen.

Dichas sociedades cooperativas deberán ajustar su contabilidad a lo dispuesto en el artículo 20.1 y sus actividades a lo dispuesto en el artículo 14 de la presente Ley.

10ª. Legislación especial en materia de energía nuclear.-

Las instalaciones de producción de energía eléctrica a las que sea de aplicación la legislación especial en materia de energía nuclear se regirán por la misma además de por lo dispuesto en la presente Ley.

11ª. Actualización de sanciones. -

El Gobierno, por Real Decreto, procederá periódicamente a la actualización del importe de las sanciones previstas en el Título X de la presente Ley y en el capítulo XIV de la Ley 25/1964, de 29 de abril, modificado por la disposición adicional sexta de la presente Ley, teniendo en cuenta la variación de los índices de precios al consumo.

12ª. Modificación del Real Decreto Legislativo 1302/1986.

1. Se amplía la lista de obras, instalaciones y actividades sometidas a evaluación de impacto ambiental contenida en el anexo I del Real Decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental, con la inclusión de la siguiente actividad:

«Construcción de líneas aéreas de energía eléctrica con una tensión igual o superior a 220 KV y una longitud superior a 15 Km.»

2. Lo previsto en el apartado anterior no será de aplicación a los expedientes de autorización de líneas aéreas de energía eléctrica con una tensión igual o superior a 220 KV y una longitud superior a 15 Km., iniciados con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley.

13ª. Costes de «stock» estratégico del combustible nuclear.-

El Gobierno podrá determinar una cuantía que, con cargo a los ingresos por consumo de energía eléctrica, sea destinada a financiar los costes asociados al «stock» estratégico de combustible nuclear.

Las cantidades a que se refiere la presente disposición tendrán la consideración de costes de diversificación y seguridad de abastecimiento a los efectos de lo previsto en la presente Ley.

14ª. Servidumbres de paso.-

La servidumbre de paso de energía eléctrica, tanto aéreo como subterráneo, a que se refiere el artículo 56 de la presente Ley, constituida a favor de la red de transporte, distribución y

suministro, incluye aquellas líneas y equipos de telecomunicación que por ellas puedan transcurrir, tanto si lo son para el servicio propio de la explotación eléctrica, como para el servicio de telecomunicaciones públicas y, sin perjuicio del justiprecio que, en su caso, pudiera corresponder, de agravarse esta servidumbre.

Igualmente, las autorizaciones existentes a las que se refiere el artículo 54.2 de la presente Ley incluyen aquellas líneas y equipos de telecomunicación que por ellas puedan transcurrir, con el mismo alcance objetivo y autonomía que resultan del párrafo anterior.

15ª. Sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (1).

1. La planificación eléctrica, que tendrá carácter indicativo salvo en lo que se refiere a instalaciones de transporte, en cuanto afecte a territorios insulares o extrapeninsulares, se realizará de acuerdo con las Comunidades o Ciudades Autónomas afectadas.

2. En el caso de que en los territorios insulares o extrapeninsulares se produjeran situaciones de riesgo cierto para la prestación del suministro de energía eléctrica situaciones de las que se pueda derivar amenaza para la integridad física o la seguridad de las personas, de aparatos o instalaciones o para la integridad de la red de transporte o distribución de energía eléctrica, la adopción de las medidas previstas en el artículo 10 de la presente Ley corresponderá a las Comunidades o Ciudades Autónomas afectadas, siempre que tal medida sólo afecte a su respectivo ámbito territorial. Dichas medidas no tendrán repercusiones económicas en el sistema eléctrico, salvo que mediara acuerdo previo del Ministerio de Industria y Energía.

3. La determinación del gestor o gestores de la red de las zonas eléctricas ubicadas en territorios insulares y extrapeninsulares corresponderá a la respectiva Administración Autonómica.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Primera

Aplicación de disposiciones anteriores. -

En tanto no se dicten las normas de desarrollo de la presente Ley que sean necesarias para la puesta en práctica de alguno de sus preceptos, continuarán aplicándose las correspondientes disposiciones en vigor en materia de energía eléctrica.

Segunda

Efecto de autorizaciones anteriores. -

1. Quienes a la entrada en vigor de la presente Ley sean titulares de instalaciones autorizadas podrán continuar en el ejercicio de sus actividades dentro de los términos de la autorización. Estas autorizaciones se entenderán transferidas a las sociedades que deban constituirse en su momento, de acuerdo con la disposición transitoria quinta, o de acuerdo con la exigencia de adoptar la forma de sociedad mercantil, que se contiene en el artículo 9.1, apartado g), para los distribuidores.

2. Los expedientes de autorización de instalaciones eléctricas iniciados con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley se tramitarán hasta su resolución conforme a la legislación anterior.

Tercera

Renovación de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico A partir de la entrada en vigor de esta Ley la actual Comisión del Sistema Eléctrico pasará a denominarse Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, asumiendo las competencias atribuidas a esta última por la presente Ley. Los miembros de la actual Comisión Nacional lo seguirán siendo de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico hasta el final del período de cinco años para el que fueron nombrados.

Transcurrido el período citado en el párrafo anterior se procederá a la designación de los nuevos miembros del Consejo de Administración de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico. En el período de tres meses desde su designación, se celebrará un sorteo entre la totalidad de los miembros del Consejo de Administración de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico para determinar la primera renovación, de acuerdo con lo previsto en el apartado 3 del artículo 6 de la presente Ley.

Cuarta

Carbón autóctono.-

El Gobierno podrá establecer los incentivos necesarios para conseguir que los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica consuman carbón autóctono en cantidades que cubran las fijadas anualmente como objetivo por el Ministerio de Industria y Energía. Este objetivo respetará, en todo caso, a partir del año 2004, el límite a que se refiere el artículo 25.1 de la presente Ley.

Dichos incentivos incorporarán, en su caso, una prima máxima promedio equivalente a una peseta por KWH para aquellos grupos de producción y en la medida que hayan efectivamente consumido carbón autóctono y por la cuantía equivalente a su consumo únicamente de carbón autóctono.

Quinta

Separación de actividades. -

1. La exigencia de separación de actividades reguladas y no reguladas mediante su ejercicio por personas jurídicas diferentes establecidas en el artículo 14 de la presente Ley será de aplicación a las entidades que en el momento de su entrada en vigor realicen actividades eléctricas de generación y distribución conjuntamente, cuando el Gobierno así lo disponga por Real Decreto, que será de aplicación antes del 31 de diciembre del año 2000. La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico emitirá un informe antes del 31 de diciembre de 1998 sobre los efectos que se puedan producir en las sociedades afectadas derivadas de circunstancias o compromisos existentes en el momento de entrada en vigor de la presente Ley, así como sobre la incidencia de la separación jurídica en el tratamiento retributivo de las sociedades, proponiendo una fecha para su efectividad. En cualquier caso, entre la emisión del informe de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico y la decisión del Gobierno por Real Decreto prevista, deberá mediar un plazo mínimo de un año.

Las personas jurídicas que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley, únicamente podrán obtener autorizaciones para la construcción de instalaciones de producción de energía eléctrica o para actuar como comercializadoras si acreditan el cumplimiento de las exigencias que se derivan de su artículo 14.

2. A las aportaciones de los activos afectos a las diferentes actividades eléctricas que se efectúen en cumplimiento de la exigencia de separación de actividades prevista en esta Ley se les aplicará el régimen previsto para las aportaciones de ramas de actividad en la Ley 29/1991, de 16 de diciembre, modificada por la Ley 43/1995, de 27 de diciembre, reguladora del Impuesto sobre Sociedades, de adecuación de determinados conceptos impositivos a las Directivas y Reglamentos de las Comunidades Europeas, aun cuando se realicen con anterioridad al acuerdo del Gobierno referido en el apartado 1.

Los aranceles de Notarios, Registradores Mercantiles y de la Propiedad correspondientes a los actos necesarios de adaptación a la exigencia de separación de actividades impuesta por la presente Ley quedarán reducidos al 10 por 100.

3. Hasta que, de acuerdo con el apartado 1 de esta disposición, se establezca la exigencia de separación de actividades, las empresas eléctricas deberán proceder a separar contablemente sus actividades eléctricas reguladas.

Las transacciones relativas a producción, intercambios intracomunitarios e internacionales, transporte y distribución con los distintos sujetos del sistema eléctrico serán imputadas separadamente, actuando las empresas en los distintos conceptos de generadores y distribuidores en forma segregada.

Sexta

Costes de transición a la competencia (1).

1. Se reconoce la existencia de unos costes de transición al régimen de mercado competitivo, previsto en la presente Ley, de las sociedades titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica que a 31 de diciembre de 1997 estuvieran incluidas en el ámbito de aplicación del Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre determinación de la

tarifa de las empresas gestoras del servicio. En consecuencia, se reconoce a dichas sociedades el derecho a percibir una compensación por tales costes.

