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Situación del sistema eléctrico. Comparativa 2012 – 2013.

19 Sep

Respecto del mismo período del año 2012, se registra lo siguiente:

  • La demanda de energía eléctrica cae un 3,2 %.
  • La generación de energía eléctrica en régimen ordinario cae un 15,6 %.
    • Carbón, Fuelóleo y Gas Natural: Cae un 44,7 %.
    • Nuclear: Cae un 6 %.
    • Hidroeléctrica: Aumenta un 110,7 %.

Supone un 55,7 % de la demanda total peninsular

  • La generación de energía eléctrica en régimen especial aumenta un 12,9 %.

El régimen especial abarca la generación de energía eléctrica con tecnologías renovables y cogeneración.

Supone un 44,3 % de la demanda total peninsular.

La diferencia entre la producción bruta y la destinada a abastecer la demanda es el consumo en generación, por parte de las propias centrales, y los intercambios internacionales de energía eléctrica.

Balance energía eléctrica enero - julio 2013

 En el siguiente gráfico se observa la variación de la producción  de las diversas fuentes:

En cuanto a la aportación que cada tecnología hace al conjunto del sistema, los gráficos siguientes muestran los porcentajes para el mismo período de 2012 y 2013.

Grafica2

 

 

Fuentes:

Red Eléctrica de España

Asociación Española de la Industria Eléctrica

 

Los Ciclos Combinados

28 Ago

Un ciclo combinado es una instalación de producción de energía eléctrica que combina dos ciclos termodinámicos.

El primero de ellos se basa en la combustión del gas, generalmente gas natural, en una turbina de gas (ciclo Brayton), que arrastra en su giro un alternador que produce energía eléctrica.

El gas natural está compuesto en más de un 90 % por metano, y se encuentra normalmente disuelto en el petróleo o asociado a él en pozos petrolíferos. En ocasiones se encuentra también en bolsas bajo tierra, o en yacimientos de carbón.

En el segundo ciclo se aprovechan los gases de salida en un intercambiador de calor para evaporar agua y mover una turbina de vapor (ciclo Rankine), que arrastra en su giro otro alternador de modo análogo a la primera turbina.

Es habitual que la turbina de gas y la turbina de vapor compartan el mismo eje, de manera que accionan el mismo alternador.

Ciclo combinado de As Pontes

Ciclo combinado de As Pontes

En definitiva, el resultado es un mayor aprovechamiento del poder calorífico del gas respecto del ciclo de combustión simple, ya que se da una utilidad a la energía de los gases de escape.

Aportan una serie de ventajas sobre otro tipo de centrales eléctricas:

El coste de inversión por cada megavatio instalado es bajo.

Derivado de lo anterior, el período de retorno de la inversión es mucho más corto.

Su plazo de construcción es corto, y ocupan una pequeña superficie.

Pueden funcionar con cargas parciales y seguir aportando un elevado rendimiento, además su tiempo de arranque es reducido.

Sus emisiones son principalmente de CO2, pero en menor cantidad que una térmica convencional, y el empleo de gas natural evita la generación de residuos sólidos como las cenizas.

Como inconvenientes podemos citar los siguientes:

El gas natural es suministrado principalmente por países políticamente inestables, lo que puede acarrear problemas de suministro e inestabilidad en los precios.

A pesar de su mayor eficiencia, las emisiones de CO2 resultantes de la combustión siguen siendo elevadas, contribuyendo al efecto invernadero.

No obstante, el gas metano produce unas 23 veces el efecto invernadero del CO2, por lo que la alternativa de su no empleo, dejando que escape a la atmósfera, no es necesariamente beneficiosa para el medio ambiente.

Si los países desarrollados convirtieran el gas en la fuente prioritaria para la producción de energía eléctrica, las reservas se agotarían rápidamente.

Es una tecnología excelente, siempre que vaya de la mano de una buena planificación.

El boom que han tenido en España, y sus escasas horas de funcionamiento actuales responden a lo siguiente:

El plan del gobierno para el período 2005 – 2011 contemplaba la instalación de 30.000 MW, ampliados después a 35.000 MW, a cubrir con instalaciones de ciclo combinado.

Contaban con un incentivo a la inversión de 26.000 € por MW/año instalado y otro a la disponibilidad de 4.697 €/MW año.

Al amparo de las anteriores ayudas se instalaron un total de 25.200 MW, cuya utilización media en 2012 ha sido del 18 %.

¿Por qué?

