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2014
eficiencia energéticae intensidad de emisiones degases de efecto invernadero
en España y la UE-15
estudio técnico
observatorio de energía
2014
eficiencia energéticae intensidad de emisiones degases de efecto invernadero
en España y la UE-15
estudio técnico
observatorio de energía
Índice1 Introducción 5
2 Evolución de los mercados energéticos internacionales 6
2.1. La coyuntura económica mundial y su impacto en los mercados energéticos 6
2.2. Novedades regulatorias con impacto en Eficiencia Energética y emisiones de GEI 12
2.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía 14
2.3.1. Orígenes y precios del petróleo 14
2.3.2. Orígenes y precios de gas natural 17
2.3.3. Orígenes y precios del carbón 20
2.3.4. Energía renovable 24
2.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) 26
2.4.1. Evolución de la intensidad energética 26
2.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero 28
2.5. Comparación de precios de las principales fuentes de energía 30
2.5.1. Formación de los precios de los principales productos petrolíferos 31
2.5.2. Formación de los precios del gas natural 33
2.5.3. Formación de los precios del carbón 37
2.5.4. Formación de los precios de la electricidad 38
3 Evolución del mercado energético en España 40
3.1. Impacto de la coyuntura económica en el mercado energético nacional 40
3.2. Novedades regulatorias con impacto en el mercado energético, la Eficiencia Energética y emisiones de GEI en España 46
3.2.1. Impacto de la regulación energética europea en los niveles de Eficiencia Energética y emisiones de GEI 46
3.2.2. Reforma del mercado eléctrico y eliminación del déficit tarifario 47
3.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía en España 50
3.3.1. Orígenes y precios del petróleo en España 50
3.3.2. Orígenes y precios del gas natural en España 52
3.3.3. Orígenes y precios del carbón en España 54
3.3.4. Energía renovable en España 56
3.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en España 59
3.4.1. Evolución de la intensidad energética en España 59
3.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España 61
4 Evolución de la Eficiencia Energética en España y la UE-15 a través del IE2-R y el IE2-Rpp 64
4.1. Evolución de la Eficiencia Energética interna en España y la UE-15 65
4.2. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector trasporte en España 69
4.2.1. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en España 71
4.2.1.1. Evolución del transporte de pasajeros en coche 73
4.2.1.2. Evolución del transporte de pasajeros en autobús 74
4.2.1.3. Evolución del transporte de pasajeros en tren 75
4.2.1.4. Evolución del transporte de pasajeros en avión 76
4.2.2. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en España 77
4.2.2.1. Evolución del transporte de mercancías por carretera 79
4.2.2.2. Evolución del transporte de mercancías por barco 80
4.2.2.3. Evolución del transporte de mercancías en tren 81
4
4.3. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector industrial en España 83
4.4. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector residencial en España 87
4.5. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector de servicios en España 89
4.6. Evolución de la eficiencia en la transformación de energía en España 91
4.7. Evolución de la Eficiencia Energética del pozo al país a través del IE2-R 94
5 Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y la UE-15 a través del I2C-R y el I2C-Rpp 98
5.1. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y en la UE-15 99
5.2. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector transporte en España 106
5.3. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector industrial 108
5.4. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector residencial 110
5.5. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector servicios 112
5.6. Evolución de la intensidad de emisiones de GEI del pozo al país a través del I2C-Rpp 114
6 Proyecciones de la demanda de energía, la Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de GEI en España 116
6.1. Objetivos de la Directiva Europea de ·Eficiencia Energética para España 116
6.1.1. Objetivos nacionales de Eficiencia Energética 117
6.1.2. Sistemas de Obligaciones de Eficiencia Energética 121
6.2. Proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final en España 2013-2025 124
6.2.1. Definición de los escenarios de proyecciones 124
6.2.2. Evolución de la demanda de energía final en España hasta el 2025 125
6.2.3. Evolución de la demanda de energía primaria en España hasta el 2025 130
6.3. Impacto potencial de las medidas propuestas para la mejora de la Eficiencia Energética 134
6.4. Proyecciones de la Eficiencia Energética en España hasta el 2025 147
6.5. Proyecciones de las emisiones de GEI en España hasta el 2025 150
7 Conclusiones 153
A Glosario 156
B Bibliografía 161
C Bases de datos para el cálculo de los indicadores 166
D Índice de figuras 168
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
5
1 Introducción
En 2009 Fundación Repsol inició la publicación anual del Informe Eficiencia Energética e Intensidad de
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en España y la UE-15, que aportó herramientas cuantitativas
para la medición de la Eficiencia Energética y de la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero,
así como para la identificación y evaluación de las palancas relevantes para mejorar los indicadores de
desarrollo sostenible del país. Cada año, Fundación Repsol ha ido adaptando la correspondiente edición
del informe, con el objetivo de profundizar en los aspectos más relevantes del mismo.
En 2014 la Eficiencia Energética se ha convertido en un tema todavía más relevante en la agenda de la
política energética en España. Durante este año debe comunicarse y negociarse con la Comisión Europea
el marco de implantación de la Directiva Europea de Eficiencia Energética (2012/27/UE), de octubre de
2012. El Gobierno deberá establecer un Plan Nacional de Acción para la Eficiencia Energética.
El Informe 2014 de la Fundación Repsol incide directamente en este contexto, para continuar
contribuyendo al debate sobre la evolución del sistema energético español. En este sentido, esta edición
del Informe incorpora contenidos específicos relativos a la Directiva Europea de Eficiencia Energética y a
su implantación en España.
• Se analizan los objetivos de reducción de la demanda de energía primaria y consumo de
energía final establecidos por la directiva, dentro del contexto energético español.
• Se valora la viabilidad y factibilidad del cumplimiento de dichos objetivos en España
mediante las proyecciones de la demanda de energía primaria y consumo de energía final
(uno de los contenidos ya habituales en el Informe).
• Se analiza el impacto potencial de las distintas iniciativas incluidas en la directiva en la
demanda de energía primaria y el consumo de energía final en España.
Adicionalmente, el Informe mantiene todos los contenidos que lo han caracterizado en sus ediciones
anteriores: la revisión de los mercados energéticos internacionales y español, el estudio de los mecanismos
de formación de precios de la energía, el análisis de los Índices Repsol de Eficiencia Energética e Intensidad
de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, y la proyección de los consumos energéticos en España a
2025. Se completa así una base global de análisis sobre la realidad del consumo energético en España.
Con este informe, Fundación Repsol pretende contribuir al estudio del mercado energético español en
general, y de las tendencias de la evolución de la intensidad energética y las emisiones de gases de
efecto invernadero en particular.
Asimismo, se pretende proporcionar una herramienta útil para el establecimiento y la evaluación de las
políticas energéticas que deban implantarse en los próximos años, en especial en relación a la Directiva
Europea de Eficiencia Energética.
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6
2 Evolución de los mercados energéticos internacionales
En un mundo globalizado en el que la interdependencia económica y energética es cada vez mayor, la evolución
económica global y su influencia en los mercados energéticos tienen impacto considerable en la evolución de la
economía regional o local. Por ello es necesario revisar su evolución antes de proceder a realizar cualquier análisis
detallado de la evolución energética a nivel país. En esta sección del informe se analiza, pues, la evolución reciente de la
economía y de los mercados energéticos mundiales. En primer lugar, se proporciona una visión global de la evolución
de la coyuntura económica internacional y de su impacto en la demanda mundial de energía primaria y su distribución
por área geográfica y tipo de energía.
Se incluye también una revisión de las tendencias y las últimas novedades regulatorias, relativas a Eficiencia Energética,
al uso de la energía y a las emisiones de GEI, introducidas en los últimos meses , así como sus potenciales consecuencias
sobre el consumo y el mix energético a nivel regional y local.
Finalmente, se proporcionan análisis particularizados para cada fuente de energía primaria, tanto fósiles como
renovables, y de su impacto en el mix energético mundial, así como de la evolución de la intensidad energética y de las
emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
2.1. La coyuntura económica mundial y su impacto en los mercados energéticos
El PIB mundial creció un 3,0% en 2013, nivel ligeramente inferior al 3,2% registrado en el 2012. A pesar de este descenso,
el aumento de la actividad registrado en la segunda mitad de 2013 ha despejado los temores de una nueva recesión
mundial y se espera que la actividad continúe aumentando en 2014 y 2015, principalmente debido a la recuperación
de las economías desarrolladas.
El menor crecimiento mundial en 2013, a pesar de la mejora registrada en los últimos meses del año, se explica
principalmente por el débil crecimiento de las economías de los países desarrollados, condicionadas por las necesidades
de consolidación fiscal y el difícil acceso al crédito después del anuncio de la US Federal Reserve de disminución de las
medidas de apoyo, y por los retos que están afrontando las economías de los países en desarrollo, de bajo crecimiento
interno, salvo China.
Se mantiene por lo tanto la tendencia de los últimos años de existencia de dos zonas distintas de crecimiento de la
economía mundial.
Por un lado, los países emergentes, liderados por China e India, continuaron durante 2013 con tasas de crecimiento
superiores a la media mundial, y se ratificaron como las principales áreas de crecimiento de la economía mundial. El
PIB de China e India creció un 7,7% y 4,4%, respectivamente en 2013, muy similares en ambos casos a los crecimientos
de 2012. Estas economías están condicionadas por su dependencia de las exportaciones a países desarrollados y, por
tanto, del mantenimiento del nivel de crecimiento de estos últimos.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
7
Por otro lado, los países de la OCDE lograron niveles de crecimiento entre el 1 y 2% (1,3% de media), ligeramente inferiores
a 2012. Así, Estados Unidos presentó una caída significativa del crecimiento de su PIB, 1,9% en 2013 frente al 2,8% en 2012.
A pesar de las agresivas políticas monetarias seguidas por la Reserva Federal, Estados Unidos no está logrando retomar
niveles de crecimiento suficientes para reducir significativamente los niveles de desempleo. Mientras, en Europa, tras la
recesión de los últimos años, la economía ha dado los primeros signos de reactivación en términos relativos durante el
segundo semestre de 2013. No obstante, éstos han sido todavía muy débiles, y las cifras de la Unión Europea son todavía
significativamente peores a las del resto de los países de la OCDE. El PIB de la Unión Europea (UE-28) ha pasado de -0,3%
en 2012 a 0,1% en 2013, alcanzando variaciones intertrimestrales próximas a cero en el segundo semestre, por lo que se
prevé la vuelta a la reactivación con niveles de crecimiento próximos al 1% en 2014. La Unión Europea sigue sufriendo,
especialmente en los países del sur, un contexto de contención del consumo privado y consolidación fiscal.
España, como se discutirá en detalle en el próximo capítulo, no fue ajena a esta dinámica, manteniéndose la caída de la
economía, y presentando uno de los peores comportamientos registrados dentro de los países de la UE.
Por último, después del aumento de actividad registrado en los países desarrollados en el segundo semestre de 2013,
cabe destacar que las previsiones de crecimiento para la economía mundial en 2014 son ligeramente mejores que las
de 2013, esperándose niveles de crecimiento próximos al 3,7%.
Figura 2.1.-a. Evolución del crecimiento del PIB en el mundo
Fuente: Fondo Monetario Internacional (FMI); elaboración y análisis Fundación Repsol
10
15
5
0
-5
Variación interanual del PIB real (%)
Mundo 3,2% 3,0%
Estados Unidos 2,8% 1,9%
España -1,6% -1,2%
India 4,7% 4,4%
China 7,7% 7,7%
2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
∆ 2013 ∆ 2012
Unión Europea -0,3% 0,1%
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Tal como se ha comentado en ediciones anteriores de este informe, el consumo de energía está estrechamente ligado
al crecimiento económico. La demanda de energía primaria a nivel mundial aumentó un 2,8%, cifra ligeramente inferior
al crecimiento del PIB, del 3,0%. Con esto se alcanzaron los 13.750 millones de toneladas equivalentes de petróleo.
Figura 2.1.-b. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por regiones (2000-2013)
1. Otros Incluye Antigua URSS, además de bunkers marinos y de aviación y ajustes estadísticos2. Dato de 2012 extraído en base al informe BP Statistical Review of World Energy June 20133. Dato de 2013 estimado a partir de los datos a nivel nacional de China, Estados Unidos e India, y proyectando para el resto de regiones (excepto la Unión Europea) en funciónde la evolución de su PIB en 20134. Dato 2013 para la Unión Europea estimado a partir de los datos provisionales disponibles para Alemania, Francia, Italia, España, Holanda y Reino Unido, que suponen el 69%del consumo energético de la UE-27Nota: TCMA, Tasa de crecimiento medio anualNota 2: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Key World Energy Statistics – 2013; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Desde el punto de vista regional, el débil crecimiento que experimentaron las economías europeas se reflejó en una
reducción de su demanda de energía primaria en 2013. En lo que respecta a la UE-28, el estancamiento de su PIB (0,1%
de crecimiento) se combinó con una reducción en su consumo de energía primaria (de un 0,6%), aunque la demanda
en algunos países como Alemania se hubiera incrementado. En Estados Unidos, no obstante, la demanda de energía
primaria creció un 2,4%. En las economías en vías de desarrollo, los crecimientos fueron mucho más significativos:
China (7,3%) o India (3,0%).