El importe base global de la compensación prevista por el párrafo anterior, que se actualizará anualmente en los términos reglamentariamente previstos, será en valor a 31 de diciembre de 1998, la suma de las cantidades resultantes de realizar las operaciones siguientes:

a) Del importe, en valor a 31 de diciembre de 1997, al que se refiere el artículo 13.a) del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, actualizado a 31 de diciembre de 1998 conforme se prevé en dicho Real Decreto, se deducirán las cantidades correspondientes al año 1998 que se perciban de conformidad con el mismo en concepto de retribución fija con destino a la asignación por consumo de carbón autóctono.

b) Del importe resultante de sumar las cantidades, en valor a 31 de diciembre de 1997, a las que se refieren las letras b) y c) del citado artículo 13 del Real Decreto 2017/1997, actualizado a 31 de diciembre de 1998 conforme se prevé en dicho Real Decreto, se deducirán las cantidades que se perciban con cargo al ejercicio 1998 en concepto de retribución fija con destino a la asignación general y a la asignación específica.

2. A la cantidad resultante de realizar la operación descrita en la letra a) del párrafo segundo del apartado 1 y a 120 por 100 de la cantidad resultante de realizar la operación descrita en la letra b) de dicho párrafo, actualizadas en los términos reglamentariamente previstos, serán de aplicación las reglas siguientes:

a) La compensación se satisfará mediante la percepción por las sociedades titulares del derecho de una retribución fija, expresada en pesetas por KWH, que se calculará, en los términos reglamentariamente establecidos, como la diferencia entre los ingresos medios obtenidos por las citadas sociedades a través de la tarifa eléctrica y la retribución reconocida para la producción en el artículo 16.1 de la presente Ley.

b) Durante un plazo máximo que concluirá el día 31 de diciembre del año 2007, el Gobierno podrá establecer anualmente el importe máximo de esta retribución fija con la distribución que corresponda. No obstante, si las condiciones del mercado lo hacen aconsejable, una vez cumplidas las condiciones y compromisos establecidos en esta Disposición Transitoria, el Gobierno podrá reducir el citado plazo. Si el coste medio de generación a que se refiere el artículo 16.1 de la presente Ley resultara en media anual superior a 6 pesetas por KWH, este exceso se deducirá del importe pendiente de compensación correspondiente a la parte del derecho de compensación a la que se refiere el presente apartado.

3. Al 80 por 100 de la cantidad resultante de realizar la operación descrita en la letra b) del párrafo segundo del apartado 1, actualizado de conformidad con lo previsto en esta Disposición Transitoria, serán de aplicación las reglas siguientes:

a) El importe pendiente de compensación, correspondiente a la parte del derecho de compensación a la que se refiere este apartado, se reducirá en un 20 por 100, con efectos al día 31 de diciembre de 1998.

b) El importe pendiente de compensación restante se satisfará mediante la afectación a tal fin, a partir del día 1 de enero de 1999, de un porcentaje de la facturación por venta de energía eléctrica a los consumidores, que será del 4,5 por 100 y que se mantendrá hasta la satisfacción íntegra del importe a que se refiere el presente apartado.

Sin perjuicio de lo establecido en el párrafo precedente, en caso de producirse cambios en el régimen tarifario o cualquierotra circunstancia que puedan afectar negativamente a la satisfacción de la compensación o de desaparición de aquel régimen, el Estado tomará las medidas necesarias para asegurar tal satisfacción.

c) El coste correspondiente a la parte del derecho de compensación a la que se refiere este apartado tendrá la consideración de coste definido como cuota con destino específico a efectos del Real Decreto 2017/1997 o de la disposición que, en su caso, lo sustituya en el futuro.

d) El reparto entre las sociedades titulares del derecho de compensación se realizará mediante la aplicación de los porcentajes establecidos en el anexo III del Real Decreto 2017/1997.

4. Las sociedades titulares del derecho de compensación a que se refiere el apartado anterior de la presente Disposición transitoria podrán cederlo a terceros.

En el caso de que la cesión total o parcial del derecho de compensación se produzca a favor de un Fondo de Titulización de Activos, el tipo de interés que se aplicará para la actualización del importe base global de la parte cedida pendiente de compensación a 31 de diciembre de cada año será, desde la fecha de la cesión hasta el íntegro pago de la parte cedida, el que corresponda al coste económico medio efectivo total de la financiación, excluidos los costes de gestión y administración del Fondo. A tal efecto, las condiciones de financiación del Fondo quedarán sujetas a autorización del Gobierno.

Quedarán reducidos en un 99 por 100 los aranceles de Corredores de Comercio Colegiados, de Notarios y de Registradores Mercantiles y de la Propiedad correspondientes a cualesquiera actos que tengan lugar en relación con la cesión del derecho de compensación a Fondos de Titulización de Activos o con la titulización del mismo.

5. Los costes de transición a la competencia, a los que se refiere esta Disposición Transitoria, en tanto subsistan, se considerarán costes permanentes del sistema.

En todo caso, el importe a recuperar por las empresas eléctricas a las que corresponde percibir los costes de transición a la competencia, a través de los mecanismos a que se refieren los apartados 2 y 3 de la presente Disposición, no superarán, hasta el año 2007, en ningún caso, el importe total a recuperar si la totalidad de estos costes se hubieran liquidado por el procedimiento de diferencias a que se refiere el apartado 2.

En el caso de que, como consecuencia de lo previsto en el párrafo anterior se diera lugar a cantidades negativas, el Gobierno establecerá el procedimiento que asegure la compensación procedente, en su caso, a los consumidores.

6. Las referencias contenidas en otras previsiones de la presente Ley distintas de esta Disposición Transitoria al período durante el cual subsista la retribución de los costes de transición a la competencia de las empresas de energía eléctrica se entenderán hechas al período en que subsista la compensación a que se refiere el apartado 2 de la presente Disposición Transitoria.

7. Se autoriza al Gobierno a dictar las disposiciones de desarrollo de esta Disposición Transitoria y a adoptar las medidas dirigidas a asegurar la plena efectividad de lo establecido en la misma.

Séptima

Inscripción en Registros Administrativos. -

Las instalaciones de producción de energía eléctrica que a la entrada en vigor de la presente Ley se encontraran autorizadas comunicarán al Ministerio de Industria y Energía y al órgano competente de la Comunidad Autónoma, en el plazo de tres meses, los datos a que se refiere el apartado 4 del artículo 21, a fin de quedar formalmente inscritos en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

En el mismo plazo de tres meses, los distribuidores y clientes que de acuerdo con lo previsto en la presente Ley tengan la condición de cualificados, comunicarán al Ministerio de Industria y Energía y al órgano competente de la Comunidad Autónoma sus datos, en especial los relativos a su consumo, para la inscripción en el Registro de Distribuidores, Comercializadores y Clientes Cualificados previsto en el apartado 4 del artículo 45.

Octava

Primas a la producción por cogeneración y régimen económico del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre.-

1. Aquellas instalaciones autorizadas en régimen especial con posterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley, que produzcan electricidad de forma asociada a actividades no eléctricas, cuando supongan un alto rendimiento energético y su potencia instalada sea

superior a 10MW e igual o inferior a 25 MW, así como las instalaciones de cogeneración con dicha potencia, percibirán una prima a la producción, que se aplicará sobre los precios resultantes del sistema de ofertas.

El Gobierno, tomando en consideración los elementos que reglamentariamente se establezcan, fijará el importe de las primas, valorando, en todo caso, el nivel de tensión de entrega de la energía, así como los costes de inversión en que los titulares de la instalación hubieran incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales.

Esta prima podrá ser percibida en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia de las empresas productoras de energía eléctrica a que se refiere la disposición transitoria sexta.

2. Aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica, con una potencia instalada igual o inferior a 50 MW, que a la entrada en vigor de la presente Ley estuvieran acogidas al régimen previsto en el Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, así como aquéllas a las que se refiere la disposición adicional segunda del citado Real Decreto, mantendrán dicho régimen, en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia de las empresas productoras de energía eléctrica a que se refiere la disposición transitoria sexta (1).

A partir del año 2000 previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos y por Orden ministerial, se podrán modificar los valores establecidos en el artículo 14 del Real Decreto 2366/1994, atendiendo a las variaciones que se produzcan en la estructura de costes del sistema eléctrico y en el sistema tarifario.

No obstante, las instalaciones de producción a que se refiere este apartado podrán, mediante comunicación expresa al operador del mercado, optar por acogerse al régimen económico que les sea aplicable de acuerdo con la presente Ley.

3. (2) Aquellas instalaciones de autoproductores, con una potencia superior a 5 MW, que utilicen la cogeneración u otras formas de producción térmica de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos de rendimiento que se determinen tanto acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, como al Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, podrán realizar ofertas económicas al operador del mercado para cada período de programación, a los efectos de verter sus excedentes de energía eléctrica, de forma individualizada o por mediación de un Agente vendedor.

Estas instalaciones tendrán derecho a percibir por su producción o excedentes de energía eléctrica el precio resultante de la casación de ofertas y demandas de energía eléctrica, más 1,5 pesetas/kWh en concepto de garantía de potencia o la cantidad que se determine reglamentariamente.