Por un lado, la crisis. Con la caída de la actividad económica vino la caída de la demanda de energía eléctrica. No haberla visto venir, o peor, negarla, continúa dándonos lecciones, y esta es una más.

Por otro lado, lo de siempre. Es imposible una planificación energética peor.

Paralelamente al desarrollo de los ciclos combinados se invertía con fuerza en energías renovables, la gran bandera de España, cuya producción eléctrica se inyectaba en la red de forma prioritaria, primada, desplazando a las instalaciones de gas, y limitando sus horas de funcionamiento.

Las renovables por sí mismas no pueden asegurar la producción eléctrica en todo momento. No siempre sopla el viento, no siempre hace sol.

Los ciclos combinados, con un tiempo de arranque mínimo y regulación sencilla, son perfectos para los momentos de baja producción renovable. Suena bien, pero resulta tremendamente caro.

Es decir, con el sistema actual se pagan por un lado una gran cantidad de subvenciones a las energías renovables, 8.500 millones de euros sólo en 2012, y por otro nos desangramos con pagos por capacidad a instalaciones de gas nuevas que se encuentran paradas.

Sí, las energías renovables han supuesto años de sangría económica, le pese a quien le pese.

Y cuando empezaban a ser competentes, desaparece el apoyo del Estado. Qué curioso.

De todos modos, no se puede arreglar todo con primas, incentivos o subvenciones, porque la deficiente planificación de unos, gobierno, y los dientes largos de otros, eléctricas, nos llevan a situaciones de este tipo.

Ahora bien:

¿Ninguna de las eléctricas sabía que se superaban las necesidades?

¿O lo sabían perfectamente y les dio igual?

Burbuja de potencia instalada.

¿Qué más da?, paga el Estado.

Es decir, nosotros.

 

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La Moratoria Nuclear En España

19 Ago

LOS HECHOS

En 1984, el gobierno de Felipe González aprueba el Plan Energético Nacional (PEN-83).
El nuevo plan pretende reducir el hueco nuclear respecto del contemplado en el anterior plan energético, a 7.500 MW.

En ese momento disponían de autorización para su construcción 7 centrales nucleares, y 2 más se encontraban en proyecto.
Eran las siguientes:
• Lemóniz I y II (Vizcaya)
• Valdecaballeros I y II (Badajoz)
• Trillo I y II (Guadalajara)
• Vandellós II (Tarragona)
• Regodola I (Lugo)
• Sagayo I (Zamora)

En virtud de lo dispuesto en el nuevo PEN-83, era necesario readaptar el plan nuclear, seleccionando solamente dos de las centrales nucleares.

La decisión no era fácil.

La central nuclear de Lemóniz se descartó debido a que era la opción más desfavorable para la seguridad de las personas, y por el impacto económico que hubiera supuesto un hipotético accidente.
La central nuclear de Valdecaballeros se descartó porque las inversiones realizadas hasta ese momento habían sido menores, y contaba con una fuerte oposición social e institucional.
Las centrales nucleares de Trillo I y de Vandellós II disponían de mayor aceptación social e institucional en las zonas de su emplazamiento motivo por el cual se aprobó su construcción.

Las inversiones realizadas, que ya no podrían ser recuperadas debido a la anulación de los permisos, alcanzaban los 729.000 millones de pesetas (4.380 millones de euros).

La Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (Losen) decretó en 1994 la paralización definitiva de las centrales en proyecto.

En el año 1997 se aprueba la Ley del Sector Eléctrico, que liberaliza la producción de energía eléctrica, y termina por tanto con ella la prohibición de construir centrales nucleares en España.

Técnicamente es el fin de la moratoria nuclear.

Establecía además el sistema de compensaciones, reconociendo a las compañías eléctricas afectadas (Endesa, Sevillana de Electricidad, Unión Fenosa e Iberdrola) los siguientes derechos de cobro:
• 340.054 millones de pesetas (2.044 M€) para la central nuclear de Valdecaballeros.
• 378.238 millones de pesetas (2.273 M€) para la central nuclear de Lemóniz.
• 11.017 millones de pesetas (66 M€) para la unidad II de la central nuclear de Trillo.

En total 4.383 millones de euros.

El plazo concedido para la recuperación de esas inversiones es de 25 años, es decir, hasta 2020.

Hoy en día, una parte de la factura eléctrica todavía se destina a pagar las inversiones de proyectos de energía nuclear que nunca se han desarrollado.