Media mundial 2,8% 0,4% 1,8%
Evolución de la demanda mundial de energía primaria
Variación(’12-’13)
TCMA(’07-’10)
TCMA(’10-’13)
Tasas de crecimiento
0
8.000
16.000
12.000
4.000 Estados Unidos 2,4% -3,8% -0,4%
Resto Asia Paci�co 1,2% 0,0% -0,3%
Unión Europea -0,6% -3,1% -1,8%
Resto América 1,5% 0,1% 1,7%
India 3,0% 7,5% 3,9%
África 2,9% 2,3% 3,1%
Oriente Medio 4,7% 7,5% 3,4%
Otros1 0,2% -2,4% 1,1%
Demanda mundial de energía primaria (Mtep)
China 7,3% 5,7% 7,6%
20122
16%
13%
23%
8%
12%
6%
20133,4
13.752
12%
16%
8%
13%
2003
10.717
13%
21%
14%
16%
8%
13%
2002
10.362
12%
22%
14%
17%
8%
13%
2001
10.163
12%
22%
14%
17%
8%
13%
2000
10.082
12%
23%
14%
17%
8%
13% 5% 6%
5%
5%
5% 5%
6%
5% 5%
5%
5%
5%
5%
5%
4%
5%
5% 5% 5%
5% 4% 4%
5%
4%
4%
21%
15%
11.246
2004
13%
5%
8%
15%
14%
20%
16%
11.532
2005
13%
5%
8%
15%
14%
19%
16%
11.841
2006
13%
5%
8%
14%
14%
19%
17%
12.121
2007
13%
5%
8%
14%
13%
19%
17%
12.280
2008
12%
6%
8%
14%
13%
18%
19%
14%
12.218
2009
12%
4%4% 5%
5% 5% 5%
5%
13.379
22%
16%
13%
12%
8%
6%
14%
12%
20%
13% 13%
2011
8%
21%
12%
13%
4%
2010
13.113
6% 6%
17%
12.905
8%
17%
-0,5%
+5,6%
+1,6%+2,0%
+2,8%
TCMA
2,7%
TCMA
2,1%
TCMA
2,1%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
9
Al igual que para la economía, se mantienen dos zonas claramente definidas; por un lado, los países de la OCDE que reducen
ligeramente o mantienen su demanda energética (excepto Estados Unidos) y, por otro, los países en vías de desarrollo en los
que la demanda de energía crece paralelamente a la economía.
En general, en casi todos los países el crecimiento de la demanda de energía ha sido inferior al del PIB, lo que implica
una mejora, aunque ligera, de la intensidad energética. En la Unión Europea, la evolución de la intensidad energética
ha sido ligeramente decreciente. China presentó crecimientos del PIB y de la demanda de energía primaria en órdenes
de magnitud muy similares (7,7% y 7,3%) mientras que en India la diferencia entre ambos indicadores fue mayor
(4,4% de crecimiento económico y 3,0% de demanda de energía primaria). Por su parte, Estados Unidos incrementó la
demanda de energía primaria en un 2,5%, mientras que su PIB creció algo por debajo, un 1,9%, lo que indica un ligero
empeoramiento de la intensidad energética.
En relación a la demanda de energía primaria por fuente de energía, las variaciones en el peso de cada fuente en 2013 han
sido pequeñas. Las energías fósiles siguen representando más del 80% de la demanda mundial de energía primaria, con
crecimiento del consumo en todas ellas, al igual que en 2012.
Figura 2.1.-c. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por fuente de energía (2000-2013)
1. Dato de 2012 obtenido en base al informe BP Statistical Review of World Energy June 20132. Dato de 2013 estimado a partir de los datos para 2013 disponibles para el petróleo y el gas natural, así como la demanda total proyectada en el apartado anterior. Datos estimados para nuclear, renovables y carbón Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe de años anteriores, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Key World Energy Statistics – 2011; Agencia Internacional de la Energía (AIE); Oil Market Report (OMR); Cedigaz; elaboración y análisis Fundación Repsol
5.000
10.000
15.000
0
Demanda mundial deenergía primaria (Mtep)
Petróleo
Carbón
Gas
Renovables
Nuclear
2013e2
13.752
31%
29%
21%
15%
4%
20121
13.379
31%
29%
21%
14%
5%
2011
13.113
32%
29%
21%
13%
5%
2010
12.905
32%
28%
21%
13%
6%
2009
12.218
33%
27%
21%
13%
6%
2008
12.280
33%
27%
21%
13%
6%
2007
12.121
34%
27%
21%
13%
6%
2000
10.082
36%
23%
21%
13%
7%
Evolución de la demanda mundial de energía primariapor fuente de energía (2000-2013) Tasas de crecimiento
TCMA('07 - '10)
Variación('12 - '13)
7,8%
-3,6%
1,3%
3,9%
3,5%
0,5%
2,7%
3,3%
0,5%1,4%
Más del 80% de la demanda de energía primaria se basó en combustibles fósiles
TCMA('10 -'13)
3,8%
0,7%
1,8%
5,5%
-5,6%
TCMA
TCMA
TCMA
2,7%
2,1%
2,1%
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El petróleo sigue siendo la fuente de energía más relevante, representando algo más del 30% del mix energético,
seguida por el carbón. No obstante, a pesar de que la demanda de petróleo viene aumentando desde el 2007, lo
hace con niveles de crecimiento inferiores a la demanda total. En consecuencia, su relevancia relativa continúa en
disminución progresiva, habiendo caído del 36% en el año 2000 al 31% actual. Otras fuentes de energía primaria, como
el carbón o las renovables, año tras año van afianzando su relevancia en el mix energético mundial.
El gas natural, por su parte, presentó una tasa de crecimiento media anual del 1,8% entre el 2010 y el 2013, por debajo
de la lograda por el carbón, que fue del 3,8%, en el mismo período. A pesar de la tendencia a la sustitución del carbón
por el gas la producción eléctrica en Estados Unidos, consecuencia de la reducción de precio que ha comportado el gas
no convencional, este efecto ha sido contrarrestado por el incremento del consumo de energía eléctrica de los países
emergentes que, por razones de disponibilidad y precio, han basado su generación en centrales de carbón. Esto ha
determinado el aumento del peso del carbón experimentado desde el 2000 hasta el 2011, cuando alcanza su máximo
peso dentro del mix mundial de demanda de energía, un 29% del total, cifra en la que se sigue manteniendo.
El crecimiento del carbón se ha mantenido (la variación entre el 2012 y el 2013 ha sido de 3,9%, prácticamente
igual que la media del período 2010-2013, situada en 3,8% anual), y se prevé que se vaya reduciendo ligeramente,
como resultado de dos tendencias principales: la apuesta de grandes países emergentes, como India y China, por la
diversificación de su mix de producción eléctrica, y la sustitución de demanda de carbón por la de gas natural, como
resultado del desarrollo del shale gas en EE.UU., debido a su disponibilidad y reducción de precio, cuya producción en
2013 en EE.UU. ascendió a más de 294 miles de millones de metros cúbicos de gas (bcm), lo que supuso más del en 39%
de gas de la producción del país.
En lo que respecta a las energías renovables, con más de un 7% de crecimiento, incrementaron ligeramente su peso en
el mix, pasando de un 13% en 2011 al 14% actual, aunque de manera no homogénea a nivel global, ya que continúan
contando con mayor penetración en las economías desarrolladas.
La energía de origen nuclear vio reducida su contribución a la demanda en un 3,6% en 2013 respecto al año anterior.
En conjunto, la evolución desde el 2010 al 2013 ha presentado una tasa de decrecimiento medio anual de 5,6%, muy
por debajo del crecimiento experimentado en el período 2007-2010, del 0,5%. Esta reducción está relacionada con el
accidente de la central nuclear de Fukushima, en marzo de 2011, que conllevó el cierre temporal de todas las centrales
nucleares de Japón y un estado de escepticismo sobre la seguridad de este tipo de centrales que se contagió al resto
de países. Durante el 2013, no obstante, se han observado las primeras muestras de recuperación con el anuncio de
la futura reactivación del programa nuclear japonés, así como la apuesta por esta fuente en los planes energéticos de
numerosos países. En este contexto, las proyecciones futuras vuelven a contemplar el crecimiento en el medio plazo de
las centrales nucleares, especialmente en los países emergentes con grandes crecimientos de la demanda energética e
interés en reducir su dependencia energética.
Las proyecciones a futuro de la demanda de energía primaria anticipan claras diferencias entre los países desarrollados
y los emergentes. La AIE prevé un estancamiento en la demanda de energía en los primeros, mientras que los países en
desarrollo incrementarán su demanda en tasas anuales medias por encima del 2% (2011-2030), niveles superiores a la
anterior previsión. Así, la AIE estima que el crecimiento en China a 2030 será mayor que el previsto hace un año (2,5%
vs. 2,2% en el informe anterior de la AIE), e igualmente en India (3,4% vs. 3,2%), África (1,8% vs. 1,5%) y América Latina
(2,3% vs. 1,9%).
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
11
Con respecto a las fuentes de energía, las proyecciones de la AIE prevén una continua reducción del peso del petróleo
dentro del mix energético global, que pasaría de un 31,4% en 2011, a 27,9% en 2030. Esta reducción tendrá lugar en la
utilización para la producción eléctrica, que será cubierta tanto por otros combustibles fósiles (el carbón y el gas) como
por las energías renovables. Según esta previsión, el carbón no sólo mantendrá su peso en el mix sino que lo aumentaría
paulatinamente, llegando a pasar de 28,9% a 29,3% en 2030. Por su parte, el gas natural también aumentaría su peso
en el mix total, pasando del 21,3% de 2011, al 23% para 2030. Las previsiones también son positivas para la energía
nuclear, que crecerá del 5,2% al 5,6% en 2020, y que a partir de ese momento, se mantendrá estable, manteniendo su
peso en el mix hasta 2030. Por último, el mayor crecimiento lo presentan las energías renovables, que crecerán más de
un punto porcentual en 20 años, y alcanzarán el 14,4% en 2030. Estos escenarios están recogidos en la Fig. 2.1-d.
Figura 2.1.-d. Escenario de la AIE de demanda futura de energía primaria mundial
Fuente: ‘World Energy Outlook 2013’; Agencia Internacional de la Energía (AIE); “Current policies scenario”; elaboración y análisis Fundación Repsol
Estos escenarios de demanda de energía primaria de la AIE recogen, pues, las grandes tendencias en materia de fuentes
de energía que ya se vienen intuyendo en los últimos años: el crecimiento de las energías renovables, del gas y de la
energía nuclear y el decrecimiento del petróleo.
5.000
0
2030 2020 2011
China (Mtep)
5.000
0
India (Mtep)
2030 2020 2011
5.000
0
Oriente Medio (Mtep)
2030 2020 2011
5.000
0
Rusia (Mtep)
2030 2020 2011
5.000
0
UE-27 (Mtep)
2030 2020 2011
5.000
0
América Latina (Mtep)
2030 2020 2011
5.000
0
EE.UU.(Mtep)
2030 2020 2011
Gas natural
Petróleo
Carbón
Nuclear
Renovables
0
5.000
2020 2011 2030
Proyección de la demanda de energía primaria mundial por tipo de energía % de demanda por fuente de energía
14,4%
5,6%
29,3%
22,8%
27,9%
13,9%
5,6%
29,2%
21,7%
29,6%
% ‘11 % ‘20 % ‘30
13,2%
5,2%
28,9%
21,3%
31,4%
Crecimiento <1% anual
Crecimiento >1% anual
África (Mtep)
0,1%0,9%
2,5%
1,8%
0,4%
3,4%2,5%2,3%
+74%
+103%+39%
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12
En resumen, la evolución de la demanda de energía durante 2013 reafirmó la existencia de dos dinámicas diferentes en
la evolución del crecimiento económico y la demanda energética a nivel global:
• La de los países en vías de desarrollo, con importantes cifras de crecimiento económico y con fuerte
aumento en la demanda de energía primaria.
• La de países desarrollados, con la excepción de EE.UU., con crecimientos en la demanda de energía
primaria inferiores al crecimiento económico.