Novena

«Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima».-

1. «Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima», ejercerá las funciones atribuidas en la presente Ley al operador del sistema y al gestor de la red de transporte.

La adecuación de las participaciones sociales a lo dispuesto en el artículo 34.1 deberá realizarse en el período de seis meses desde la entrada en vigor de la Ley, mediante la transmisión de acciones o, en su caso, de derechos de suscripción preferente. Dentro del plazo citado deberán modificarse los estatutos sociales para introducir la limitación de participación máxima establecida en dicho artículo.

La limitación de la participación máxima a que se refiere el artículo 34.1 no será aplicable a la participación correspondiente a la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales, que mantendrá una participación en el capital de «Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima», de, al menos, el 25 por 100 hasta el 31 de diciembre del año 2003, manteniendo posteriormente, en todo caso, una participación del 10 por 100.

2. La sociedad mercantil que, de acuerdo con el artículo 33 de la presente Ley, ha de asumir las funciones del operador del mercado será constituida por «Red Eléctrica de España,

Sociedad Anónima», que suscribirá aquella parte del capital que no sea atendida por otros accionistas, debiendo en el plazo de seis meses proceder a la enajenación de dicha participación.

3. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo 13.4 de la presente Ley, los contratos que, teniendo por objeto intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica a largo plazo hubieran sido suscritos por «Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima» con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley, mantendrán su vigencia hasta que se produzca su extinción, conforme al período de finalización pactado en el contrato.

La energía que tenga su origen en los mencionados contratos, se retribuirá al precio y en las condiciones previstas en los mismos y quedará excluida del sistema de ofertas.

Décima

Beneficios de la Ley 82/1980, de 30 de diciembre.-

Las instalaciones de producción eléctrica que, conforme a disposiciones y resoluciones anteriores a la entrada en vigor de la presente Ley, disfruten de alguno de los beneficios regulados por la Ley 82/1980, de 30 de diciembre, mantendrán su derecho a los mismos después de dicha entrada en vigor.

Reglamentariamente se establecerán las condiciones y procedimiento de adaptación de tales instalaciones al régimen de producción en régimen especial regulado en la presente Ley.

Undécima

Régimen retributivo especial para distribuidores. -

Hasta el año 2007 los distribuidores que vinieran operando con anterioridad al 1 de enero de 1997, a los que no les es de aplicación el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre determinación de la tarifa de las empresas gestoras del servicio eléctrico, podrán acogerse al régimen tarifario que para estos distribuidores apruebe el Gobierno, que garantizará, en todo caso, una retribución económica adecuada.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 9.3 de la presente Ley, los distribuidores a que se refiere la presente disposición transitoria podrán adquirir energía como clientes cualificados. Tales adquisiciones supondrán la renuncia definitiva en esa cuantía al régimen tarifario que se establezca de acuerdo con el apartado anterior.

Estos distribuidores deberán adquirir, en todo caso, la energía eléctrica como sujetos cualificados, en aquella parte de su consumo que exceda del realizado en el ejercicio económico de 1997, incrementado en el porcentaje de su crecimiento vegetativo que reglamentariamente se determine.

Duodécima

Gestor de la red de distribución.-

En tanto se establezca, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 41.3, la sociedad o sociedades distribuidoras, que han de actuar como gestor de la red de distribución en cada zona, tendrán tal consideración los titulares de las redes de distribución, que asumirán las obligaciones que para el gestor de la red de distribución se establecen en la presente Ley.

Decimotercera

Consumidores cualificados. -

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 9.2 de la presente Ley, a la entrada en vigor de la misma, tendrán la condición de consumidores cualificados aquellos cuyo volumen de consumo anual supere los 15 Gwh.

En todo caso, tendrán la consideración de clientes cualificados los titulares de instalaciones de transportes por ferrocarril, incluido el ferrocarril metropolitano.

A partir del 1 de enero del año 2000, tendrán la condición de consumidores cualificados aquellos que consuman 9 Gwh; a partir del 1 de enero del año 2002, el límite se reducirá hasta 5 Gwh, y a partir del 1 de enero del año 2004, a 1 Gwh.

En todo caso, a partir del año 2007 tendrán la consideración de consumidores cualificados todos los consumidores de energía eléctrica.

Se autoriza al Gobierno a modificar los límites establecidos en la presente disposición si así lo recomiendan las condiciones del mercado.

Decimocuarta

Traspaso de funciones de la Oficina de Compensación de Energía Eléctrica.

La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico asumirá las funciones de la Oficina de Compensación de Energía Eléctrica (OFICO), en la forma que determine el Gobierno.

Reglamentariamente se regulará el traspaso de tales funciones y de los medios necesarios para su desempeño. Efectuado el traspaso se extinguirá la citada Oficina.

Decimoquinta

Sistemas insulares y extrapeninsulares. -

Para la actividad de producción de energía eléctrica que se desarrolle en los sistemas insulares y extrapeninsulares a que se refiere el artículo 12 de la presente Ley, se establece un período de transición a la competencia hasta el 31 de diciembre del año 2000 siempre que los mismos se mantengan aislados del sistema eléctrico peninsular.

Durante este período transitorio no será exigible la separación jurídica de actividades, siendo no obstante exigible la separación contable de las actividades reguladas y no reguladas a partir de la entrada en vigor de la presente Ley.

El período de transición a la competencia a que se refiere el párrafo primero no impedirá el otorgamiento por la Administración competente de autorizaciones de instalaciones de producción de energía eléctrica previstas en el artículo 21 de la presente Ley (1).

Decimosexta

Plan de Fomento del Régimen Especial para las Energías Renovables. -

A fin de que para el año 2010 las fuentes de energía renovable cubran como mínimo el 12 por 100 del total de la demanda energética de España, se establecerá un Plan de Fomento de las Energías Renovables, cuyos objetivos serán tenidos en cuenta en la fijación de las primas.

Decimoséptima

(1) Uno. Los productores de energía eléctrica cuya potencia eléctrica instalada en régimen ordinario en todo el territorio peninsular, a la entrada en vigor del presente Real Decreto - Ley, exceda del 40 por 100 del total, no podrán incrementar la potencia instalada durante un plazo de cinco años. Si la participación en dicha potencia instalada es inferior al 40 por 100 pero superior al 20 por 100, el plazo será de tres años. Ambos plazos se computarán desde la entrada en vigor del presente Real Decreto - Ley.

El Gobierno, mediante Real Decreto, podrá variar los porcentajes y plazos a que se refiere el párrafo anterior en función de la evolución y la estructura empresarial del sector.

A los efectos de computar los anteriores porcentajes, se tendrán en cuenta las siguientes reglas:

a) Se incluirán en dichos porcentajes todas las instalaciones que el productor tenga en régimen de propiedad, tanto en los casos de explotación directa como en el supuesto de cesión a terceros por cualquier título, así como aquellos casos en los que el productor tenga suscritos contratos de explotación en exclusiva con el titular de la instalación.

b) Se entenderá que pertenecen al mismo productor todas aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica cuya titularidad, según lo dispuesto en el apartado anterior, corresponda a una entidad que forme parte del mismo grupo, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4 de la Ley 28/1988, de 28 de julio, del Mercado de Valores.

Dos. Quedarán excluidas de lo estipulado en el apartado anterior aquellas nuevas instalaciones de generación, que a la entrada en vigor del presente Real Decreto-ley hayan finalizado el trámite de información pública a que se refiere el Decreto 2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalaciones eléctricas.

Aquellas instalaciones que habiendo iniciado el procedimiento administrativo de autorización con anterioridad a la entrada en vigor del presente Real Decreto-ley, no hayan finalizado el trámite de información pública, podrán ser autorizadas por la Dirección General de Política Energética y Minas, a continuar con dicho procedimiento, previo informe de la Comisión Nacional de la Energía, atendiendo a la estructura del mercado de generación y a las necesidades de potencia instalada del sistema eléctrico.

Tres. En todo caso, los productores de electricidad que pudieran verse afectados por lo previsto en la presente disposición podrán solicitar autorizaciones de nuevas instalaciones, sin incrementar la capacidad instalada, condicionadas al cierre o venta de instalaciones de producción de potencia equivalente.

DISPOSICION DEROGATORIA

Unica. Queda derogada la Ley 40/1994, de 30 de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, salvo la disposición adicional octava y cualquier otra norma en cuanto se oponga a lo dispuesto en esta Ley.

DISPOSICIONES FINALES

1ª Carácter de la Ley.-

1. La presente Ley tiene carácter básico, de acuerdo con lo establecido en el artículo 149.1.13.a y 25.a de la Constitución.

2. Se excluyen de este carácter básico las referencias a los procedimientos administrativos, que serán regulados por la Administración competente, ajustándose en todo caso a lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

3. Los preceptos del Título IX, relativos a expropiación forzosa y servidumbres, son de aplicación general al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.8.a y 18.a de la Constitución.

4. Las instalaciones a que se refiere el artículo 149.1.22.a de la Constitución se regirán por lo dispuesto en esta Ley y en sus disposiciones de desarrollo.