En el año 2011, la anualidad correspondiente a la moratoria nuclear ascendía a 63 millones de euros.
En el año 2012, ascendió a 53 millones de euros.
El importe pendiente de compensación para los años siguientes es de 317 millones de €.

 

LAS CAUSAS

La proliferación de instalaciones nucleares en España se encontró con una gran oposición por parte de la ciudadanía y grupos ecologistas, particularmente intensa en Extremadura y País Vasco.

En mayo de 1982, la banda terrorista ETA asesina a José María Ryan, Ingeniero jefe de la central nuclear de Lemóniz, sugiriendo ciertas motivaciones ecologistas.

En octubre de 1982, el PSOE gana las elecciones, con la promesa de limitar la expansión de la energía nuclear en España en su programa electoral.

En 1984, se aprueba el Plan Energético Nacional.
En palabras del entonces presidente, Felipe González:
“Dos razones: La seguridad y el agobio y sobrerresponsabilidad que suponía la imposibilidad de eliminar los residuos radiactivos”.

Otra teoría sobre la moratoria nuclear abandona las causas sociales y políticas, achacando los hechos a motivaciones puramente financieras.
Y es que a consecuencia de la crisis del petróleo de los años 70, los tipos de interés se dispararon, haciendo inasumibles los costes de grandes inversiones, como una central nuclear.
Estando embarcadas las eléctricas españolas en numerosos proyectos de gran envergadura, que superaban ampliamente las necesidades del sistema eléctrico nacional, la paralización administrativa de las nucleares, y posterior retorno de las inversiones, no es más que un saneamiento financiero de dichas empresas, que de otro modo se verían en una situación muy complicada, fruto de una nefasta planificación.

 

SI LA MORATORIA TERMINÓ EN 1997. ¿POR QUÉ NO SE CONSTRUYEN MÁS CENTRALES NUCLEARES?

Efectivamente, con la ley 54/1997 del Sector Eléctrico y la liberalización del sector que supone, es posible construir centrales nucleares en España siempre y cuando cuenten con los permisos administrativos pertinentes.
A pesar de ello, desde entonces no se ha llevado a cabo proyecto alguno de ese tipo.

¿Por qué?

Desde el momento en que construir una central nuclear moderna supone una inversión de 6.000 millones de euros, y no menos de 10 años hasta completarla, la pregunta se responde sola.

Sin un apoyo claro del Estado la inversión tiene unos riesgos demasiado elevados.

Los profesionales del ámbito nuclear reclaman un marco regulador y una planificación energética estables, como condición indispensable para el desarrollo del sector.

Las inversiones de los últimos años en instalaciones generadoras se han centrado en tecnologías renovables como la eólica y la solar, y en instalaciones con períodos de amortización más cortos y de ejecución rápida, como las centrales de ciclo combinado.

 

 

Fuentes:

www.energia-nuclear.net
www.ree.es
www.unesa.es
www.soitu.es
 

 

El precio de la energía eléctrica

13 Ago

 Cuando recibes en tu casa una factura eléctrica, enseguida ves que la empresa comercializadora de energía eléctrica te está facturando fundamentalmente dos conceptos.

El término de potencia: Es de naturaleza contractual y fijo mes a mes. Es decir, depende de la potencia contratada con la empresa comercializadora.

La limitación de potencia a la que podemos acceder en nuestro hogar se lleva a cabo a través del Interruptor de Control de Potencia (ICP), que “salta” si nos pasamos conectando aparatos.

El término de energía: De naturaleza variable, grava el consumo de energía eléctrica que hemos realizado en el período tarifario. Proviene de la lectura de contadores por parte de la empresa comercializadora.

La suma de ambos define el coste de la energía para nosotros.

Sobre él se aplica el impuesto de la electricidad, y se añade el coste de alquiler de equipos de medida cuando no son propiedad del abonado.

Sobre el total, se aplica el IVA.

De acuerdo, ¿pero de dónde sale todo esto?

La ley 54/1997 del 27 de noviembre, modificada por la ley 17/2007, establece la regulación del sector eléctrico.

En ella se definen los costes del sistema eléctrico, la estructura de los mismos, a quién son imputables y de qué manera.

De acuerdo con dicha ley, el precio de la electricidad incluirá los siguientes conceptos:

  1. Costes de transporte (peajes).
  2. Costes de distribución (peajes).
  3. Costes permanentes del sistema.
  4. Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento.
  5. Precio de garantía de potencia.
  6. Precio de servicios complementarios.
  7. Precio de la energía adquirida en el mercado.
  8. Margen del comercializador.
  9. Pérdidas.