2.2. Novedades regulatorias con impacto en Eficiencia Energética y emisiones de GEI
En 2013 se anunciaron nuevas iniciativas regulatorias cuyo objetivo era promover una mayor Eficiencia Energética
y reducir la emisión de gases de efecto invernadero. En este capítulo se revisarán tanto las de alcance internacional
(negociaciones para extender el protocolo de Kioto), como las más relevantes de alcance europeo.
El Protocolo de Kioto fue el primer acuerdo multilateral para combatir el cambio climático. Su objetivo era la reducción
a nivel mundial de las emisiones de GEI en al menos un 5% para 2012, respecto a los niveles de 1990. El Protocolo de
Kioto se adoptó en 1997, pero no entró en vigor hasta febrero de 2005, al cumplirse el nivel de ratificación requerido
para su entrada en vigor.
La adopción de medidas para el desarrollo del Protocolo de Kioto ha venido produciéndose en numerosas conferencias
internacionales, entre las que destacan la Conferencia de las Partes de Marrakech, en 2001, la conferencia de
Copenhague, de diciembre de 2009, o la Conferencia de Doha, en 2012.
A pesar de los numerosos intentos para la aplicación de estas medidas a nivel internacional, el proceso de acuerdos
multilaterales y su aplicación, iniciado en Kioto en 1997, no puede considerarse exitoso hasta el momento. Los
objetivos planteados en su momento no se han cumplido, el grado de adhesión a los mismos por parte de los
distintos países se ha ido reduciendo paulatinamente (con las muy significativas bajas de algunos de los países
mayores consumidores de energía y emisiones de GEI, como Rusia, Canadá o Japón), y los intentos de desarrollar
un nuevo marco de acuerdo, con mayor alcance temporal y geográfico, así como mayor ambición en la reducción
de las emisiones, se han visto frustrados.
El último y más reciente evento internacional al respecto ha tenido lugar en la cumbre de Varsovia, en noviembre de 2013, y
cuyo objetivo inicial era el de acercar posiciones para un acuerdo en 2015 que permita reducir las emisiones a nivel global.
Esta cumbre, con más de 190 países convocados, se concebía como un evento a modo de transición, que encaminase el
establecimiento de nuevos objetivos post-Kioto, previstos para la cumbre de Lima (Perú) en 2014. El objetivo más ambicioso
de la cumbre era avanzar en las negociaciones hacia un gran acuerdo multilateral vinculante para reducir la emisión de
gases de efecto invernadero, que se quiere tener listo en 2015, para comenzar a aplicarse a partir de 2020. Este nuevo pacto
mundial, debería garantizar la inclusión de China, EE.UU., India y Rusia, países que no ratificaron el protocolo anterior.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
13
Otro de los objetivos de la cumbre de Varsovia era examinar diferentes opciones para aportar capital privado de apoyo
financiero para que los países en desarrollo dispongan de medios para implementar medidas contra el cambio climático.
Los participantes alcanzaron un acuerdo relativamente modesto, que comprende:
• La redacción de una hoja de ruta, que queda plasmada en un documento con un calendario de trabajo
encaminado a sellar un acuerdo definitivo en un plazo de dos años, en la cumbre de París 2015. Los Estados
asistentes a la cumbre se comprometieron a realizar análisis internos para proponer su contribución
nacional a la solución global. Dichos proyectos nacionales de reducción de emisiones de GEI deberán
ser realizados durante el 2014, antes de la cumbre de Lima, y deberán contener los criterios regulatorios
a establecer en las legislaciones nacionales, con objetivos claros y cuantificados, de forma que se puedan
aprobarse por consenso en la cumbre de París, en 2015.
• La activación de las ayudas a los países más vulnerables: el mantenimiento de un fondo de financiación
a largo plazo de medidas contra el cambio climático, y un llamamiento a los países desarrollados para
contribuir a él a partir de 2020 con recursos tanto públicos como privados.
Estos acuerdos no cumplían las expectativas iniciales de la Unión Europea, pero sí contentaron a gran parte de los
países en vías de desarrollo, especialmente, a India y China.
En relación a la regulación sobre Eficiencia Energética y emisiones de gases de efecto invernadero en Europa, se ha
adoptado legislación vinculante en los últimos años:
• La Directiva 2009/28/CE, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.
• La Directiva 2010/31/UE, relativa a la Eficiencia Energética de los edificios.
• La reciente Directiva de Eficiencia Energética (2012/27/UE), de octubre 2012, que establece un nuevo
marco de medidas para el fomento de la Eficiencia Energética en los Estados miembros.
Esta última directiva se centra en la consecución de ahorro energético por incremento de la eficiencia, tanto en el
suministro como en el consumo de energía. Entre las medidas adoptadas destacan:
• La fijación de objetivos nacionales de demanda energética. Estos objetivos a nivel nacional vienen guiados por
el objetivo global de lograr un 20% de ahorro en términos de demanda de energía primaria o final para el global
de la Unión Europea en 2020, respecto a la proyección del consumo de energía estimada por PRIMES1 en el 2007.
• La creación de una estrategia de renovación de edificios residenciales y comerciales, con la intención
de mejorar la eficiencia del parque inmobiliario. Los organismos públicos deben adoptar una función
ejemplarizante en este sentido, y cumplir objetivos anuales de renovación de los edificios públicos.
• La introducción de obligaciones nacionales de Eficiencia Energética.
• La realización de auditorías energéticas para la identificación de oportunidades de ahorro energético. Las
grandes empresas deben realizar dichas auditorías periódicamente, y las PyMEs son incentivadas a hacerlo.
• El fomento del mercado de los servicios energéticos.
1 PRIMES: Modelo de la Unión Europea
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14
• La instalación de contadores inteligentes como medio de información y de control de consumo individual,
a fin de facilitar el ahorro energético de los consumidores finales.
• La promoción de la eficiencia mediante la cogeneración de alta eficiencia y los sistemas urbanos de
calefacción y refrigeración.
Para el cumplimiento de todas las medidas planteadas por la directiva, se proponen mecanismos de financiación
basados en contribuciones financieras y sanciones por incumplimiento.
En resumen, en el ámbito regulatorio se observan dos tendencias distintas en relación a la Eficiencia Energética y la
reducción de GEI:
• El fomento de la Eficiencia Energética es un objetivo común en muchos países y regiones, pero el interés
de muchos de ellos está vinculado más al interés de garantizar el suministro y la independencia energética,
que a una preocupación por el cambio climático, sobre todo, en economías en vías de desarrollo, con
niveles de crecimiento elevados.
• La reducción de gases de efecto invernadero, si bien admitida como deseable por todas las partes, no se concreta en
objetivos cuantificados y compartidos en el medio plazo, fuera de la Unión Europea. Esta parece ser la única parte
con un elevado interés, y que avanza hacia la puesta en marcha de objetivos cuantitativos y medidas concretas.
Hasta el momento, las medidas tomadas en otras regiones se basan en el apoyo a las renovables, con el
fin de reducir la dependencia de las fuentes de energía de origen fósil. Esta inclinación hacia la energía
renovable responde, por tanto, a políticas de garantía de suministro e independencia energética.
En términos generales, existen diferencias entre los países desarrollados y los países en vías de desarrollo en relación
al enfoque regulatorio. Estas diferencias son asumidas a nivel internacional desde hace años, y se mantienen en la
actualidad. Prevalece la visión de que los países desarrollados deben tener una obligación superior en la reducción de las
emisiones de efecto invernadero, mientras que los países en vías de desarrollo deben priorizar el desarrollo económico,
de acuerdo al principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas. Los comportamientos agregados de ambos
grupos de países, analizados en la primera sección de este capítulo, ratifican esta realidad.
2.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía
2.3.1. Orígenes y precios del petróleo
El consumo de petróleo confirmó durante el 2013 la recuperación de la tendencia de crecimiento alcanzando niveles
ligeramente inferiores a los anteriores a la recesión de 2008-2009. Concretamente, como se ha visto anteriormente,
la demanda de petróleo a nivel mundial experimentó entre el 2012 y el 2013 una tasa de crecimiento anual del 1,4%.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
15
Figura 2.3.1.-a. Evolución de la demanda mundial de petróleo (2000-2013)
Nota: Los datos 2000-2011 varían ligeramente respecto a los publicados en el informe del año 2013, debido a actualizaciones en los datos proporcionados por la AIENota 2: Se incluye solamente el petróleo procedente de las refinerías y los bunkers marinosFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE): demanda mundial total del key world energy statistics, crecimientos 2012-2013 y porcentajes OCDE vs. No - OCDE: OMR (Oil Market Report); elaboración y análisis Fundación Repsol
La recuperación del consumo de petróleo se debió fundamentalmente al crecimiento en los países emergentes (los
países no pertenecientes a la OCDE incrementaron su demanda en un 2,9%, frente al 0,1% en los países de la OCDE).
Niveles de crecimiento en torno al 3% se han producido desde 2000, y se fundamentan en la evolución positiva de las
economías de los países en vías de desarrollo, en los que el consumo ni siquiera se contrajo en el periodo 2007-2009.
En 2013 las tasas de crecimiento del consumo de petróleo en estos países se mantienen en los niveles que han venido
experimentando en 2012.
Se espera que este comportamiento de ambos bloques de países se mantenga en el futuro. La Agencia Internacional
de la Energía estima un crecimiento medio anual de la demanda de petróleo en China e India entre 2010 y 2020 del
3,9% y 2,6% respectivamente, al contrario de la Unión Europea y los Estados Unidos, donde se estiman reducciones de
consumo anuales medias del 1,4% y 0,7% respectivamente.
En lo que se refiere al nivel de precios, el petróleo se mantuvo en 2013 en niveles muy similares a los observados en
2011 y 2012, con variaciones muy poco significativas en los precios medios de los índices de referencia. El precio medio
del Brent en 2013 fue de 108,6 $/barril, y el del West Texas Intermediate (WTI) de 97,9 $/barril.
5.000
4.000
2.000
0
3.000
1.000
2011
4.141
2.167
1.974
2010
4.151
2.211
1.940
2009
4.014
2.141
1.873 2.102
4.075
2.243
1.833
2007
Demanda mundial de petróleo (Mtep)
OCDE
No-OCDE
2013
4.241
2.139
2012
4.182 4.086
2.326
1.760
2000 2008
2.292
1.369
2.139
2.043
3.661
TCMA
TCMA
TCMA
Tasas de crecimiento
Variación(’12-’13)
TCMA(’07-’10)
TCMA(’10-’13)
1,6%
0,7%
0,5%
2,9%
0,1%
3,3%
-1,7%
2,7%
-1,1%
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16
Figura 2.3.1.-b. Precios del petróleo en dólares por barril (2002-2013)
Fuente: Energy Information Administration (EIA); elaboración y análisis Fundación Repsol
La evolución de los precios del petróleo de los últimos años presenta tres fases diferenciadas. A partir del máximo
histórico de precios en 2008, la crisis económica de finales de ese mismo año provocó una reducción en el precio de casi
el 80%. Posteriormente, la tendencia de los precios en 2009, 2010 y 2011 fue al alza, experimentando un incremento
del 70% que los llevó a niveles en torno a los 100-110$/barril (Brent). Las principales causas de la subida pronunciada
del precio del petróleo en esos tres años fueron el aumento de la demanda y la necesidad, para satisfacerla, de
iniciar la producción en formaciones más complejas, como los petróleos no convencionales, o en zonas de más difícil
accesibilidad, como aguas profundas, cuyos costes de producción son superiores a los convencionales. No obstante, la
reducción del consumo de productos petrolíferos en la producción de electricidad, por mayor utilización de gas natural
y carbón, ha permitido el mantenimiento de los precios en niveles similares desde 2011.
Por otra parte, durante el 2013 se ha reducido el diferencial de precios de las dos principales referencias de precios del
crudo (Brent y WTI) respecto a las mantenidas en 2012. Históricamente, los precios de los crudos de referencia Brent y WTI
han sido similares. Sin embargo, a partir de finales de 2010 se empezaron a observar desajustes entre ambas referencias.
La causa de las discrepancias, que se acentuaron durante el 2012 (el Brent fue de media un 20% superior al WTI en 2012),
fue, como ya se mencionó en la edición de este informe de 2013, el exceso de crudo en el hub de Cushing (Oklahoma),
punto de referencia para el WTI, por la carencia de infraestructura para su envío a la costa del Golfo de México. Estos
condicionantes logísticos se redujeron parcialmente en 2013, dando lugar al acercamiento de precios ya mencionado.