2ª. Entrada en vigor.-

La presente Ley entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

(1) Artículo derogado por Ley 34/1998, de 7-X (BOE 8-X), del Sector de Hidrocarburos.

El Proyecto ITER no produce residuos peligrosos, según su coordinador en España

El Proyecto ITER no produce residuos peligrosos, según su coordinador en España

Barcelona- El coordinador español del Proyecto ITER (Reactor Experimental Termonuclear Internacional), Carlos Alejaldre, afirmó ayer que el laboratorio, que podría tener su sede en Vandellós (Tarragona), no creará residuos como los que producen las centrales nucleares sino "restos de material activado de media y baja actividad" no peligrosos.

En un entrevista a la emisora Catalunya Radio, Alejaldre, que es director del Laboracio Nacional de Fusión del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat), ha explicado que este tipo de fusión nuclear el único combustible que produce es Helio, "un gas inerte que se utiliza para hinchar los globos de nuestros hijos".

Alejaldre ha indicado que el rechazo a este tipo de instalación en Vandellós (Tarragona) por parte de la sección catalana de Ecologistas en Acción, que critica la "dependencia de la fusión nuclear como grueso del suministro energético", se debe a una falta de información y que la sección española de la misma organización no se ha pronunciado en contra.

Por otra parte, el coordinador del Proyecto ITER en España se ha mostrado contrario a una preselección europea de las dos candidaturas -Francia y España- porque "Japón aumentaría sus posibilidades" de conseguir ubicar en su territorio este laboratorio de fusión nuclear.

Francia, España, Japón y Canadá compiten en la instalación del ITER, que precisará una inversión de 4.570 millones de euros y tendrá un plazo de construcción de 10 años y una explotación de otros 20 años.

Se prevé que genere empleo de gran calidad, del que se beneficiarán unos 200 científicos especializados y otros 400 técnicos de apoyo, además de miles de puestos de trabajo, tanto director como indirectos.

El próximo 12 de abril Bruselas será el escenario en el que se debatirá cuántas sedes presentará la UE en este ambicioso proyecto de investigación que se está experimentando a nivel mundial para conseguir generar electricidad mediante la fusión nuclear.

En este sentido, España es partidaria de que exista una única votación a nivel internacional, y que como candidatas pueden concurrir las dos sedes europeas -Cabedoche (Francia) y Vandellós (España). La candidatura japonesa también se ha pronunciado a favor de que los integrantes del proyecto voten una única vez para decidir el emplazamiento final, según fuentes que asistieron la semana pasada a la reunión entre las delegaciones española y japonesa.

Esta postura es la que defiende España, que quiere evitar que la UE elija previamente entre los candidatos europeos, Vandellòs y Cadarache (Francia). “La decisión sería más rápida así”, dice el responsable de la candidatura estatal, Carlos Alejaldre, que señala que será en verano cuando se tomará la decisión, siempre que España se salga con la suya y no haya duelo previo entre Cadarache y Vandellòs.

La candidatura japonesa, encabezada por el ministro de Ciencia y Tecnología, Hiroyuki Hosoda, visitó este fin de semana los terrenos del polígono nuclear de Vandellòs i l'Hospitalet de l'Infant que optan a albergar el ITER, justo un día después que su homólogo estadounidense, Spencer Abrahams, se reuniera en Madrid con miembros del Ejecutivo de Aznar y ofreciera su apoyo a la candidatura de Vandellòs. En un club de golf cercano, el secretario de Estado de Política Científica, Pedro Morenés, se mostró muy optimista respecto a las posibilidades finales de Vandellòs y apuntó que “los criterios de elección serán únicamente técnicos y sin ninguna connotación política”.

Fuente: Tecnología Ambiental (España)Mayo 05, 2003

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_adjunt...duce%20residuos%20peligrosos,%20según%20su%20co.htm [12/09/2003 9:34:25]

http://www.meteofa.mil.ar/

http://www.eco2site.com/

http://www.gerenciambiental.com.ar/

http://www.eco2site.com/

El Proyecto ITER

Noticias en la prensa

Enlaces de interés

● Web de ITER● EFDA● EFDA-JET● Fundación Eur. de la

Energía● Fusión en la UE● CDTI Grandes

Instalaciones● Reunión de

negociadores en Barcelona

Información local

● Municipio● Información

regional

Folletos

● Proyecto Iter● ITER in Spain? ● Socio-economic

overview

Vídeos

● General● Localización● Conexiones

•

El ITER gana socios de primera Estados Unidos y China anuncian su participación en el proyecto internacional de fusión nuclear mientras un grupo de parlamentarios europeos visitan la candidatura de Vandellòs Estados Unidos y China se han sumado a la Unión Europea, Rusia, Canadá y Japón para impulsar el proyecto internacional ITER de fusión nuclear, al que España opta con la candidatura de Vandellòs. El anuncio coincide con la visita que una treintena de parlamentarios europeos realizaron ayer a los terrenos propuestos por España como sede del ITER. Vandellòs se sitúa en muy buena posición como candidata europea, ya que el Secretario de Estado de Política Científica español y el presidente de la Fundación Europea de Energía coinciden en la conveniencia de diversificar la investigación en diferentes países. Y. Fernández/Montbrió del [email protected] Pedro Morenés, secretario de Estado de Política Científica, considera que la entrada de Estados Unidos en el ITER -en el impulso del

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_adjuntos/ITER/El%20Proyecto%20ITER.htm (1 de 4) [12/09/2003 9:35:09]

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/ITER-main.html

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/Prensa.html

http://www.iter.org/

http://www.efda.org/

http://www.jet.efda.org/

http://www.f-e-e.org/redirect.htm?http://www.f-e-e.org/cgi-bin/fee/cal/agendadetail.cgi?ActID=1834


http://europa.eu.int/comm/research/energy/index_en.html

http://www.cdti.es/webCDTI/esp/cern/020800008.html


http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/N7/N7-es.html



http://www.vandellos-hospitalet.org/turisme/idiomas.htm

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/Cataluna.html


http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/Folleto.pdf

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/FolletoIngles.pdf

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/SocioEconomic.pdf


http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/spot.mpg

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/location.mpg

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/connections.mpg

El Proyecto ITER

● Economía● Cultura● Sociedad● I + D

Buscar en este sitio mediante

FreeFind

Página principal

Actualizado 6/2/2003

cual el gobierno norteamericano ya había participado en un principio junto al ruso, aunque después lo abandonó hasta la fecha- es «clave para desarrollar la fusión nuclear y consolida extraordinariamente este proyecto», puesto que se trata del apoyo «del país más importante del mundo en Investigación y Desarrollo (I+D)». Morenés, que ayer acompañó a un grupo de parlamentarios europeos durante la visita que efectuaron a los terrenos de Vandellòs donde España propone que se instale el laboratorio experimental internacional, cree que la entrada de Estados Unidos beneficiará a la financiación del ITER, ya que «diversificará el riesgo financiero» del proyecto. Aunque la participación económica norteamericana está aún por definir, el secretario de Estado opina que no retrasará la elección de la sede definitiva del ITER, ya que «Estados Unidos nunca dejó de estar filosóficamente presente en el proceso y conocen con toda precisión la candidatura española después de la visita que yo mismo realicé al Secretario de Energía y al propio presidente Bush», dice Morenés, quien descarta que las buenas relaciones del gobierno español con la Casa Blanca beneficien la candidatura de Vandellòs frente a la propuesta francesa de Cadarache: «Las posiciones internas de Estados Unidos respecto a las candidaturas de Francia o España se ventilarán en función de la bondad de las propuestas», aunque «nosotros creemos, y así lo hemos expresado también al


http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/economy.mpg

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/culture.mpg

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/society.mpg

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/movies/research.mpg

http://search.freefind.com/find.html?id=4619495

http://www.freefind.com/

http://www-fusion.ciemat.es/Default.html

http://www-fusion.ciemat.es/fusion/iter/ITER-eng.html

El Proyecto ITER

gobierno norteamericano, que Vandellòs es la que mejor responde a las necesidades del ITER» añade. El secretario de Estado de Política Científica considera que, «por la propia consistencia del proyecto», la sede definitiva del laboratorio experimental de fusión nuclear -a la que además de Vandellòs optan Cadarache (Francia), Clarington (Canadá) y Rokkasho (Japón)- «debería tomarse este año, en mi opinión antes o durante el verano». Vandellòs versus Cadarache Previamente, el Consejo de Ministros de Competitividad (Ciencia y Tecnología) de la Unión Europea deberá apostar en marzo por España o Francia, que presentaran formalmente sus candidaturas en San Petersburgo el próximo 18 de febrero. En esta cita, también se formalizará la entrada de Estados Unidos y China en el proyecto. Respecto a la elección de la propuesta europea, Pedro Morenés coincidió ayer con el presidente de la Fundación de la Energía Europea y miembro del parlamento de la UE, Rolf Linkohr, en la «conveniencia de diversificar los centros mundiales de I+D en distintos países, imprimiendo un cambio en la cultura de Europa». Este posicionamiento situaría a la candidatura española de Vandellòs en mejor posición respecto a la propuesta francesa de


El Proyecto ITER

Cadarache dentro del ámbito europeo, ya que «en estos momentos Francia es líder en la investigación de la fisión nuclear y, desde el punto de vista del sentido común, sin entrar en aspectos de soberanía, tiene mucho sentido que la investigación en fusión nuclear se desarrolle en un país distinto» considera el secretario de Estado español. Morenés dice «estar seguro de que Canadá y Japón, que también creen fundamentalmente que sus candidaturas son estupendas para acoger el ITER, comparten la opinión de que la investigación en estos ámbitos es conveniente desarrollarla en áreas diferentes con un criterio de diversificación de esfuerzos». Aún así, Francia no parece dispuesta a abandonar su carrera por conseguir el laboratorio experimental ITER, según manifestó la ministra de Ciencia y Tecnología del país vecino a su homólogo español, Josep Piqué, el jueves, a lo largo de una entrevista celebrada en París en la que ambos mandatarios mostraron su convicción por sus respectivas candidaturas. A pesar de estar convencido de que «la candidatura española es la que hoy reúne más condiciones para ser la elegida», el secretario de Estado recuerda que «no hay que echar ni una campana al vuelo, sino trabajar duro día a día porque competimos ni más ni menos que con Francia, Canadá y Japón».