 

Vamos a analizarlos uno por uno.

1.      Costes de transporte

La red de transporte de energía eléctrica está constituida por la red de transporte primario y la red de transporte secundario.

La red de transporte primario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV y aquellas otras instalaciones de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

La red de transporte secundario está constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en el párrafo anterior y por aquellas otras instalaciones de tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan funciones de transporte.

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.

La actividad de transporte tiene la consideración de actividad regulada, y por tanto la retribución de la misma se establecerá reglamentariamente atendiendo a los costes de inversión y operación y mantenimiento de las instalaciones.

Es decir, los pagos a la empresa transportista encargada de gestionar la red de transporte, que no es otra que Red Eléctrica de España, son fijados por el Gobierno.

Para el reconocimiento de la retribución de las nuevas instalaciones de transporte será requisito indispensable que hayan sido incluidas en la planificación de la red.

Adicionalmente, se incluirán los costes destinados a reducir el impacto socio ambiental derivado de la construcción de infraestructuras de transporte de energía eléctrica, cuyo importe, forma de recaudación, destino específico y gestión serán fijados por el Gobierno hasta una cuantía máxima del 3 % de la retribución de dicha actividad.

 

2.      Costes de distribución

La actividad de distribución de energía eléctrica consiste en el transporte de electricidad por las redes de distribución con el fin de suministrarla a los clientes.

Las compañías distribuidoras serán las gestoras de las redes de distribución que operen. Como gestores de las redes serán responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad.

Al igual que el transporte, tiene carácter de actividad regulada, y las retribuciones serán fijadas por el Gobierno  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
  • Otros costes necesarios para desarrollar la actividad

 

3.      Costes permanentes del sistema

Tendrán la consideración de costes permanentes de funcionamiento del sistema los siguientes:

Aquellos que por el desarrollo de actividades de suministro de energía eléctrica en territorios insulares y extrapeninsulares, puedan integrarse en el sistema.

Los costes reconocidos al operador del sistema (REE).

Los costes de funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía

 

4.      Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento

Moratoria Nuclear.

En 1984, el gobierno aprueba la moratoria nuclear, conforme a la cual se paralizan la mayoría de los proyectos de centrales nucleares.

Afectó a 7 centrales. Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II, Trillo II, Regodola I y Sagayo I.

Las inversiones realizadas, que ya no podrían ser recuperadas, alcanzaban los 729.000 millones de pesetas (4.380 millones de euros).

Se concedió un plazo de 25 años para la recuperación de esas inversiones desde el año 1995, es decir, hasta 2020.

Por supuesto, lo pagamos todos en nuestros recibos.

Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radioactivos.

Coste de la compensación por interrumpibilidad, adquisiciones de energía al régimen especial y otras compensaciones.

5.      Precio de la garantía de potencia

Con el objetivo de no dejar suministros desatendidos, la potencia generadora disponible debe ser siempre superior a la máxima potencia demandada.

Debido a esta sobrecapacidad productora, habrá instalaciones de generación que a lo largo del año no funcionen, o lo hagan pocas horas.

Si no producen, o lo hacen solo en determinadas situaciones, nunca podrán ser amortizadas y ninguna empresa llevaría a cabo una inversión de ese tipo.

Como es necesario disponer de cierta reserva de potencia, se disponen los llamados pagos por capacidad, que buscan:

–          Incentivar la inversión que de otro modo no tendría lugar.

–          Incentivar la disponibilidad para producir en situaciones de necesidad como horas punta, donde se dan puntas de consumo.

 

6.      Precio de servicios complementarios

Se trata de servicios necesarios para asegurar el suministro eléctrico en condiciones adecuadas de seguridad, fiabilidad y calidad.

Son gestionados por el operador del sistema.

Incluyen los siguientes conceptos:

–          Regulación primaria.

–          Regulación secundaria.

–          Regulación terciaria.

–          Control de tensión de la red de transporte

 

7.      Precio de la energía adquirida en el mercado

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, bien físicas o en cartera, cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral o a plazo que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

El orden de entrada en funcionamiento de las unidades de producción de energía eléctrica se determinará partiendo de aquella 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.

El mercado diario, también llamado pool o mercado spot, es gestionado por el OMIE (antes OMEL, Operador del Mercado Eléctrico). Los consumidores a él adheridos toman su precio de energía de forma variable y diaria.

Es un proceso abierto y transparente.