Evolución del precio medio del barril (2002-2013)-
2010
28% -38% 38% 10% 17% 36% 34% 19% 19%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2011
29% -36% 34% 11% 19% 43% 33% 16% Tasa de crecimiento anual (%) 42%
WTI
2013
Tasa de crecimiento anual (%)
0,3%
-1%
Precio medio ($/bbl)
Precio medio ($/bbl)
99,7 72,3 66,1 56,6 41,5 31,1 26,2 62,0 79,5 94,9 97,9 94,1
2012
4%
-2,7%
61,7 96,9 72,4 65,2 54,6 38,3 28,9 25,0 79,6 111,3 111,6 108,6
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Precio del petróleo WTI y Brent ($/barril)
100
WTI
Brent
Precio máximo WTI : 145,16 $/barril
(14 de julio de 2008)
WTI
Brent
70%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
17
Los principales flujos comerciales del petróleo en 2012 muestran que la mayoría de los países exportadores (Oriente
Medio, Rusia, Sudamérica y África) pertenecen al grupo de los países en vías de desarrollo, que se espera que incrementen
su consumo en el futuro). Sin embargo, de las principales regiones importadoras de petróleo, Estados Unidos reduce su
dependencia exterior, Europa la incrementa, aunque ligeramente, y el Este y Sudeste asiático la incrementan también.
Figura 2.3.1.-c. Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012
Nota: Crudo y productos petrolíferos incluidosFuente: BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol
2.3.2. Orígenes y precios de gas natural
La demanda mundial de gas creció un 1,3% en 2013, ligeramente por debajo del crecimiento del año anterior, situado
en el 2,8%. Tras la contracción de la demanda generada por la crisis de 2009, la demanda mundial de gas natural se ha
recuperado. En concreto, entre el 2009 y el 2010, creció un 7,5%. Posteriormente, del 2010 y al 2013, ha crecido en un 1,9%
medio anual, una tasa significativa, aunque menor a la experimentada del 2000 al 2010, que fue de un 2,8% anual medio.
146,5
23,7
51,4
44,8
98,3
26,7
28,8
31,5
51,6
27,3
42,9
20,9
16,8
78,3
22,8
21,1 123,1 108,0
144,4
112,2
176,1
55,4
218,0
49,5
34,5
18,4
28,4
26,8
59,7
286,5
26,4
Mt
EE.UU.
Canadá
México
Sur y Centroamérica
Europa y Eurasia
Oriente Medio
África
Asia Pací�co
22,7
65,5
Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012
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18
El gas natural ha presentado, por tanto, un comportamiento similar al del petróleo en términos de crecimiento. A este
crecimiento han contribuido, además de las propias ventajas del gas como combustible para la generación eléctrica
(mayor eficiencia, menores emisiones contaminantes y de GEI), el desarrollo de las infraestructuras de transporte y
almacenamiento. Por otro lado, el desarrollo de la producción de gas no convencional en Estados Unidos ha permitido
reducir los precios del gas natural y desacoplarlos del precio del petróleo, lo que, junto con sus ventajas de rendimiento,
ha impulsado la reducción del uso del carbón en la generación eléctrica. Al incremento de la demanda de gas natural
han contribuido igualmente las dudas planteadas sobre la energía nuclear a partir del accidente de Fukushima.
Figura 2.3.2.-a. Evolución de la demanda mundial de gas natural (2000-2013)
1. Dato provisionalFuente: Cedigaz; elaboración y análisis Fundación Repsol
La Agencia Internacional de la Energía prevé un crecimiento futuro de la demanda de gas tanto en los países
desarrollados como en aquellas en vías de desarrollo. No obstante, el contraste entre ambos es significativo: mientras
estima un crecimiento medio anual del 10% en China hasta 2020 (respecto a 2010) y del 3,8% en India, sólo anticipa un
escaso 0,03% en la Unión Europea y un 0,7% en EE.UU.
En los últimos años, el crecimiento de la demanda de gas natural en países en vías de desarrollo, como China o India,
ha estado significativamente por encima de los niveles medios de crecimiento de los países de la OCDE. Esta diferencia
no sólo se ha mantenido, sino que se ha intensificado durante el 2013.
4.000
0
1.000
2.000
3.000
3.053
1.440
1.613
2000 2007 2008 2009 2010 20122011 20131
3.015
1.427
1.588
2.932
1.403
2.895
1.395
1.529 No-OCDE
OCDE
Tasas de crecimiento
Variación(’12-’13)
1,6%
0,9%
TCMA(’10-’13)
TCMA(’07-’10)
2,5% 3,7%
1,1% 1,9%
1.499
2.693
1.330
1.363
2.765
1.356
1.409
2.662
1.319
1.343
1.227
971
Demanda mundial de gas natural (Mtep)
2.198
+2,8%
+2,8%
+1,8%
+3,9%+7,5%
-2,6%
+1,3% +2,8%
TCMA
TCMA
TCMA
+1,3%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
19
El precio del gas en los últimos años había seguido una tendencia similar al petróleo. La contracción de la demanda
en 2009 afectó de manera directa tanto al Henry Hub (HH, indicador de precios en Estados Unidos) como al National
Balancing Point (NBP, indicador de precios en Reino Unido) que experimentaron reducciones de precio de hasta un 55%.
A partir del 2009, no obstante, ambos indicadores, que hasta entonces habían evolucionado siguiendo comportamientos
similares, comenzaron a divergir significativamente, tendencia que han mantenido hasta la fecha. El Henry Hub ha
mantenido durante los cuatro últimos años el rango de precios bajos en los que se situó tras la citada caída, debido
al incremento de la producción de gas no convencional en Estados Unidos, principalmente gas de esquisto o “shale
gas”. Sin embargo, el National Balancing Point inició una tendencia de recuperación de precios hasta alcanzar niveles
similares a los máximos del 2005 y 2008, al no disponer el Reino Unido de una producción de gas no convencional
comparable. Durante el 2013, el precio medio del gas en el Henry Hub fue de 3,7 $/MBtu, mientras que en el National
Balancing Point fue de 10,6 $/MBtu, casi el triple del índice de precios norteamericano.
Figura 2.3.2.-b. Evolución del precio de gas natural en $/MBtu (2000-2013)
1. Henry Hub 2. National Balancing PointFuente: Argus; Energy Information Administration (EIA); elaboración y análisis Fundación Repsol
En relación a los flujos comerciales de gas, el transporte internacional a través de gasoductos, que implica mayores
volúmenes transportados pero distancias relativamente menores, fue usado principalmente para la exportación de
la producción rusa y del norte de África hacia Europa, y para el transporte en América del Norte. Por otra parte, el
transporte de gas por vía marítima, en estado líquido (GNL), permitió la exportación desde los países de Oriente Medio,
el Sureste asiático, Australia, África y Sudamérica a mercados importadores como Europa, Japón y Corea del Sur.
5
0
10
15
20
Evolución histórica del precio del gas natural ($/MBtu)
Precio medio anual HH1
($/MBtu)
Precio medio anual NBP2
($/MBtu)2,4 3,3 4,5 7,3 7,6 6,0 10,7 4,8 6,6 9,1 9,5 10,6
2005 2006 2007 20092008 2010 2011 2012 20132002 2003 2004
Henry Hub (MBtu)
NBP (MBtu)
3,4 5,5 5,9 8,7 6,7 7,0 8,9 3,9 4,4 4,0 2,8 3,7
+307%
obse
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20
Destaca, en comparación con los flujos del año 2011, la reducción de las importaciones de gas a Estados Unidos,
resultado del desarrollo del shale gas en este país.
Figura 2.3.2.-c. Principales rutas de comercio internacional de gas natural en 2012
Fuente: BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol
2.3.3. Orígenes y precios del carbón
La demanda mundial de carbón alcanzó tasas de crecimiento medio del 3,7% anual en el periodo 2010-2013. Este crecimiento
de la demanda es superior al que se produjo de 2007 a 2010 (2,7%), pero no alcanza los niveles de crecimiento del período
anterior a la crisis (un 4,6% medio anual). El carbón, además de ser el único combustible fósil cuya demanda a nivel mundial
no decreció durante el periodo de crisis 2007-2009, experimentó posteriormente un aumento del crecimiento del consumo.
No obstante, el crecimiento experimentado en los dos últimos años, es inferior al 7% del 2010 y al casi 5% del 2011.
EE.UU.
Canadá
México
Sur y Centroamérica
Europa y Eurasia
Oriente Medio
África
Asia Pací�co
83,8
17,6
27,5
10,1
105,5
39,3
24,5
10,4 9,021,3
56,0
20,9
8,5
7,9
10,9
17,3
16,7
4,6
12,2
29,8
11,6
3,7
2,6
7,9
23,4
34,6
11,3
6,5
26,3
4,8 21,6
6,4
16,9
Gaseoducto (bcm)
GNL (bcm)
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
21
Figura 2.3.3.-a. Evolución de la demanda mundial de carbón (2000-2013)
Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2012, por las correcciones en la base de datos del BP Statistical Review 2013 con respecto al BP Stadistical Review 2012Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol
Este crecimiento de la demanda de carbón se debe al fuerte incremento del consumo en los países en vías de desarrollo,
donde la variación en el consumo de esta fuente de energía lleva creciendo ininterrumpidamente desde el 2007, con
ritmos de entre un 5 y un 7%. Por otro lado, los países de la OCDE disminuyeron significativamente su consumo, con
caídas entre un 2 y un 3% anual entre el 2009 y el 2012, fase de estancamiento de la demanda de carbón, seguida de una
variación del -3,9% entre el 2011 y el 2012, primeros efectos del fracking y del auge del gas no convencional en los EE.UU.
Este diferente comportamiento en los países de la OCDE del resto, se debe a sus distintos niveles de crecimiento
económico, ya que el carbón es una fuente de energía accesible y barata y la principal fuente utilizada para la producción
eléctrica, hechos que incentivan a países con fuerte crecimiento del consumo de electricidad, como India y China, a
aumentar el consumo de carbón para poder cubrir la demanda de esta energía. Concretamente, el peso del carbón en
China e India supone en torno al 60% y 45% del total de energía primaria respectivamente, en contraste con el 21% de
Estados Unidos y el 15% de la Unión Europea.
1.000
4.000
3.000
2.000
0
2011
1.996
2000
1.133
1.210
2013
3.256
2008
2.078
2007
3.200
1.204 1.178
2.347
2009
3.629
1.096
2.533
2010
3.239
1.117 1.056
2.183
3.874
2.342
2012
3.730
1.053
2.677
3.464
Demanda mundial de carbón (Mtep)
Variación(’11-’12)
Variación(’07-’10)
TCMA(’10-’12)
-3,9% -2,5% -2,9%
5,7% 5,5% 6,8%
4,6%
2,7%
3,8%TCMA
TCMA
TCMA
+4,8%
-0,5%
+2,8%+3,9%
+7,0%
No-OCDE OCDE Total
obse
rvat
orio
de
ener
gía
22
A futuro, la Agencia Internacional de la Energía prevé la continuación de las tendencias observadas en los últimos
años. La AIE estima tasas negativas de crecimiento medio anual del 0,5% y el 1,2% para los Estados Unidos y la Unión
Europea respectivamente (entre 2010 y 2020), y tasas de crecimiento medio anual del 2,1% y 4,5% para China e India
respectivamente, en el mismo período.
Durante el 2013, los precios del carbón en el mercado internacional han continuado evolucionando a la baja, aunque con ritmos
de descenso menores que los experimentados en 2011 y 2012. En concreto, el índice McCloskey2 cayó un 11% en 2013.
Igual que el resto de los combustibles fósiles, el carbón experimentó una fuerte caída de precios en la segunda mitad de
2008 y principios de 2009. Posteriormente, el precio se fue recuperando por el crecimiento de la demanda procedente
de los países no-OCDE, aunque no consiguió volver a alcanzar los niveles previos a la caída.
La reducción de precios del periodo 2011-2013 puede explicarse por el aumento de los stocks causado por una
desaceleración del crecimiento de la economía mundial. La presión para la exportación de los países productores se
incrementó notablemente causando presión sobre los precios a la baja.
Figura 2.3.3.-b. Evolución de los precios del carbón (2003-2014)
Fuente: Bloomberg-McCloskey precio spot; elaboración y análisis Fundación Repsol
2 El índice McCloskey es el promedio de los precios diarios del carbón en los mercados europeo (Rotterdam), de Sudáfrica y de Australia
Evolución de los precios del carbón ($/t)
200
0
50
100
150
2003 201220112010200920082007200620052004 2013 2014
26,3 53,9 47,7 48,9 66,9 129,0 71,7 99,0 120,5 94,3 83,9 80,1
105 -12 3 37 93 -44 38 22 -22 -11 -5
Precio medio anual ($/t)
Tasa de crecimiento anual (%)
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
23
En 2012, el mercado de importaciones/exportaciones de carbón no presentó cambios relevantes respecto a años
anteriores. Los principales países exportadores fueron, en orden de mayor a menor, Australia, Colombia, EE.UU. e
Indonesia, con India y China como principales importadores. Destacó únicamente el incremento de la exportación de
carbón desde Estados Unidos, consecuencia del retroceso de este tipo de energía en la generación eléctrica de ese país.