El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

EE.UU. retorna al proyecto del reactor internacional de fusión «ITER» ABCEE.UU. aportará el 10 por ciento del coste de construcción del reactor, cuyo objetivo es demostrar la viabilidad tecnológica de la fusión como fuente de energía MADRID. Estados Unidos anunció oficialmente ayer que retorna al proyecto del reactor internacional de fusión ITER, una gran instalación científica que aspiran a acoger en su territorio los Gobiernos de España, Francia, Canadá y Japón. Esta decisión, esperada por el resto de socios (Unión Europea, Canadá, Japón, Rusia y China), fue comunicada por el secretario de Estado de Energía, Spencer Abraham, en una conferencia pronunciada en la Universidad de Princeton. Abraham precisó que el porcentaje que asumirá Estados Unidos en la construcción del laboratorio sería probablemente del 10 por ciento del coste total de construcción (5.000 millones de euros). El objetivo del reactor ITER, donde trabajarán dos mil científicos, es demostrar la viabilidad tecnológica de la fusión como fuente de

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_adjuntos/ITER/El%20Proyecto%20ITER_01.htm (1 de 2) [12/09/2003 9:36:17]
























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


energía, proporcionando, durante al menos 500 segundos, 500 MW (diez veces más energía de la necesaria para inducir la fusión en su interior). El Gobierno español trabaja desde hace meses en la busca de apoyos para su candidatura de Vandellós (Tarragona) como sede de este laboratorio. Recientemente, el secretario de Estado de Política Científica, Pedro Morenés, viajó a Estados Unidos para recabar el respaldo de ese país ante su esperado regreso al proyecto. La UE tendrá que decidir si apuesta por Vandellós o Cadarache (Francia) como la candidatura europea, que antes de acabar el año competirá con Canadá y Japón como sede de este laboratorio, cuya construcción supondría cuantiosos beneficios económicos al país que lo acoja.










El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

Vandellòs aprueba con nota el examen del grupo evaluador del reactor de fusión LA VANGUARDIA - 02.47 horas - 15/12/2002 ROSA M. BOSCH tarragona. – La candidatura de Vandellòs a albergar el reactor experimental de fusión nuclear cumple con todos los requerimientos técnicos y socioeconómicos, según concluyó ayer el grupo evaluador del proyecto Reactor Termonuclear Experimental Internacional (ITER), reunido durante esta semana en Barcelona. “El informe preliminar ha sido absolutamente favorable, es la única de las candidaturas a la que no han pedido información complementaria a la presentada”, manifestó ayer Carlos Alejaldre, director del Laboratorio Nacional de Fusión Nuclear y responsable de la candidatura española. Los países que compiten con España para albergar el reactor experimental de fusión son Canadá, Francia y Japón. Es la Comisión Europea la que deberá decidir antes del 1 de marzo entre los dos candidatos europeos, España y Francia. El ganador se enfrentará posteriormente con Canadá y Japón y, antes del verano, debe conocerse la ubicación elegida.

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


Alejaldre ha hecho de cicerone de los científicos del ITER. “Han estado evaluando todos los detalles técnicos de la propuesta, no sólo la ubicación sino también los recursos sanitarios y educativos y las infraestructuras; en definitiva, el entorno socioeconómico de la zona”, explicó Alejaldre. El denominado equipo de evaluación conjunta de valoración de emplazamientos ha visitado desde escuelas hasta centros de atención primaria, clubs deportivos, zonas residenciales, ayuntamientos, plantas químicas y dependencias de bomberos. Inspección al milímetro para conocer al detalle las posibilidades de Vandellòs. El proyecto prevé que durante 20 años 2.000 científicos de todo el mundo se instalen en la zona. El informe definitivo sobre Vandellòs se presentará en febrero, en San Petersburgo, en la reunión del grupo de negociadores. Pero España tiene claro que la decisión final no responderá exclusivamente a criterios técnicos, sino que las alianzas políticas serán determinantes. En este sentido, el presidente del Gobierno, José María Aznar, aprovechará su próximo viaje a Washington para pedir a George Bush el apoyo de EE.UU. Otro punto fuerte que destaca Alejaldre es que los costes de construcción serían en Vandellòs alrededor de un 30% inferiores a los de los otros tres países. La construcción del reactor se prolongará durante diez años y supondrá una inversión de entre 4.000 y 4.500 millones de euros desembolsados por los socios del ITER, Rusia, Japón, Canadá y Europa. EE.UU. está estudiando










El Proyecto ITER

reincorporarse al proyecto.


El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

NOTICIAS > SOCIEDAD

ENERGÍAS

Aznar recurrirá a Bush para que Vandellòs acoja el reactor de fusión España sigue buscando aliados que apoyen la candidatura de Vandellòs para albergar el proyecto ITER, el reactor experimental de fusión LA VANGUARDIA - 02.46 horas - 10/12/2002 ROSA M. BOSCHBarcelona El presidente del Gobierno, José María Aznar, pedirá a su homólogo de Estados Unidos, George Bush, que apoye la candidatura de Vandellòs, en Tarragona, para albergar el proyecto ITER, el reactor experimental de fusión que supone una inversión de 4.500 millones de euros. El ministro de Ciencia y Tecnología, Josep Piqué, manifestó ayer que “parece que hay consenso en que técnicamente la mejor candidatura es la de Vandellòs, pero al final todo dependerá de una decisión política”. Piqué ha pedido a Aznar que incluya en la agenda del viaje que realizará los próximos

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


días 18 y 19 a Estados Unidos el tema del ITER, siglas que responden a Reactor Termonuclear Experimental Internacional. De hecho, hace unas semanas el secretario de Estado de Política Científica y Tecnológica, Pedro Morenés, ya inició una ofensiva diplomática en Washington al explicar la propuesta española a altos cargos de Energía y Medioambiente de la Administración de EE.UU. La Comisión Europea debe decidir antes del 1 de marzo entre la candidatura de Vandellòs y la francesa de Cadarache. La ganadora deberá competir con las otras dos ubicaciones en liza, Clarington, en Canadá, y Rokkasho, en Japón. Actualmente, participan en el proyecto ITER la Unión Europea, Rusia, Japón y Canadá, aunque, según apuntó Piqué, “es muy probable que EE.UU. se vuelva a incorporar al mismo y otros países, como China y Corea, también han mostrado su interés”. Precisamente, el ITER es fruto de los acuerdos alcanzados tras las reuniones bilaterales entre Estados Unidos y la URSS, en 1985. Aunque EE.UU. participó en la fase inicial, luego abandonó el proyecto por divergencias con sus socios y ahora estudia volver a sumarse. A juicio de Piqué, que ayer presidió en Barcelona la apertura de la reunión del grupo de negociadores del ITER, Vandellòs cuenta con sustanciales ventajas. Desde su ubicación, junto a la nuclear de Vandellòs II y a la de Vandellòs I, en proceso de desmantelamiento, o los costes de construcción, más baratos que en Francia,










El Proyecto ITER

Japón o Canadá. Piqué destacó que el ITER es un proyecto sólo superado en magnitud por la Estación Espacial Internacional y cuya repercusión económica sólo es comparable con los Juegos Olímpicos de l992. Si gana una de las candidaturas europeas, Europa asumirá el 53% de los 4.500 millones de euros del coste total, mientras que el país vencedor tendría que aportar unos 480 millones. La decisión final se tomará antes del próximo verano. La finalidad del ITER es demostrar la viabilidad tecnológica de la fusión nuclear, un sistema de producción de energía que, a diferencia de la fisión, genera residuos con baja carga radiactiva.