Por otro lado, en el mercado a plazo, las comercializadoras pueden adquirir energía en las subastas del OMIP, y en las subastas de energía para el suministro a tarifa o CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso), de las que participan las comercializadoras de último recurso.

Como resultado de esas subastas la energía eléctrica tendrá un precio fijo para un período determinado, haciendo previsible el coste de la misma para los consumidores, eliminando así la volatilidad del mercado diario.

El mercado a plazo carece de la transparencia del mercado diario.

Además, las comercializadoras incluyen primas de riesgo en sus precios que repercuten al consumidor en el precio final de la energía.

 

8.      Margen del comercializador

Costes de operación y gestión, y beneficio comercial propio de cada comercializadora.

Cubre las garantías depositadas y costes implícitos que conlleva que el consumidor final acceda a los mercados mayoristas, así como el beneficio de la empresa comercializadora.

 

9.      Las pérdidas

Las pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución están reguladas por el BOE correspondiente.

Son un porcentaje sobre el precio horario del mercado diario.

 

Dicho esto…

 

La polémica

Si hablamos del sector eléctrico, la polémica está servida.

El déficit  tarifario.

La concesión de ayudas al carbón y su posterior retirada.

La concesión de primas a las renovabables y su posterior retirada.

Montones de ciclos combinados parados.

La moratoria nuclear.

Empresas distribuidoras que se niegan a auditar los costes que dicen tener y que pagamos con los peajes.

Subastas de energía opacas que definen el precio que nos cobran.

Las compañías autorizadas a ofrecer suministros de último recurso son exclusivamente las mismas que antes de liberalizar el sector ya se repartían el pastel.

Pagos por capacidad multimillonarios.

Precios de la energía eléctrica del mercado diario que pagan la energía muy por encima de su coste de generación a centrales como las nucleares y las hidroeléctricas, ya amortizadas.

 

Las dudas

 

¿Están inflados los precios de la energía en las subastas?

 

¿Son reales los costes que las eléctricas dicen tener?

 

¿Si esos costes no están auditados, por qué se admite la deuda?

 

¿Existe interés en que no se investigue?

 

Si los costes no son reales, ¿lo es el déficit de tarifa?

 

¿Por qué se permitió la construcción de tantas centrales con evidencias claras de recesión económica?

 

¿Qué es más caro, el parque renovable, o la inestabilidad regulatoria?

 

 

 

Juzgad vosotros mismos.

 

 

Sistema eléctrico español. ¿Importamos o exportamos?

25 Mar

Cuando uno se va de paseo o sale de cañas con unos amigos, suelen producirse acalorados debates político-económicos que nada tienen que envidiar a los que estamos acostumbrados a ver entre ministros en el parlamento.

Si recientemente se han reproducido en los medios temidas frases como “subida de la luz”, casi siempre acompañada de otras como “déficit tarifario” o “subida del precio de los carburantes”, automáticamente el tema del precio de la energía se convierte en protagonista de dichos debates.

Particularmente, cuando se toca el tema del recibo de la luz, es muy habitual escuchar aseveraciones del tipo de: “¿Cómo no va a ser cara? Si tenemos que comprársela a Francia”.

Afirmaciones tajantes, y con rabia, como es lógico, porque la escalada del precio de la energía duele al bolsillo, y mucho.

Nada más lejos de justificar o sancionar estas fluctuaciones, es preciso matizar que actualmente, el sistema eléctrico español es netamente exportador, es decir, vendemos más energía eléctrica de la que importamos.

Y alguien dirá: “Espera, si producimos tanta energía eléctrica como para tener excedentes que vender, ¿por qué necesitamos importar?”.

La respuesta a esa pregunta va implícita a uno de los principales problemas de la energía eléctrica, y es que con la tecnología actual, es imposible almacenarla en grandes cantidades.
Es decir, para cubrir la demanda de energía eléctrica en cada instante, ha de generarse exactamente la cantidad demandada (más las pérdidas).

La regulación del sistema para lograrlo es muy compleja, y ahí entra el operador del sistema eléctrico, que es Red Eléctrica de España (REE), cuya misión es “Garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico”.

Partiendo de aquí, y echando un vistazo al sistema eléctrico de nuestro país, y en general al de toda Europa vemos que es un sistema mallado, léase, está compuesto de un sistema de líneas eléctricas interconectadas que discurren en todas direcciones, formando un gran número de circuitos posibles para la circulación de los flujos de energía eléctrica desde las plantas generadoras hasta los puntos de consumo.