Las exportaciones de carbón de Estados Unidos a Europa, por ejemplo, se incrementaron de 39 millones de toneladas
en 2011 a 51 millones de toneladas en 2012.
Figura 2.3.3.-c. Principales rutas de comercio internacional de carbón 2012
Nota: Sólo se incluyen las rutas principalesFuente: Coal information Report 2013, Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Mt
EE.UU.
Canadá
México
Sur y Centroamérica
Europa y Eurasia
Oriente Medio
África
Asia Pací�co
51
51
8
8
7
18
17
10
161
7
4
8
35115
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24
2.3.4. Energía renovable
La contribución de las energías renovables a la demanda de energía primaria ha aumentado de forma continuada desde el
año 2000, alcanzando el 15% de la demanda de energía primaria en 2013, como resultado del aumento de la demanda de
nuevas renovables en la generación eléctrica. La Agencia Internacional de la Energía estima que la contribución de la energía
renovable a la demanda de energía primaria aumentará hasta el 2035, basada fundamentalmente en el crecimiento de la
generación eléctrica por las nuevas renovables y, en menor proporción, por el aumento del uso de biocombustibles.
La producción de electricidad de origen renovable, en particular la producida por las nuevas fuentes renovables, ha
crecido igualmente de manera sostenida desde el año 2000, con una tasa media anual del 4,3% y continuará haciéndolo
en los próximos años, pasando a representar más del 25% de toda la energía primaria renovable en 2020. La causa
principal de esta expansión se encuentra entre las políticas para la mitigación del cambio climático, que se focalizan en
apoyo a las energías renovables.
Dentro de la producción de electricidad de origen renovable, la energía hidráulica es la gran predominante con un
77% del total mundial de la energía eléctrica renovable en 2012, seguida de la eólica (11%) y la procedente de biomasa
(6%); los residuos, la geotérmica y la solar supusieron el 6% restante. La hidráulica y eólica fueron las energías de mayor
contribución, en términos absolutos, al crecimiento de la producción eléctrica renovable en 2012.
De los datos de crecimiento experimentados por cada una de las fuentes renovables se deduce que el mix de fuentes
renovables continuará cambiando, disminuyendo el peso relativo de la hidráulica (con crecimientos del orden de un
5% durante los años 2011-2012), en favor, de las nuevas renovables: solar, con un crecimiento superior al 50% en este
período, y eólica con crecimientos anuales del orden del 15-20%.
Este comportamiento se debe a las dificultades asociadas al desarrollo de nuevos proyectos de generación hidráulica,
en comparación a los eólicos o solares. En los países desarrollados, el potencial de nueva capacidad es limitado, mientras
que en los países en vías de desarrollo existen potenciales proyectos de desarrollo hidráulico que podrían aportar una
alta contribución, pero su ritmo de implantación es lento.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
25
Figura 2.3.4.-a. Generación eléctrica mundial de origen renovable por tipo de fuente (2000-2012)
1. Incluye biogás, gases de vertedero y energías del mar2. Dato 2012 estimado a partir de la variación interanual de los datos publicados en el informe BP Statistical Review of World Energy 2013Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta ligeras diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
La energía eólica está siendo una de las apuestas principales para el desarrollo de generación renovable. Un claro
ejemplo es China, líder mundial en nueva potencia eólica instalada desde 2011, cuyo objetivo es llegar a los 100 GW
de potencia instalada en 2015. Adicionalmente, en los países que iniciaron el desarrollo eólico hace unos años y que
tienen ya ocupado parte de su potencial eólico terrestre, como Alemania o Dinamarca, se están produciendo progresos
en el desarrollo de parques eólicos marinos.
A nivel regional, según Global Wind Energy Council, Europa fue en 2013 el continente con mayor capacidad eólica
instalada, alcanzando los 122 GW, con un aumento del 10,7% respecto al año anterior. La región Asia-Pacífico,
con prácticamente 120 GW instalados y un 18,5% de aumento respecto al año anterior, ocupó el segundo lugar.
Norteamérica, con 70 GW, y un 5% de aumento respecto al 2012 se encuentra en tercer lugar, muy por encima de
Latinoamérica que, a pesar del alto crecimiento habido en los últimos años, se encuentra muy lejana en capacidad
eólica instalada (4,7 GW).
En lo que se refiere a la energía solar, aunque se hayan logrado grandes avances en los últimos años en la reducción
de costes de la tecnología, su crecimiento depende todavía de las políticas de apoyo de los distintos países. En este
contexto, en los últimos años se ha observado un importante crecimiento de la energía solar fotovoltaica en la Unión
Europea y en otras economías como China, Canadá o India.
Variación
‘11-’12
2.000
1.000
0
5.000
4.000
3.000
2009
3.976
2008
3.832
2007
3.638
2000
2.919
Producción eléctrica (TWh) Incremento de la producción eléctrica renovableentre 2011 y 2012 (TWh)
Hidráulica
ResiduosGeotérmica
Solar
Otras1
20122
4.814
77%
11%
6%
2011
4.491
2010
4.292
Eólica
Biomasa
4.600
0
4.900
4.700
4.800
Eólica Solar 2011 2012
4.814
4.491
Otros
42
37
164
80
Hidráulica
Producción mundial de energía eléctricade origen renovable (2000-2012)
Incremento 2011-2012 de la producciónde energía eléctrica renovable
+24%+5%
+4%+7%
+4%+7%
4,3%
15%58%
6%
9%
18%
5%
TCMA
15%
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26
2.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)
2.4.1. Evolución de la intensidad energética
La intensidad energética (IE) representa una valoración del “consumo energético que requiere en media cada unidad de
actividad económica en el país”. Se calcula como el cociente entre la demanda de energía primaria y el producto interior
bruto. En consecuencia, las mejoras de la Eficiencia Energética conllevan una reducción de la intensidad energética.
No obstante, no todas las reducciones de la intensidad energética pueden atribuirse a una mejora de la Eficiencia
Energética en un sentido estricto, ya que estas reducciones pueden deberse también a cambios en la estructura de
la actividad económica (mayor actividad en sectores menos intensos energéticamente) y no solo a una mejora de la
intensidad energética de la misma estructura sectorial y económica.
La intensidad energética a nivel global disminuyó un 0,2% en 2013 en relación a los niveles de 2012. La reducción de la
intensidad energética fue de menor relevancia que la observada en 2011-2012, con un -1,4% de variación anual.
No obstante, el comportamiento de la intensidad energética fue distinto en las diferentes regiones y países,
produciéndose mayores reducciones en los países desarrollados, principalmente en la UE, mientras que las mejoras
en los países en vías de desarrollo fueron menores. Esta diferenciación es consistente con los distintos grados de
crecimiento económico, crecimiento de la demanda de energía primaria, enfoque regulatorio y mix de fuentes de
energía observados en ambos tipos de países. Los países desarrollados (con la excepción de EE.UU.) con menor
crecimiento económico, mantuvieron o redujeron su demanda de energía primaria y tendieron a la sustitución del
carbón por el gas y las fuentes de energía renovables. Los países en vías de desarrollo, por el contrario, incrementaron
su demanda de energía primaria casi en paralelo al nivel de crecimiento económico.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
27
Figura 2.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento
de la energía y del PIB (índice 1990=100)
1. Dato de energía primaria 2012 y 2013, estimadosFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); Fondo Monetario Internacional (FMI); BP Statistical Review of World Energy 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol
En la tendencia acumulada desde 1990, la intensidad energética se ha reducido casi en un 30%. En el gráfico anterior
podemos observar cómo el crecimiento acumulado de la economía mundial ha sido significativamente superior a la
demanda de energía primaria.
2008 2006 2004 2002 2000 1998
100
50
20121 2010 1996 1994 1992 1990
250
200
150
100
Índice 1990 = 100
Evolución histórica de la intensidad energética primaria en el mundo y su relación con el crecimiento de la energíay del PIB (índice 1990=100)
PIB Consumo energía Intensidad energética
Variación2012/2013
-0,2%
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de
ener
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28
2.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero
Las emisiones de dióxido de carbono se incrementaron en un 2,1% en 2012 respecto a los niveles de 2011, y alcanzaron un
total de 32 Gt de CO2. Su incremento fue menor al que se produjo el año 2011 respecto al 2010 (2,7%), y estuvo alineado
con el crecimiento total de la demanda de energía primaria, manteniendo la proporción entre la demanda de energía y la
emisión de gases. Esto indica que las variaciones en el mix de fuentes de energía se compensaron en cuanto a emisiones
de efecto invernadero (el crecimiento del carbón fue neutralizando los incrementos de las renovables o el gas natural).
No obstante, las diferentes regiones presentan comportamientos muy diferenciados en cuanto a tasas de crecimiento.
Por un lado, las regiones más desarrolladas mantienen su tendencia a reducir las emisiones de CO2, principalmente
Estados Unidos, que presentó la tasa de crecimiento anual más reducida, con un decrecimiento del 3,6% respecto al
año anterior, y la Unión Europea, donde la reducción fue del 1,6%. Ambos decrecimientos superaron a la media del
período 2009-2012, por lo que indican una mayor tendencia hacia la concienciación sobre la necesidad de reducir
las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, este decrecimiento ha visto anulado su efecto a nivel
global, debido al fortísimo crecimiento de India y China, que presentaron incrementos anuales de emisiones del 7,2
y 6,3% respectivamente. Estas diferencias se justifican por el distinto mix energético que presentaron los países en
vías de desarrollo. Como se vio en la sección anterior, el consumo de carbón, una de las fuentes de energía con mayor
contribución a las emisiones de gases de efecto invernadero, fue mucho más importante en las economías emergentes,
y también creció más en Europa que en Estados Unidos (lo que explica la mayor reducción de la emisiones en Estados
Unidos respecto a Europa).
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
29
Figura 2.4.2.-a. Evolución de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (2000-2012)
1. Incluye países de la antigua URSS2. Dato 2012 estimado a partir del informe BP Statistical Review of World Energy 2013Nota: emisiones totales de la combustión de combustibles fósilesNota 2: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Al igual que sucede con la demanda de energía primaria y con la intensidad energética, los países desarrollados lograron
mantener el crecimiento de las emisiones de GEI en niveles inferiores al crecimiento del PIB. Por el contrario, los países en
vías de desarrollo experimentaron un crecimiento de las emisiones muy parecido a su nivel de crecimiento económico.
Observando un periodo temporal más amplio, la evolución de las emisiones de GEI en 2012, confirmó la tendencia
al crecimiento de las mismas que se ha venido experimentando en la última década. Hemos constatado incluso una
aceleración del crecimiento de las emisiones tras la crisis de 2008-2009. El ritmo de crecimiento anual en el periodo
2000-2007 fue del 3,1%, y durante el inicio de la crisis (2007-2009) hubo una contracción, reflejada en un crecimiento
negativo del -0,1%, mientras que en el periodo 2009-2012 la variación media anual fue del 3,8%. Esta reducción
observada en el periodo 2007-2009 fue reflejo de una contracción de la demanda global de energía como consecuencia
de la crisis. Esta tendencia confirma desafortunadamente el fracaso de los esfuerzos multilaterales llevados a cabo
hasta el momento para la reducción de las emisiones de GEI a nivel mundial.
35
30
25
20
15
10
5
0
20122
32
24
14%
24%
13%
16%
8% 4%
3% 4%
14% 3%
5%
13%
2008
29
22%
19%
13%
13%
7% 5%
3% 5%
11%
7%
6% 3%
5%
13%
2010
31
24%
13%
2007
29
22%
20%
13%
13%
7% 5%
3% 4%
13%
2000
18%
13%
12%
13%
Emisiones mundiales (Gt CO2)
7%
6% 3%
5%
13%
2009
29
24%
18%
13%
12%
7% 6%
27%
16%
13%
11%
7%
6% 3% 5%
13%
2011
31
26%
17%
Otros1 0,1%
4,7%4,3%7,2%2,4%
-1,6%
2,8%
-3,6%
6,3%
2,1%
-2,8%
5,8%2,0%
10,0%-0,1%
-4,8%
-1,2%
-5,1%
3,7%
-0,5%
3,5%
4,2%2,9%4,5%3,1%
-0,7%
3,8%
-0,6%
7,5%
3,4%
Oriente MedioÁfricaIndiaResto América
Unión Europea
Resto Asia Pací�co
Estados Unidos
China
Media Mundial
Variación(’11-’12)
Variación(’07-’09)
Variación(’09-’12)
3,1%
TCMA
-0,1%
TCMA3,8%
TCMA
2,7% 2,1%5,3%2% -2%
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30
2.5. Comparación de precios de las principales fuentes de energía
Esta sección ofrece un análisis de los mecanismos de formación de los precios de las principales fuentes de energía
en tres mercados relevantes: Estados Unidos, Japón y Europa. En este apartado se estudian las principales diferencias
entre los mercados energéticos de cada zona geográfica y las implicaciones en los precios para el consumidor final.