El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

VANDELLÒS

Campaña en Bruselas para que el reactor de fusión vaya a Vandellòs LA VANGUARDIA - 04.17 horas - 27/11/2002 BEATRIZ NAVARRO BRUSELAS. (Servicio especial.) - España cubrió ayer el frente europeo de la candidatura de Vandellòs defendiendo en Bruselas las ventajas de esta ubicación para el programa internacional ITER, que construirá un reactor experimental de fusión. El secretario de Estado de Política Científica y Tecnológica, Pedro Morenés, explicó a Philipe Busquin, comisario europeo de Investigación, que Vandellòs cumple todos los requisitos para acoger el proyecto y le reclamó "neutralidad" a la hora de defender las candidaturas española y francesa. Tras la reunión con la delegación española, fuentes comunitarias señalaron que tanto el proyecto de Vandellòs como el francés "son muy buenos", pero que "la Comisión Europea no puede destacar ninguna posición sobre las candidaturas de los países, porque debe decidir entre ellos dónde vamos a construir el ITER". Morenés aseguró que "las autoridades estadounidenses y europeas están gratamente sorprendidas por nuestra

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


candidatura y consideran que lo que ellos habían entendido, en principio, como una improvisación está basado en criterios de solvencia técnica, financiera y empresarial". La candidatura de Vandellòs despertó en EE.UU "extraordinario interés". Estados Unidos participó en la primera fase del proyecto ITER y se retiró del programa en 1998, pero es posible que vuelva a incorporarse, por lo que España considera que es un "buen aliado". Por el momento, la carrera por albergar el programa para construir un reactor de fusión termonuclear se centra en Europa, para que se decida a favor de la candidatura de Vandellòs y no de la ciudad francesa de Cadarage. Esta decisión se tomará en los dos primeros meses del 2003. Después, se pasará a competir con los proyectos de Japón y Canadá. El programa supondría inversiones de alrededor de 4.500 millones de dólares, en su fase de construcción, y atraería a una comunidad científica de unas 1.500 personas. Incluso se plantea, según Morenés, la construcción de una Ciudad de la Ciencia en los alrededores de Vandellòs.










El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

Vandellòs opta a proyectar los reactores nucleares del futuro LA VANGUARDIA - 04.05 horas - 05/02/2002 ROSA M. BOSCHTarragona El complejo nuclear de Vandellòs I, en proceso de desmantelamiento, es uno de los emplazamientos que está analizando el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat) para presentarlo como candidato a albergar el proyecto ITER, siglas que responden a Reactor Termonuclear Experimental Internacional. El objetivo del proyecto ITER -en el que participan la Unión Europea, Rusia, Japón y Canadá- es lograr la fusión termonuclear y generar alrededor de 10 veces más de energía de la que precise para su funcionamiento. El director del Laboratorio Nacional de Fusión del Ciemat, Carlos Alejaldre, explicó ayer que la intención de España es optar a ser sede del proyecto ITER y que para ello se están realizando actualmente una serie de estudios para determinar la ubicación más adecuada en función de las condiciones geológicas, los accesos o la proximidad al mar de los enclaves candidatos. "La zona de Tarragona-

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


Barcelona está identificada como una de las que reúnen todas las condiciones al igual que otra cerca de Valencia", indicó Alejaldre, añadiendo que España debe tomar una decisión antes del verano. Los socios del ITER que ya han confirmado que competirán para ser sede del proyecto de fusión nuclear son Canadá, con Clarington, cerca de Toronto; Japón está estudiando dos ubicaciones, y la Unión Europea además de España presentará la candidatura francesa de Cadarache. Rusia ya ha declarado que no tiene intención de optar al ITER.El desarrollo de este proyecto supone una inversión de unos 4.000 millones de euros (más de 600.000 millones de pesetas) de los cuales debe aportar un 20 por ciento el socio anfitrión. "A escala internacional está previsto que se tome una decisión antes de que acabe este año para poder iniciar las obras de construcción en el país ganador hacia el año 2005", comenta Alejaldre. Las obras se prolongarán durante unos diez años. Unos 2.000 científicos de todo el mundo participarán en las investigaciones que se desarrollarán en un futuro en el ITER, "un gran laboratorio tecnológico que supone dar un gran paso en el camino hacia la fusión nuclear". Hoy por hoy, producir energía a través de la fusión nuclear es una quimera, aunque los promotores del ITER consideran que con este proyecto se avanzará mucho en este campo.La reacción de fusión parte de dos isótopos de hidrógeno que se unen formando átomos de helio y generan energía. Para conseguir esta reacción atómica son










El Proyecto ITER

necesarias temperaturas y densidades del combustible muy altas. Los científicos aseguran que una de las ventajas de este sistema de producción de energía es que los residuos que se generan son de baja actividad.Alejaldre explicó que la idea del ITER nació de "unas conversaciones entre Reagan y Gorbachev, aunque posteriormente Estados Unidos abandonó el proyecto". Josep Castellnou, alcalde de Vandellòs-l'Hospitalet de l'Infant, dijo ayer que oficialmente nadie le ha informado de que Vandellòs I sea uno de los enclaves preseleccionados por España para acoger el ITER, por lo que renunció a pronunciarse sobre el mismo. Por su parte, la Plataforma per la Defensa del Territori de Vandellòs i l'Hospitalet de l'Infant ha alertado "del peligro de la concentración de centrales de producción eléctrica en la Costa Daurada" citando los proyectos de la central térmica de Gas Natural, en l'Hospitalet de l'Infant, y el del mencionado programa ITER.


El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

EDICIÓN IMPRESA > SOCIEDAD ESTADÍSTICA DE LA NOTICIA Viernes, 26 de abril de 2002

España presenta Vandellós como sede del reactor mundial de fusión

EFE | Madrid

El Gobierno español ha concretado ante la Unión Europea la candidatura para albergar el reactor internacional experimental de fusión nuclear ITER y sugiere la antigua central nuclear de Vandellós I como emplazamiento. La candidatura de Vandellós I se añade a la presentada por Francia en Caradache y está avalada por un informe realizado por el organismo público Ciemat.

La representación de España en el denominado grupo ITER, que se reunió esta semana en Moscú,

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


presentó a la Comisión Europea la candidatura de Vandellós con el objetivo de que ésta estudie la posibilidad de ofrecerla como candidatura oficial europea, en vez de la francesa, o junto con la francesa. Existen además propuestas de Canadá y Japón para acoger esta gran instalación científica. En caso de construirse finalmente en Vandellós, sería la segunda gran instalación propuesta este año por el Gobierno central para Cataluña. La otra es el sincrotrón a construir en Barcelona.

En el proyecto ITER participan actualmente la Unión Europea, Japón, Rusia y Canadá, con el objetivo de construir un reactor experimental que demuestre la viabilidad tecnológica de la fusión como fuente de energía. Estados Unidos lo abandonó hace unos años. Los costes de construcción del reactor oscilarán entre los










El Proyecto ITER

3.500 y 4.000 millones de euros, de los que un 33% correrían a cargo de los europeos y un 10% a cargo del país receptor. Esto supondría una inversión española de al menos 350 millones de euros.


El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

Vandellòs I, candidata a ser la sede mundial del reactor termonuclear LA VANGUARDIA - 03.51 horas - 27/04/2002 TARRAGONA. (Redacción.) - El Gobierno español ha presentado la candidatura de la central nuclear de Vandellòs I como sede del proyecto internacional ITER, siglas que se refieren a un reactor de fusión termonuclear experimental capaz de producir energía eléctrica a escala industrial. En el proyecto participan la Unión Europea, Rusia, Japón y Canadá. La candidatura de Vandellòs está avalada por un informe del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas, que considera adecuada la ubicación tanto desde el punto de vista técnico como socioeconómico. Otra candidatura europea es la de Caradache, en el sur de Francia, que se añade a la de Clarington en Canadá y a las japonesas Naka-Ibaraki y Rokkasho-Aomori. La cuestión sobre el emplazamiento de la sede del ITER debe decidirse antes del próximo mes de julio, ya que está previsto que el proyecto empiece a tomar forma en el año 2003. Los costes de construcción del citado reactor oscilarán entre los 3.500 y los 4.000 millones de euros, de los que una tercera parte correrá a cargo de la Unión Europea. Se

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


prevé que la construcción dure unos diez años. El proyecto pretende demostrar la viabilidad tecnológica de la fusión como fuente de energía y está diseñado para producir diez veces más energía de la que necesita para funcionar.