Esto proporciona seguridad, ya que un hipotético problema en una línea no compromete el suministro de los receptores a ella conectados, ya que podrán obtener dicho suministro de otras líneas, y estabilidad, pues las fluctuaciones que tengan lugar en diversos puntos de la red (ya sean provocadas por cortocircuitos, maniobras, etc) tendrán un efecto desestabilizador tanto menor, cuanto mayor sea la red a la que pertenecen.

Este mallado del sistema trasciende a las fronteras entre países, interconectando sus respectivos sistemas eléctricos que en principio, son independientes, adquiriendo de este modo una dimensión formidable.

Evidentemente, este es el pilar de los intercambios de energía eléctrica entre países.

De acuerdo con lo anterior, y recopilando, la energía fluirá desde los puntos de generación, ya sean estos grandes generadores en centrales convencionales como las térmicas o las hidráulicas, o sistemas de generación distribuida, típicos de las fuentes de energía renovables, hasta los puntos de consumo, allí donde estos se encuentren, a través de un sistema de líneas que conforma una gran red.

Además de la compleja dimensión técnica, los intercambios de energía entre países tienen una importante dimensión económica, y por ello las líneas de interconexión internacional disponen de equipos que permiten la medida de la energía eléctrica que circula por ellas, para su posterior tarificación, por supuesto.

Una vez entendido esto volvamos al principio.

España es netamente exportadora de energía.

Antes se mencionó al operador del sistema, Red Eléctrica de España, pues bien, si visitáis su página web, www.ree.es, encontrareis un montón de información que la empresa nacional pone gentilmente a vuestra disposición.

Entre ese mar de información he seleccionado unos históricos de intercambios internacionales físicos por frontera que nos permitirán ilustrar el caso.

Se trata de los datos de importaciones, exportaciones y saldo neto de los intercambios de energía eléctrica desde 1990 con los países vecinos, es decir: Francia, Portugal, Andorra y Marruecos.

Se resumen en la siguiente gráfica, donde el eje horizontal muestra los años, y el vertical la energía intercambiada en GWh.

El saldo neto se obtiene con la siguiente expresión:

Saldo neto = Importaciones – Exportaciones

Por lo tanto, un saldo neto positivo implica que el sistema es netamente importador, mientras que un saldo neto negativo implica que el sistema es netamente exportador.

Intercambios físicos por frontera

Observando la evolución de las importaciones, se ve un claro incremento de las mismas a mediados de la década de los 90, coincidiendo con un gran desarrollo económico en España.

Este importante incremento se acota en el año 2000 y desde entonces experimenta una tendencia decreciente, con pequeños aumentos coyunturales, hasta el año 2012, donde registra mínimos históricos.

Con unos años de retraso desde el boom importador, y con igual intensidad, se produce el aumento de las exportaciones de energía eléctrica, alcanzando en el año 2012 máximos históricos.

A finales de 2003 se produce el cambio del balance de netamente importador a netamente exportador.

La relación entra las dos evoluciones es muy fuerte, veamos por qué.

La suma de la potencia de todos los generadores del sistema eléctrico susceptibles de entrar en servicio se denomina potencia instalada.

Echemos un vistazo a la  evolución de la potencia instalada peninsular medida en GW, a lo largo del período estudiado antes, es decir, a partir de 1990.

potencia instalada

La relación con la evolución de importaciones y exportaciones es inmediata.

A finales de la década de los 90 la potencia instalada aumenta de forma notable.

A partir del año 2003 el ritmo de crecimiento aumenta de forma todavía mas rápida, sosteniéndose a lo largo de los años.

La pendiente se suaviza a partir de 2008, hecho fácilmente achacable a la contracción de la demanda interior de energía eléctrica debido al contexto de recesión económica, que paralizó las inversiones en multitud de proyectos.

El resultado, en 10 años la potencia instalada en España se multiplica por 2, catapultando por tanto la capacidad generadora del parque eléctrico español.

Además del incremento de la potencia instalada, es necesario mencionar como motivación de la situación actual el aumento a lo largo de los años de las líneas de interconexión internacionales, objetivo que continúa siendo hoy en día parte de la hoja de ruta de Red Eléctrica de España para el desarrollo de nuestro sistema eléctrico.

De todo lo anterior pueden extraerse multitud de conclusiones en aspectos muy diversos, la primera, la multitud de factores que este breve análisis ha pasado por alto.

Pero de todas formas, creo que ofrece una visión clara de la situación actual, que merece la pena conocer.