Las fuentes de energía consideradas son las que se han venido analizando con mayor detalle en este Informe: los
productos petrolíferos, el gas natural, el carbón y la electricidad. En concreto, en el grupo de los productos petrolíferos
se ha analizado el precio de la gasolina sin plomo y el del gasóleo (de tipo A). En el caso del gas natural también se
diferencia entre gas para uso industrial (mayorista) y gas para uso residencial (minorista). En el caso del carbón sólo
se considera el combustible empleado para la generación eléctrica. Por último, los precios de la electricidad también
mantienen la distinción entre uso industrial y residencial.
El mecanismo de formación de precios es común en todas las fuentes de energía consideradas, excepto en el caso de la
electricidad. Se parte del valor de la cotización internacional de la fuente de energía primaria y se añaden los costes, márgenes
y tasas asociados a los procesos intermedios hasta la venta del producto al consumidor final en cada geografía. Así, el
mecanismo de formación de precios para el consumidor final en cada producto consta generalmente de las siguientes etapas:
• En primer lugar, la cotización internacional de la fuente de energía primaria (crudo, gas natural o carbón), que
representa el equilibrio entre la oferta y la demanda a nivel mundial (crudo) o regional (gas natural o carbón),
cuando la energía en cuestión tiene dificultades para uniformizar las alternativas de transporte a nivel global.
Esto conlleva que los mercados regionales sean de mayor relevancia para algunas fuentes y existan más de
una cotización de referencia, por lo que no es posible establecer un precio medio a nivel mundial.
• Los costes de aprovisionamiento de un país en concreto para cada fuente de energía están relacionados
con la cotización internacional de la misma, a la que habría que sumar eventuales costes de transporte y
restar, si aplican, descuentos por compras de volumen a largo plazo (ya que las cotizaciones internacionales
representan generalmente mercados spot a corto plazo, mientras que los aprovisionamientos de los
países se realizan generalmente en base a contratos a largo plazo).
• Al coste de aprovisionamiento de un país deben sumársele varios conceptos para obtener el precio de
venta antes de impuestos para el consumidor final:
– Los costes de transformación, para convertir la fuente de energía primaria, en un producto
energético listo para el consumo final.
– Los costes de distribución y transporte, para hacer llegar el producto final al consumidor.
– Los costes de comercialización del producto final.
• A partir de este precio de venta antes de impuestos deben sumarse los impuestos para obtener el precio
de venta final al consumidor. Estos impuestos suelen componerse de tasas específicas para cada fuente
de energía y el IVA.
Los análisis que ofrecemos a continuación se basan en los datos publicados disponibles más recientes, medias de enero
a septiembre del año 2013, comparándolos con los precios que aparecían en la anterior publicación de este informe, y
que se correspondían con la media anual del 2011.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
31
2.5.1. Formación de los precios de los principales productos petrolíferos
La base de referencia de precios para los productos petrolíferos que se tratan en esta sección es el precio del crudo,
de ámbito mundial. La cotización del precio del crudo se asocia históricamente a los índices Brent y WTI (West Texas
Intermediate), referencias de los mercados europeo y norteamericano, respectivamente. Adicionalmente, para el análisis
de las estructura de precios de los productos petrolíferos en Japón se ha considerado el Japan Crude Cocktail (JCC).
Partiendo de los valores de estas cotizaciones internacionales, prácticamente homogéneos entre sí (WTI de 0,44 €/litro para
Estados Unidos, JCC de 0,49 €/litro para Japón y Brent de 0,49 €/litro para Europa), se observa que las discrepancias ente los
precios de la gasolina sin plomo 95 para el consumidor final se origina principalmente en la carga impositiva de los distintos
países. En efecto, los precios antes de impuestos, que incluyen los costes de transformación, distribución y comercialización,
además del coste de aprovisionamiento de la materia prima, son de niveles muy similares en todos los países analizados.
Figura 2.5.1.-a. Comparación de precios de la Gasolina sin plomo 95 en 2011 y en 2013
entre Estados Unidos, Japón y UE-27
1. Precio de gasolina sin plomo regular 95 2. Precio de gasolina sin plomo, E95, Euro95 o Super 95 3. Incremento calculado como la diferencia entre el precio final (incluyendo impuestos) y un indicador que en función del país es: WTI para EE.UU., JCC para Japón y Brent para EuropaNota: El decrecimiento del precio en €/l en el caso de Japón es debido a variaciones en el tipo de cambio euro/yen. La evolución del precio en yenes se corresponde con 145 yen/litro en 2011 y de 155 yen/litro en 2013. La aparente disminución del porcentaje de impuestos en Japón es debida a que el tipo impositivo se compone de un variable y de un fijo, que gana peso al ser más reducido el precio antes de impuestosFuente: Energy Prices and Taxes AIE, Bloomberg, Oil Bulletin; elaboración y análisis Fundación Repsol
Las diferencias en los precios finales que asumen los consumidores se deben en gran medida al tipo impositivo aplicado en cada
país. En primer lugar, Estados Unidos presenta la carga impositiva más reducida, un 14% del precio final después de impuestos.
Precios de la gasolina sin plomo 95 en 2011 Precios de la gasolina sin plomo 95 en 2013 (media Q1 a Q3)
€/litro €/litro
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
EE.UU.1 Japón1 EU-272 EE.UU.1 Japón1 EU-272
Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)3Impuestos Precios antes de impuestos
87%
13%
0,69
57%
43%
1,31
43%
57%
1,42
86%
14%
0,75
59%
41%
1,21
43%
57%
1,57
183% 69% 147% 219%167%60%
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32
Este precio final de venta al consumidor, 0,75 €/litro, supone un incremento del 69% sobre el WTI, la cotización
internacional relevante en el mercado del crudo estadounidense.
Japón presenta precios finales de la gasolina sin plomo con una carga impositiva que supone el 41% del precio
final, situando el precio de venta al consumidor en 1,21 €/litro, un 147% por encima de la cotización internacional
considerada, el Japan Crude Cocktail.
Finalmente, la UE-27 posee, en media, una carga impositiva del 57% del precio después de impuestos, la más alta de
entre los casos analizados, lo que lleva en consecuencia a un precio final de la gasolina sin plomo también máximo, de
1,57 €/litro, un 219% por encima de la cotización internacional aplicable (el Brent). Las elevadas cargas fiscales de la
Unión Europea, sin embargo, no son totalmente uniformes entre los países que la componen.
En relación a la formación del precio del gasóleo para automóviles, la carga impositiva vuelve a desempeñar un papel
clave en las diferencias entre países. De nuevo, los precios antes de impuestos son relativamente homogéneos entre
las geografías analizadas, mientras que los impuestos causan las mayores diferencias. Sin embargo, el porcentaje de
impuestos del gasóleo es, excepto para el caso de EE.UU., significativamente menor que el aplicado sobre la gasolina 95.
Figura 2.5.1.-b. Comparación de precios del Gasóleo para automóviles para uso no profesional
en 2011 y en 2013 entre EE.UU., Japón y UE-27
1. Incremento calculado como la diferencia entre el precio final (incluyendo impuestos) y un indicador que en función del país es: WTI para EE.UU., JCC para Japón y Brent para EuropaNota: Para el diesel de automoción se ha usado el precio del informe de la AIE de la categoría: “Automotive diesel for non-commercial use”Nota: El decrecimiento del precio en €/l en el caso de Japón es debido a variaciones en el tipo de cambio euro/yen. La evolución del precio en yenes se corresponde con 126 yen/litro en 2011 y de 133 yen/litro en 2013. La aparente disminución del porcentaje de impuestos en Japón es debida a que el tipo impositivo se compone de un variable y de un fijo, que gana peso al ser más reducido el precio antes de impuestos Fuente: Energy Prices and Taxes AIE, Bloomberg, Oil Bulletin; elaboración y análisis Fundación Repsol
0,0
1,5
2,0
1,0
0,5
69%
31%
EE.UU.
0,73
86%
14%
EU-27 EU-27
1,34
51%
49%
Japón
1,14
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
EE.UU.
€/litro €/litro
Precios del diesel de automoción para uso no profesionalen 2011
Precios del diesel de automoción para uso no profesionalen 2013 (media Q1-Q3)
Japón
Precios antes de impuestosImpuestos
0,79
1,05
1,44
14%
86%
30%
70%
50%
50%
71% 130%
Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)1
168% 78% 114% 193%168% 78% 114% 193%130%71%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
33
Estados Unidos presenta una estructura de precios muy similar a la de la gasolina sin plomo. Los impuestos suponen
también el 14% del precio final para el gasóleo, que se sitúa un 78% por encima de la cotización internacional tomada
como referencia, el WTI.
Japón por su parte presenta una carga impositiva de un 30% en el diesel residencial. El precio medio de enero a
septiembre de 2013, de 1,05 €/litro, se sitúa un 114% por encima del Japan Crude Cocktail.
Por último, la UE-27 despunta con las cargas impositivas más altas, concretamente un 50% del precio final, lo que
resulta en un precio para el gasoil de 1,44 €/litro, un 193% superior a la cotización internacional del Brent.
2.5.2. Formación de los precios del gas natural
A diferencia del precio del crudo, el precio del gas se establece a nivel regional, dado que las limitaciones asociadas
al transporte del mismo impiden la creación de una referencia de precios a nivel mundial. En consecuencia, las
cotizaciones internacionales del precio del gas son también de ámbito regional. Entre ellas destacan:
• El Henry Hub, precio de referencia del mercado organizado del mismo nombre, situado en Luisiana, y que
se usa como indicador de referencia del precio del gas en Estados Unidos.
• El National Balancing Point (NBP), precio referencia del mercado organizado del mismo nombre,
referenciado en la red de transporte de gas británica, y que se usa como indicador de referencia del precio
del gas en Reino Unido.
Por las limitaciones al transporte de gas ya explicadas, los costes de aprovisionamiento del resto de los países analizados
en este apartado son distintos de las cotizaciones internacionales del Henry Hub o el NBP. En concreto:
• En España se considera como coste de aprovisionamiento el precio de importación del GNL, obtenido a
partir de los datos de transacciones en aduanas (ya que el GNL supone aproximadamente la mitad de las
importaciones de gas en el país).
• En Alemania se considera como coste de aprovisionamiento el índice BAFA (Bundesamt für Wirtschaft
und Ausfuhrkontrolle), publicado por el gobierno alemán, y que refleja el coste del gas importado al país
desde Rusia y Noruega.
• En Japón se considera como coste de aprovisionamiento el índice Japan LNG, referencia del precio de las
importaciones de GNL en el país.
Las diferencias entre estos índices se deben a la estructura de producción e importaciones de gas de cada uno de los
países. Así, los países con mayor producción interna de gas (tanto convencional como no convencional), como Estados
Unidos, tienen menores costes de aprovisionamiento, mientras que los países sin producción de gas se dividen en
función de la existencia o no de conexiones de transporte diversificadas (gasoducto y GNL) con países productores.
Como ejemplos de países sin producción interna, pero con conexión de transporte diversificadas, cabe citar a Alemania
y España, donde los precios son más altos que en los países productores, pero más bajos que los de los países aislados,
o con sistemas logísticos no suficientemente diversificados, como es el caso de Japón.
obse
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de
ener
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34
Los valores medios de cada uno de los índices en 2013 aparecen reflejados en la siguiente figura.
Figura 2.5.2.-a. Comparación de costes de aprovisionamiento del gas en 2013
entre Estados Unidos, España, Alemania y Japón
Fuente: Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol
El año 2013 ha comportado una subida del coste de aprovisionamiento del gas respecto a los niveles de 2011 en todos
los países analizados, excepto en Estados Unidos, donde el abaratamiento ha llegado a un nivel del 13%, resultado del
impacto que ha tenido el crecimiento del shale gas en el país. En España el crecimiento del precio de las importaciones
de GNL ha sido de un 20%. Estas cifras ponen de relieve la no-homogeneidad de precios de aprovisionamiento del gas
a nivel mundial, elemento que impacta obviamente en los precios finales de los distintos países.
Los distintos precios del gas a nivel usuario en cada geografía son consecuencia principalmente de los diferentes
costes de aprovisionamiento en cada país. No obstante, también podemos observar comportamientos dispares en
las etapas posteriores de los mecanismos de formación de precios (de nuevo destacan las diferencias en términos de
carga impositiva). Finalmente, observamos también, y de manera transversal en todos los países analizados, una gran
diferencia ente los precios del gas según su uso sea industrial o residencial.