El Proyecto ITER


Enlaces de interés





Información local


regional

Folletos


overview

Vídeos


•

España compite con Francia y Japón por la sede del proyecto ITER JOSÉ MARÍA FERNÁNDEZ-RÚA España apuesta por albergar, en la provincia de Tarragona, el proyecto multinacional ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor). Su objetivo es demostrar la viabilidad tecnológica de la energía de fusión. La decisión definitiva del emplazamiento de este reactor experimental se producirá a finales de año. MADRID. El ITER es un ambicioso proyecto de investigación en el que participan Canadá, Rusia, Japón y la Unión Europea. España se presenta candidato a albergar, en la localidad tarraconense de Vandellós, a este reactor experimental de fusión que supondrá una inversión próxima a los 3.700 millones de euros durante diez años. Nuestros competidores son Francia y Japón. Los orígenes de este reactor experimental se remontan a 1985 cuando, en la Cumbre de Ginebra, los entonces presidentes de EE.UU. y Rusia, Ronald Reagan y Mijail Gorbachov, respectivamente, suscribieron un acuerdo para desarrollar la fusión como fuente alternativa de energía. Años después se sumaron a esta iniciativa Japón y la UE. Tras un largo paréntesis en el que se abordan diversos diseños, en 1999 se aprueba un proyecto y, casi simultáneamente, Estados Unidos abandona la iniciativa. Esta situación se traduce en un rediseño del ITER, cuya

























El Proyecto ITER



FreeFind

Página principal


vida experimental será de veinte años. Se trata de una máquina experimental que producirá energía térmica, pero no la convertirá en kilowatios. El objetivo -como ha explicado en diversas ocasiones Carlos Alejaldre, director del Laboratorio Nacional de Fusión por Confinamiento Magnético del Ciemat- es demostrar que con 50 MW térmicos se pueden obtener 500 MW, un factor 10 de producción neta de energía. Al contrario de lo que sucede en la fisión nuclear, en la que los elementos pesados se rompen en núcleos más ligeros, en la fusión dos núcleos ligeros se unen para dar lugar a uno más pesado. En los dos procesos se libera una considerable cantidad de energía, que equivale a la disminución de masa de los productos finales con relación a los iniciales, siguiendo la ecuación de Einstein (energía es igual a la masa por el cuadrado de la velocidad de la luz). Deuterio y tritio Los combustibles que se van a utilizar en la fusión son dos isótopos del hidrógeno: el deuterio y el tritio. El primero se produce naturalmente en el agua de mar, mientras que el tritio puede ser generado en un sistema de fusión cuando el elemento ligero (litio) absorbe los neutrones producidos en la reacción de fusión. Así las cosas, el ITER será el primer dispositivo de fusión que produzca energía térmica a nivel de una central eléctrica. Además de constituir el mayor avance para el progreso de la ciencia y la tecnología de fusión, será elemento clave en la estrategia para demostrar la viabilidad de una planta de generación eléctrica en un










El Proyecto ITER

único paso experimental. Se trata de un reactor de fusión basado en el «Tokamak», con una configuración magnética toroidal, en la que se crean y mantienen las condiciones adecuadas para que tengan lugar reacciones de fusión controladas. En el ITER, unas bobinas magnéticas superconductoras situadas alrededor del recipiente coroidal confinan y controlan una mezcla de partículas cargadas -el plasma- e inducen una corriente eléctrica a través de ella. Las reacciones de fusión tienen lugar cuando el plasma está suficientemente caliente y denso y contiene durante un tiempo determinado los núcleos atómicos para que empiecen a fusionar. Los imanes superconductores, situados alrededor del recipiente toroidal, confinan y controlan el plasma e inducen una corriente eléctrica a través de él. La energía generada en las reacciones es absorbida por los componentes situados en la superficie interna del dispositivo que, además de mantener la pureza del plaza, lo calientan y lo diagnostican. Por último, una capa protectora rodea los imanes y el recipiente. Esta estructura permite el acceso de los investigadores después de que el «Tokamak» haya dejado de funcionar. Investigadores españoles La experiencia española en el campo de la fusión nuclear está avalada por los distintos programas de fusión termonuclear que se han realizado desde hace diecinueve años, cuando el Ciemat (antigua Junta de Energía


El Proyecto ITER

Nuclear) puso en funcionamiento el «Tokamak TJ-I», que desempeñó un papel de primer orden en la formación de los investigadores españoles. En 1986 se constituyó la Asociación Euratom-Ciemat para la fusión y se presentó el proyecto «Heliac Flexible TJ-II» para el estudio del comportamiento de los plasmas con eje magnético helicoidal. En 1994 se puso en marcha el «Torsatrom TJ-I Upgrade», primer reactor de fusión totalmente construido en España, que fue básico para construir y operar experimentalmente el «TJ-II».


PEDRO MORENÉS PRESENTA LA CANDIDATURA ESPAÑOLA DE ITER EN GRECIA E ITALIA

El Ministerio Informa

Notas de Prensa Discursos y Presentaciones Notas Anteriores

Antes de fin de mes visitará Suecia y FinlandiaPEDRO MORENÉS PRESENTA LA CANDIDATURA ESPAÑOLA DE ITER EN GRECIA E ITALIA

09 jun’03

El Secretario de Estado de Política Científica y Tecnológica, Pedro Morenés, se ha entrevistado hoy en Atenas con el ministro de Desarrollo, Apostolos Tsohatzopoulos, para darle a conocer la candidatura española de ITER, cuyo emplazamiento previsto está situado en Vandellós (Tarragona)

Mañana martes, Morenés se reunirá en Roma con la ministra italiana de Instrucción e Investigación, Letizia Moratti, con el mismo propósito.

En las últimas semanas, el secretario de Estado ha viajado a Canadá, Rusia y Alemania para presentar el emplazamiento español para el proyecto de fusión nuclear. En los próximos días, antes de finales de junio, Morenés se desplazará a Suecia y Finlandia con idéntico motivo.

Otras reuniones recientes para presentar la candidatura española de ITER han tenido lugar en nuestro país con el secretario de Estado de Energía de los Estados Unidos, Spencer Abraham, y con el ministro japonés de Ciencia y Tecnología, Hiroyuki Osoda.

La candidatura española de Vandellós –junto con las de Canadá, Francia y Japón- fue oficialmente aprobada en la octava Reunión de Negociadores que se celebró en San Petersburgo, Rusia, los días 18 y 19 de marzo.

Antes de fin de año, los países que colaboran en el proyecto ITER deberán elegir el emplazamiento definitivo del reactor entre las cuatro candidaturas presentadas. Recientemente, los Estados Unidos se han reincorporado al proyecto, tras participar en la primera fase. En los últimos días lo ha hecho también Corea. Ninguna de estas dos naciones presenta candidatura.

4.500 millones de euros

ITER es un gran proyecto internacional cuyo propósito es demostrar la viabilidad tecnológica de la fusión nuclear, y deriva de los acuerdos alcanzados en 1985 entre los Estados Unidos y la Unión Soviética.

La construcción de ITER supondrá unas inversiones de 4.500 millones de euros en los próximos veinte años, así como la participación de al menos 3.000 científicos internacionales en su puesta en marcha. Esto supondrá dotar de un alto valor añadido científico y tecnológico al país que albergue esta gran instalación.

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archiv...ATURA%20ESPAÑOLA%20DE%20ITER%20EN%20GR.htm (1 de 2) [12/09/2003 9:39:33]

PEDRO MORENÉS PRESENTA LA CANDIDATURA ESPAÑOLA DE ITER EN GRECIA E ITALIA

Complementariamente, ITER será el motor de un importante impulso industrial que desarrollará las más avanzadas tecnologías en una gran variedad de campos, tan relevantes como la robótica, la electrónica, la superconductividad, los nuevos materiales o las comunicaciones. Asimismo, impulsará la creación de un apreciable número de puestos de trabajo (directos e indirectos) y el consiguiente desarrollo económico de la zona en la que se construya la instalación.

La candidatura española de Vandellós cuenta con el respaldo del Gobierno Central, la Comunidad Autónoma de Catalunya y el Gobierno Local.

anterior

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archiv...ATURA%20ESPAÑOLA%20DE%20ITER%20EN%20GR.htm (2 de 2) [12/09/2003 9:39:33]

Washington respalda a España para ser sede del proyecto ITER

NEWSLETTERS EDICIÓN IMPRESA OCIO PDA SUSCRIPCIONES DIARIO

Viernes, 12 de Septiembre de 2003

Buscar

Cotización

Noticias

Ayuda Archivo

NOTICIAS · Empresas

· Mercados

· Finanzas

· Economía

· Tecnología

· Opinión

· 2 minutos

· Cataluña

INVERSIÓN · Cotizaciones

· Mercados

· Análisis

· Tudinero

· Fondos

· OPVs

· Cursos

SERVICIOS · Documentacion

· Conferencias

· Gestión impagos

· Head hunting

· Informes

· Franquicias

· Subvenciones

· Seguros

· Bases de datos

· El tiempo

· Ocio

· Foros

· Contacto

· Programas

· Publicidad

· Aviso Legal

© 2003

Recoletos Grupo de Comunicación

ECONOMÍA - España 02/05/2003

Washington respalda a España para ser sede del proyecto ITER Expansión - Madrid Publicado: 08:00

España recibió ayer el respaldo, al menos moral, de Estados Unidos para ser sede del proyecto ITER, que pretende construir un reactor de fusión nuclear con el que producir energía eléctrica de forma barata y ecológica.

El secretario de Energía de EEUU, Spencer Abraham, quien se reunió con el presidente del Gobierno, José María Aznar, y con el ministro de Economía, Rodrigo Rato, se declaró “muy receptivo” a la propuesta española, según dijeron fuentes oficiales a Efe.