60
20
0
40
€/MWh
9,5
41,3
España (GNL España)
27,7
Alemania (BAFA)
Japón (LNG Japan)
27,0
EE.UU. (Henry Hub)
Variación del coste de aprovisionamiento del gas 2011/13
Costes de aprovisionamiento del gas en 2013 (media Q1-Q3)
-13% 20% 8% 14%-13%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
35
Figura 2.5.2.-b. Comparación de precios del gas para uso industrial y residencial en 2013
entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania
1. Precios para Japón a fecha de 2011Fuente: Energy Prices and Taxes AIE; Eurostat; Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol
Estados Unidos, que parte con una situación ventajosa por tener un coste de aprovisionamiento menor, de 9,5 €/MWh,
presenta precios de gas para el consumidor final considerablemente por debajo de los demás países analizados: 11,7
€/MWh para el gas de uso industrial y 31,4 €/MWh para el gas de uso residencial. Estos precios suponen un incremento
del 23% y del 231%, respectivamente, sobre los costes de aprovisionamiento aplicable en el país, el Henry Hub.
Aunque no se ilustre en la figura, en el caso estadounidense cabe destacar también la reducción de precios observada
entre el 2011 y el 2013, con la disminución del 13% en el coste de aprovisionamiento. Esta caída del Henry Hub
es debida al impacto del shale gas, que ha convertido a Estados Unidos en autosuficiente desde el punto de vista
gasístico. No obstante, el precio del gas natural en EE.UU. parece haber tocado mínimos e iniciar su remontada,
debido al aumento de la demanda (resultado de la reindustrialización del país, y del aumento del uso del gas como
combustible alternativo para vehículos, potenciado por el abaratamiento de los últimos años), y a la necesidad de que
los precios de venta cubran los costes de explotación de los pozos de extracción no convencionales, equilibrando la
competitividad con la viabilidad de la inversión. A medio plazo, se espera que el crecimiento de la demanda y el inicio
de las exportaciones sitúen el precio del gas en el entorno de 4-6 $/Mmbtu, donde se estima que se encuentra el punto
de equilibrio entre los costes de producción y la competitividad del gas frente a otros combustibles.
100
150
50
0
11,7
10%
España
95%
5%
EE.UU.
46,3
81%
19%
Japón1
50,6
Alemania
40,1
90%
100
150
50
0
76%
24%
82%
€/MWh €/MWh
31,4
71,2
Alemania
18%
82,5
España EE.UU. Japón1
119,0
95%
5%
Precios del gas para uso industrial (media Q1-Q3 2013) Precios del gas para uso residencial (media Q1-Q3 2013)
Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)Impuestos Precios antes de impuestos
23% 40% 71% 231% 188% 205% 157%45%
obse
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36
Cabe destacar, sin embargo, que el comportamiento de los precios en el gas para uso residencial en Estados Unidos de
2011 a 2013 ha quedado, a diferencia de los precios industriales, lejos de las fuertes bajadas que ha experimentado el
Henry Hub en el mismo período de tiempo.
Esto parece evidenciar una menor capacidad de negociación de los usuarios residenciales en comparación con la gran
industria para beneficiarse de las bajadas en los costes de aprovisionamiento, así como la mayor presencia en el precio
residencial de elementos de coste no directamente vinculados a la referencia de aprovisionamiento.
Por su parte, en Japón se parte de costes de aprovisionamiento muy superiores a los de Estados Unidos (los más altos
de todos los casos analizados), y el país presenta en consecuencia precios para el consumidor final mucho más altos
que los estadounidenses. El precio del gas industrial y residencial después de impuestos, con valores medios en 2011
de 50,6 y 119 €/MWh, se sitúa un 40% y 230% por encima del coste de aprovisionamiento (índice Japan LNG). La carga
impositiva supone un 5% del precio después de impuestos, dato difícilmente contrastable con el caso de EE.UU., ya
que la presión fiscal varía entre los distintos estados federales que lo componen, pero en todo caso significativamente
inferior al peso de los impuestos en los precios europeos, al menos en el sector residencial.
En cuanto a los países europeos, España parte de un coste de aprovisionamiento del gas medio (superior al
estadounidense e inferior al japonés). El precio para el consumidor final después de impuestos se sitúa en 46,3 €/MWh
para usos industriales y 82,5 €/MWh para los hogares, lo que supone un incremento del 71% y del 205% respectivamente
sobre el coste de aprovisionamiento.
La evolución de precios en España respecto al 2011 muestra subidas muy significativas, tanto para el gas de uso
industrial, como para el residencial. Los niveles de precios medios del 2011 eran de 39,2 €/MWh (impuestos incluidos)
para usos industriales (lo que implica una subida del 18% hasta 2013), y 64,2 €/MWh para los hogares (lo que supone un
incremento del 28% en el mismo período). Estas subidas están en gran parte justificadas por el aumento de un 20% en
los costes de aprovisionamiento, que han crecido de 22,3 €/MWh en 2011, a los 27,0 €/MWh de 2013. Adicionalmente,
influye un segundo componente de carácter fiscal. Para el consumidor industrial, el porcentaje fiscal aplicado sobre
el precio del gas antes de impuestos se corresponde con el IVA, que en el 2011 se situaba en un 18%, mientras que
en el 2013 era del 21% (tras la subida del 1 de septiembre del 2012). Para el consumidor residencial, el cambio de tipo
impositivo ha sido mayor. Durante el 2011, el gravamen en concepto de impuestos sobre la factura del gas natural para
las familias españolas era del 15%, y en 2012 se situó en el 21%.
Finalmente, Alemania parte de un coste de aprovisionamiento ligeramente mayor al español, y aplica sobre el precio
del gas para el consumidor final cargas impositivas más bajas en el gas industrial y más altas en el gas residencial (que
suponen el 10% y 24% del precio total para cada uso, respectivamente). En términos absolutos, el precio industrial
alemán quedó en 40,1 €/MWh en 2013, levemente por debajo del de España (46,3 €/MWh), y el precio del gas de uso
residencial en 71,2 €/MWh, también en niveles inferiores al español, (82,5 €/MWh). En términos relativos, los precios
alemanes quedan un 45% y un 157% por encima del BAFA.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
37
2.5.3. Formación de los precios del carbón
Las cotizaciones internacionales del carbón, al igual que sucede con el gas, se establecen a nivel regional debido a
las limitaciones asociadas al transporte del mismo. Estas cotizaciones internacionales suelen estar referenciadas a los
principales centros de producción o exportación, como el puerto de Newcastle en Australia, el puerto de Richards Bay
en Sudáfrica o el puerto fluvial Big Sandy en Estados Unidos, o a los principales centros de importación y consumo,
entre los que destaca el puerto de Rotterdam en Holanda, el puerto de Qinhuangdao en China, o los puertos japoneses.
Las cotizaciones internacionales en los centros de exportación se expresan generalmente en términos FOB (“free on board”,
por las que el vendedor entrega la mercancía a bordo del buque y el comprador paga su flete, la descarga en el puerto
de destino y los trámites de aduana), mientras que las de los centros de importación se expresan en términos CIF (“cost,
insurance and freight”, por las que el vendedor asume todos los costes hasta que la mercancía llega al puerto de destino).
Para los países analizados en este apartado hemos seleccionado las siguientes cotizaciones internacionales: el índice
Big Sandy FOB como coste de aprovisionamiento para Estados Unidos, que durante el 2013 tuvo un valor medio de
51,7 €/tonelada y el índice NWE del puerto de Rotterdam como coste de aprovisionamiento para Alemania, cuyo valor
a 2013 ascendió a 58,4 €/tonelada. En ambos países, analizamos el carbón empleado para la generación eléctrica. La
falta de datos sobre precio final en Japón y en España ha excluido a estos dos países de los análisis.
Figura 2.5.3.-a. Comparación de precios del carbón para generación eléctrica en 2013
entre Estados Unidos y Alemania
1. Incremento sobre el Big Sandy de 2013 para el caso de EE.UU. y sobre el NWE-API2 de 2013 para el caso de AlemaniaFuente: Energy Prices and Taxes AIE; Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol
80
100
60
40
20
0
77,1
EE.UU.
39,1
Alemania
Precios del carbón para generación eléctrica (2013)
Precios antes de impuestos
-24% 32%
Incremento del precio (sin impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)1
€/tonelada
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38
En Estados Unidos, el índice Big Sandy, referenciado a un carbón con poder calorífico de 6.660 kcal/kg, representa un
mercado spot en el corto plazo. Sin embargo, dada la predominancia de los contratos a largo plazo en el suministro de
carbón para generación eléctrica en Estados Unidos, el precio medio antes de impuestos del carbón para generación
eléctrica en 2013 (39,1 €/tonelada) se situó un 24% por debajo del Big Sandy.
En comparación con los precios medios de 2011, el precio del carbón en EE.UU. ha sufrido una bajada en esos dos años
(de 39,6 €/tonelada en el 2011 a 39,1 €/tonelada en el 2013). Esta bajada ha sido no obstante inferior a la experimentada
por el Big Sandy (cuyo valor medio en 2011 fue de 62,3 €/tonelada). Es decir, en términos relativos, el precio final de
venta ha sufrido un descenso menor que su índice de referencia. Esta desalineación entre los decrecimientos de los
precios viene también explicada por los contratos de suministro a largo plazo de las centrales térmicas, que limitan la
dependencia del precio del carbón con las fluctuaciones del precio de importación en el mercado spot a corto plazo.
Como contraste, en Alemania, el precio del carbón para generación eléctrica antes de impuestos (77,1 €/tonelada) se
situó en 2013 un 32% por encima del coste de aprovisionamiento, el NWE, con un valor de 58,4 €/tonelada.
2.5.4. Formación de los precios de la electricidad
El caso de la electricidad es muy diferente a las fuentes de energía analizadas anteriormente. El mercado de la electricidad es
esencialmente de ámbito nacional, y no existe un precio a nivel mundial o incluso regional, ni tampoco índices de referencia
internacionales. Como referencia de precios dentro de cada país se usa el precio del mercado mayorista, es decir, el precio
al que las plantas generadoras de electricidad venden su producción a las distribuidoras. Este indicador es distinto en cada
país por la diferente gestión del mercado eléctrico en cada ámbito geográfico, estando claramente muy influenciado por
la regulación, el grado de liberalización del mercado, el grado de competencia que exista dentro del mismo, el coste de las
materias primas, el mix de fuentes de energía que se usa para la generación de la electricidad y la demanda interna.
Estados Unidos está, a efectos de precio mayorista de la electricidad, dividido en diversas regiones. Japón apenas cuenta
con un mercado mayorista organizado, pues predominan los contratos bilaterales entre agentes (son monopolios
regionales). Por último, Europa presenta cierta consistencia en cuanto al funcionamiento del mercado mayorista,
aunque los precios oscilan considerablemente por las diferencias en el mix de generación eléctrica de cada país.
El análisis del mecanismo de formación de precios de la electricidad se centra pues en los precios para el consumidor
final, que presenta grandes diferencias en función de su uso: industrial o residencial. Además, estos precios son muy
variables según la localización geográfica en cuestión. Se analizan EE.UU., Japón, España y Alemania, como países
relevantes en consumo eléctrico.
Estados Unidos destaca de nuevo por tener precios para la electricidad muy por debajo del resto de los países analizados.
Este hecho está relacionado con la disponibilidad de fuentes de energía generalmente más económicas, consecuencia
de costes de abastecimiento menores y de una dependencia energética internacional reducida. En concreto, Estados
Unidos presentó en 2013 precios medios de 51,9 €/MWh para la electricidad para uso industrial y de 92,1 €/MWh (1,77
veces superior) para la electricidad de uso residencial.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
39
Figura 2.5.4.-a. Comparación de precios de la electricidad para uso industrial y residencial en 2013
entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania
1. Precios referidos a la banda de consumo anual entre 2.000 MWh y 70.000 MWh2. Precios medios para una banda de consumo anual de 2.500 kWh – 5.000 kWh Nota: Variaciones de precios calculados según la evolución de los precios en moneda local, para evitar interferencias por devaluaciones monetariasFuente: Energy Prices and Taxes AIE, Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
Comparados con los de 2011, (50 €/MWh, y 84,7 €/MWh), estos valores presentan un crecimiento del 4% para la electricidad
industrial y del 9 % para la de uso residencial. Estas variaciones desiguales reflejan una muestra de la protección de los
precios de la electricidad para uso industrial en Estados Unidos, que ha contribuido a las políticas de reindustrialización
del país, principal canal del Gobierno para la disminución del desempleo. Japón, por su parte, presenta una relación entre
los precios residenciales y los industriales algo más baja (los residenciales son 1,4 veces superiores a los industriales). Los
datos de 2013 reflejan un precio medio de la electricidad de 125,9 €/MWh para uso industrial, y de 181,6 €/MWh para uso
residencial. Estos niveles de precios se deben, contrariamente a los que sucede en Estados Unidos, a la alta dependencia
energética del país, que debe importar gran parte de sus fuentes de energía primaria.