España compite contra Japón, Francia y Canadá por ser la sede de este proyecto que supondría una inversión mínima de 4.570 millones de euros, de los que el país anfitrión debería sufragar el 10%. Rato consideró que ese esfuerzo económico “valdría la pena”, puesto que el retorno de la inversión podría alcanzar de manera directa los 50 céntimos de euro por cada euro invertido, y “en términos indirectos” entre 1,8 y 4,8 euros por euro. El proyecto ITER, que tendrá un plazo de construcción de 10 años y una explotación de otros 20 años, generará “empleo de altísima calidad”, del que se beneficiarán unos 200 científicos especializados y otros 400 técnicos de apoyo, apuntó Rato.

Energía limpia Rato opinó que la candidatura de España a albergar el centro de investigación en Vandellós (Tarragona) es “la mejor” por su emplazamiento y “seguridad geológica”, y por la reducción de costes del 10% respecto a otros competidores. Valoró la fusión como fuente energética “limpia y sin límites”, al no suponer el “problema de residuos” que sí tiene la fisión nuclear. La Comisaria de Energía de la Unión Europea, Loyola de Palacio, Loyola de Palacio, aseguró ayer que es muy importante que Europa sea la sede del reactor, al que considera un gran proyecto de futuro.

Volver a Economía España

Imprimir Envíe la noticia a un amigo

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_adjun...ña%20para%20ser%20sede%20del%20proyecto%20ITER.htm [12/09/2003 9:40:15]

http://app.expansiondirecto.com/servlet/com.recoletos.expansion.newsletter.Controlador

http://app.expansiondirecto.com/servlet/com.recoletos.expansion.newsletter.Controlador

http://www.expansiondirecto.com/dos_minutos/


http://www.expansion.com/ocio/

http://www.expansiondirecto.com/ocio/

http://www.expansiondirecto.com/palm/configuracion.html

http://www.expansiondirecto.com/palm/configuracion.html

http://www.expansiondirecto.com/promocion/index2.html

http://www.expansiondirecto.com/promocion/index2.html

http://www.expansiondirecto.com/

http://www.expansiondirecto.com/

http://www.expansiondirecto.com/edicion/indice/0,2457,1808,00.html


http://www.expansiondirecto.com/servicios/

http://app.expansiondirecto.com/servlet/com.recoletos.expansion.premium.home.Controlador

http://www.expansiondirecto.com/edicion/noticia/0,2458,293386,00.html#

http://www.expansiondirecto.com/archivo/











http://app.expansiondirecto.com/servlet/com.recoletos.expansion.inversion.cotizaciones.web.Home

http://www.expansion.com/inversion/mfinancieros/




http://www.expansion.com/edicion/indice/0,2457,2609,00.html

http://www.expansiondirecto.com/inversion/cursos


http://www.expansiondirecto.com/premium/documentacion.html

http://www.recoletosconferencias.com/

http://www.recobralia.com/partners/?idP=expdir

http://www.expansiondirecto.com/servicios/teacegos.html

http://www.expansiondirecto.com/informes/

http://www.expansiondirecto.com/franquicias/

http://www.expansiondirecto.com/subvenciones/



http://app.expansiondirecto.com/servlet/com.recoletos.expansion.eltiempo.Controlador


http://www.expansion.com/debates/

http://www.expansiondirecto.com/contacto/

http://www.expansiondirecto.com/dprogramas.html

http://www.recoletos.es/novomedia

http://www.recoletos.es/

http://www.recoletos.es/




http://www.expansiondirecto.com/tienda/

Yahoo! Noticias - Francia y España mantienen sus candidaturas al ITER

Inicio - Yahoo! - Ayuda

Noticias Finanzas Deportes Tiempo

Yahoo! Noticias Economía

Índice Portada Local Nacional Mundo Economía Tecnología Cultura Sociedad Salud Multimedia Deportes

AFP | Europa Press | Reuters | Fotos

7 de julio de 2003, 15h23

Últimas noticias

Noticias, fotos y enlaces

Últimas noticiasNoticias, fotos y enlaces

Últimas noticiasNoticias, fotos y enlaces

Francia y España mantienen sus candidaturas al ITER

Foto

Foto ampliada

BARCELONA (AFP) - El ministro de Ciencia y Tecnología, Josep Piqué, propuso este lunes a su homóloga francesa, Claudie Haignere, "visitas mutuas" a sendas sedes candidatas a albergar el proyecto ITER, el reactor de fusión experimental, durante una reunión celebrada en Barcelona.

España se opone al principio de una candidatura única de la Unión Europea (UE)

para el proyecto internacional de reactor de fusión experimental ITER, mientras que Francia sostiene que Europa tiene todas las posibilidades de lograrlo si se mantiene una sola sede como candidata.

Los dos ministros mantuvieron este lunes una reunión donde también abordaron la cooperción científica y técnica franco-española y trataron sobre diferentes temas: oceanográficos, la cooperación espacial, las tecnologías de información y las maneras de aprovechar esta cooperación también para abordar proyectos en Latinoamérica.

El proyecto ITER tiene por objetivo construir un gran reactor de fusión experimental con el fin de producir en un plazo de treinta años energía limpia y segura a un estadio pre-industrial, a partir especialmente del hidrógeno, reproduciendo la fusión que tiene lugar en las estrellas.

La sede del ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor), proyecto lanzado en 1985, será decidido este año por Estados Unidos, Rusia, UE y Japón, patrocinadores de un proyecto, por el que también pugnan los centros francés de Cadarache, canadiense de Clarington y japonés de Rokkasho-Mura.

España propone como sede del ITER la antigua central nuclear de Vandellós I, en el sur de Tarragona, al borde del Mediterráneo, cerrada tras un incidente de nivel 3 en la escala INES (International Nuclear Event Scale) debido a un incendio de los sistemas eléctricos en octubre de 1989.

La inversión prevista en la construcción de este reactor es de 4.570 millones de euros sobre un período de 10 años, con un presupuesto de explotación equivalente para los veinte años siguientes. ITER implicará la creación directa de 200 empleos científicos más 400 técnicos y sobre el total de los 30 años, una creación de empleos indirectos estimados entre 120.000 y 340.000 por año, según estimó recientemente el vicepresidente segundo y ministro de Economía, Rodrigo Rato.

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_a...y%20España%20mantienen%20sus%20candidatura.htm (1 de 2) [12/09/2003 9:40:57]

http://es.news.yahoo.com/


http://es.yahoo.com/

http://eur.help.yahoo.com/help/es/news/

http://es.rd.yahoo.com/news/menu_media/*http://es.news.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/menu_media/*http://es.finance.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/menu_media/*http://es.sports.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/menu_media/*http://es.weather.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/menu_media/*http://es.weather.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/provider/afp/*http://www.afp.com/espanol/home/


http://es.news.yahoo.com/95/

http://es.news.yahoo.com/locales/




http://es.news.yahoo.com/tecnologia.html




http://es.news.yahoo.com/multimedia.html

http://es.sports.yahoo.com/

http://es.news.yahoo.com/233


http://es.biz.yahoo.com/63

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/amadrid/*http://es.fc.yahoo.com/a/asamblea.html

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/amadrid/*http://es.fc.yahoo.com/a/asamblea.html

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/sars/*http://es.news.yahoo.com/s/neumonia/index.html

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/sars/*http://es.news.yahoo.com/s/neumonia/index.html

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/irak/*http://es.news.yahoo.com/s/irak/index.html

http://es.rd.yahoo.com/news/homepage/irak/*http://es.news.yahoo.com/s/irak/index.html

http://es.news.yahoo.com/030707/159/2tr0g.html



Yahoo! Noticias - Francia y España mantienen sus candidaturas al ITER

Envía esta página a un amigo - Fotos y artículos más enviados

Consigue gratis tu cuenta de correo-e: ¡Regístrate!

• Tema de actualidad : Portada

Artículo anterior : Primer encierro en San Fermín con cuatro heridos (AFP)

Artículo siguiente : Acciones Microsoft suben por posibilidad de dividendo especial (Reuters )

Copyright © 2003 Yahoo! Iberia, S.L. Todos los derechos reservados.Copyright © 2003 AFP. Todos los derechos reservados.

file:///C|/copia/setembre_03/vneila/Archivos_a...y%20España%20mantienen%20sus%20candidatura.htm (2 de 2) [12/09/2003 9:40:57]

http://es.mf.news.yahoo.com/mailto?url=http%3A%2F%2Fes.news.yahoo.com%2F030707%2F159%2F2tr0h.html&title=Francia%20y%20Espa%F1a%20mantienen%20sus%20candidaturas%20al%20ITER&locale=es&prop=news&h2=4747265

http://es.rd.yahoo.com/news/article/mail/*http://es.mail.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/article/mail/*http://es.mail.yahoo.com/

http://es.rd.yahoo.com/news/rs/*http://es.news.yahoo.com/portada.html

http://es.rd.yahoo.com/news/rs/*http://es.news.yahoo.com/030707/159/2tqiz.html

http://es.rd.yahoo.com/news/rs/*http://es.news.yahoo.com/030707/44/2tqz9.html

Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluñadeeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/VictorNeila...

Documents

Transcript of Estudio del Consumo de Energía Eléctrica en Cataluñadeeea.urv.cat/DEEEA/lguasch/VictorNeila...