En los países europeos considerados, Alemania y España, se observan diferencias notables, asociadas a la distinta
presión fiscal. De hecho, los precios antes de impuestos de la electricidad, tanto para uso industrial como residencial,
son muy superiores en España. Sin embargo, los precios después de impuestos son superiores en Alemania, sobre todo
en el ámbito residencial.
300
200
100
0
Alemania
127,8
59%
41%
España1
115,5
79%
21%
Japón
125,9
EE.UU.
51,9
Precios de la electricidad para uso industrial(media Q1-Q3 2013)
Precios de la electricidad para uso residencial(media Q1-Q3 2013)
300
200
100
0
Alemania
291,9
51%
49%
España2
222,8
79%
21%
Japón
181,6
EE.UU.
92,1
Impuestos Precios antes de impuestos
€/MWh €/MWh
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40
3 Evolución del mercado energético en España
En este capítulo analizamos la evolución del mercado energético y las tendencias más destacadas en la demanda
energética en España durante 2013. En primer lugar, examinamos la evolución de la demanda de energía primaria y del
consumo de energía final, así como su relación con la evolución de la economía del país. En segundo lugar, resumimos
las principales novedades legislativas y regulatorias de ámbito español que afectan al mercado energético y las políticas
de Eficiencia Energética y emisiones de gases de efecto invernadero. En tercer lugar, analizamos la evolución de las
principales fuentes de energía primaria en España (petróleo, gas natural, carbón, y energías renovables). Finalmente,
valoramos la evolución reciente de la intensidad energética y de las emisiones de gases de efecto invernadero.
3.1. Impacto de la coyuntura económica en el mercado energético nacional
Durante el 2012 en España, al igual que ocurrió en otras seis economías europeas, el PIB tuvo una fuerte contracción y
disminuyó en un 1,6%. La evolución de la economía en ese periodo se vio marcada por la fuerte disminución del gasto
de las administraciones públicas y el decrecimiento del consumo privado, arrastrado por la reducción del empleo y de
las rentas salariales.
No obstante, en el 2013 se produjo una desaceleración de la caída del PIB. Así, la economía española cerró el año con
una disminución del PIB del 1,2%, un retroceso amortiguado por el repunte del 0,3% registrado en el último trimestre.
España salió así de la fase de contracción en la que había recaído a mediados de 2011.
Todo ello se produjo, según el Banco de España, en un entorno de alivio de las tensiones en los mercados financieros,
progresiva normalización de los flujos de financiación externa y de mejora de la confianza y del comportamiento del
mercado de trabajo.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
41
Figura 3.1.-a. Evolución de la economía española (2008-2013)
Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Dado que el consumo de energía está estrechamente relacionado con la actividad económica, podemos apreciar en su
evolución tendencias análogas a la del PIB. La recesión de 2009 redujo la demanda de energía primaria en tasas próximas
al 6% anual y el estancamiento de la economía durante los años siguientes no logró reactivarla. De hecho, ésta se mantuvo
prácticamente constante entre 2009 y 2012, con una tasa de crecimiento anual muy cercana a cero (-0,3%).
Sin embargo, en 2013, fundamentalmente debido a la intensificación de la caída del PIB y a la mejora de la eficiencia en
la transformación energética, la demanda de energía primaria volvió a disminuir significativamente, cayendo un 6,0%
sobre el año anterior.
En cuanto a las fuentes de energía, la energía hidráulica y las energías renovables de régimen especial tuvieron
un crecimiento significativo. Los biocombustibles decrecieron, lo que conllevó un comportamiento agregado
de las energías renovables de ligero decrecimiento. La demanda de carbón disminuyó notablemente, debido a
la retirada del Real Decreto-ley 134/2010 (Decreto del Carbón), y alcanzó de nuevo niveles de consumo previos
similares a los de 2009. El gas natural y el petróleo sufrieron también tendencias negativas.
-3
6
0
-6
3
Crecimiento del PIB (%)
4T
0,3
-0,1
3T
0,1
-1,1
2T
-0,1
-1,6
1T 2T
0,0
1,9
1T
0,5
2,7
-0,4
-2,0
4T
-0,8
-2,1
3T
-0,4
-1,7
2T
-0,5
-1,6
1T
-0,4
-1,2
4T
-0,4
-0,6
3T
-0,1
0,0
2T
-0,1
0,3
1T
0,2
0,6
4T
0,1
0,4
3T
-0,1
0,0
2T
0,2
-0,2
1T
0,1
-1,5
4T
-0,2
-3,1
3T
-0,3
-4,0
2T
-1,1
-4,4
1T
-1,6
-3,4
4T
-1,1
-1,4
3T
-0,8
0,3
Crecimientoanual (%)
Interanual
Intertrimestral
2008
0,9
2011
0,4
2010
-0,3
2009
-3,7 -1,6
2012 2013
-1,2
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ener
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42
Figura 3.1.-b. Evolución de la demanda de energía primaria en España (2000-2013)
Fuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol
El consumo de energía final experimentó en 2013 una evolución similar a la de la demanda de energía primaria, aunque
con una menor caída. El consumo de energía final se redujo en un 4,0%. Los productos petrolíferos, la electricidad y las
renovables redujeron su peso mientras que el consumo de gas natural se mantuvo constante.
200
100
150
50
0
16 7
12 4
2009
131
63
31
14 10 11 2
2008
143
68
35
14 9
2
15
26
Otras renovables
Hidráulica
2013
15
2
Carbón
12
2011
121
13
29
58
130
53
15
11
14 3
2012
129
54
28
16
15
14
16
21
63
2003
136
69
21
16
20
64
2002
131
67
19
16
21
6 2
2001
128
67
16
17
19
54
Demanda de energía primaria (Mtep)
Nuclear
Gas natural
Petróleo
3
2010
131
61
31
2007
148
71
32
14
20
8 3
2006
145
71
31
16
18
72
2005
145
71
30
15
20
7 2
2004
142
71
25
2000
124
65
15
16
21
52
Cuota 2013
TCMA ('09-'13)
TCMA ('07-'09)
Variación ('12-'13)
79,0%
-1,7 %
8,6%
-1,4% 14,9 % 7,8%
-32,1%
-30,4%
2,1 %
-1,9%
-5,6%
-4,4%
TCMA TCMA
-6,0%
-6,0%
-0,2%
43%
21%
12%
8%
12%
3%
-7,7% -2,1% -1,8%
-7,5% -0,9% -4,4%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
43
Figura 3.1.-c. Evolución del consumo de energía final en España (2000-2013)
Nota: El consumo de productos petrolíferos no incluye los combustibles de barcos (bunkers) tanto nacionales como extranjeros, para transporte internacionalFuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol
La caída en el consumo de energía final fue, por lo tanto, menor que el descenso en la demanda de energía primaria.
Esta diferencia se debió a una mejora en el índice de transformación. El índice de eficiencia en la transformación, que
se define como la relación entre el consumo de energía final y la demanda de energía primaria, había alcanzado un
73% en el 2010, pero se había visto afectado desde entonces por la creciente contribución del carbón al mix de energía
primaria, llegando a valores próximos al 69% en 2012. No obstante, en el 2013 dicha tendencia se invirtió para alcanzar
de nuevo un 70% de eficiencia en la transformación, al verse reducida la aportación del carbón al mix de generación
eléctrica y continuar aumentando la contribución de las renovables.
90
120
60
30
0
Consumo de energía �nal (Mtep)
15
43
5
20
Productospetrolíferos
Electricidad
Gas natural
Energias renovables
Carbón
2013
85
21
15
6 2
2011
93
50
21
15
6 2
2010
96
53
21
15
5 2
2009
95
54
21
13
5 1
2008
102
59
22
15
4 2
2007
106
62
22
16
4 2
2006
104
60
22
16
2 4
2005
106
61
21
18
2 4
2004
103
60
20
17
2 4
2003
100
59
19
16
2 4
2002
94
56
18
14
2 4
2001
93
57
17
14
2 3
2000
89
55
16
12
4 3
2
89
2012
46
8,3% -18,3%
3,7%
-15,0% 8,2% 1,6%
0,8% -9,1% 3,0%
-3,4% -2,2% -0,8%
-4,7% -6,1% -5,4%
Variación(’12-’13)
TCMA(’07-’09)
TCMA(’09-’13)
Cuota2013
23%
50%
18%
7%
2%
obse
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orio
de
ener
gía
44
Figura 3.1.-d. Evolución del índice de eficiencia en la transformación (2000-2013)
Nota: El consumo de productos petrolíferos no incluye los combustibles de barcos (bunkers) tanto nacionales como extranjeros, para transporte internacionalFuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol
La contribución sectorial del consumo de energía final en España mantiene la preponderancia del transporte y la
industria como mayores fuentes de consumo. Estos dos sectores son también los que han sufrido en los últimos años
un mayor descenso en su consumo energético, a causa de su mayor sensibilidad a los ciclos económicos. Así, de 2011 a
2012, el consumo de energía final del sector industrial descendió un 1,8%, y el sector transporte experimentó todavía
una mayor caída, de un 7,4%.
0,2
0,0
0,6
150.000
100.000
50.000
0
0,8
0,4
Índice de e�ciencia en la transformación Demanda/consumo de energía
2013
0,70
2012
0,69
2011
0,72
2010
0,73
2009
0,72
2008
0,71
2005
0,73
2004
0,73
2003
0,73
2002
0,72
2001
0,73
2000
0,72 0,72
2006
0,72
2007
E�ciencia transformación Demanda de energía primaria Consumo de energía �nal
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
45
Figura 3.1.-e. Evolución del consumo de energía final en España por sectores (2000-2012)
1. Otros incluye: agricultura, pesca, comercialización, administraciones públicas y otros no especificados, sectorización IDAE aplicada a los datos de energía primaria del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR)2. El desglose por sectores del consumo de energía final de 2012 se ha estimadoFuente: MINETUR; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol
En conclusión, el consumo de energía final en España ha mantenido en los últimos años una notable tendencia de
descenso, como consecuencia de la situación de estancamiento económico y, durante el 2013, también de la mayor
eficiencia de transformación.
100
0
50
150
2011
93
2010
96
2009
95
2008
102
2007
106
2012 e2
103
2005
106
2004
103
2003
89
99
2002
94
2001
93
2000
89
Desglose sectorial del consumo de energía �nal (Mtep)
2006
1,9% 1,8% 6,5% 9,8% 3,9% 14,8% -5,2% 0,4% -0,4% 6,3% -3,1% -1,1%
5,2% 2,6% 7,3% 5,6% 3,1% 3,0% 0,3% -0,8% 2,8% 6,3% -4,0% -1,1%
5,9% 0,5% 4,9% 0,5% 1,3% -15,4% 6,1% -5,1% -15,5% 0,8% -2,3% -1,8%
4,2% 1,5% 5,1% 4,7% 3,4% 2,8% 3,1% -4,5% -6,5% -1,8% -3,4% -7,4%
Servicios (y Otros)1
Residencial
Industria
Transporte
obse
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de
ener
gía
46
3.2. Novedades regulatorias con impacto en el mercado energético, la Eficiencia Energética y emisiones de GEI en España
Durante 2013, ha habido en España una serie de iniciativas regulatorias destinadas a reformar el mercado energético
(principalmente el mercado eléctrico), incrementar la Eficiencia Energética y reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero. Algunas de estas iniciativas, que describimos a continuación, se han traducido en planes legislativos de
reforma que afectan el rumbo de la agenda energética de España.
3.2.1. Impacto de la regulación energética europea en los niveles de Eficiencia Energética y emisiones de GEI
Ya en 2011 el Gobierno aprobó el Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020, de acuerdo con la
Directiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la eficiencia del uso final de la energía y los servicios
energéticos. El plan de acción anticipaba objetivos de demanda de energía primaria en España y preveía estrategias y
acciones para su consecución.
Sin embargo, en 2012, se aprobó una nueva directiva europea en el ámbito de la Eficiencia Energética, la 2012/27/
UE, que sustituyó a la anteriormente citada. Dicha directiva derivaba de la creciente dependencia de la UE de las
importaciones de energía y de su escasez de recursos energéticos propios, así como de la necesidad de limitar el
cambio climático. La directiva se apoyaba en la Eficiencia Energética como medio para superar tales retos, mejorando
la seguridad de abastecimiento y disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero.
Entre muchas de las medidas que propone la directiva, existen dos de carácter fundamental para los Estados miembros:
• La fijación de objetivos nacionales de consumo energético, que se traducirían en un 20% de reducción
total para la UE sobre las previsiones realizadas en 2007, esto es, que el consumo de energía en 2020 no
sea superior a 1.474 Mtep de energía primaria o 1.078 Mtep de energía final.
• La introducción de sistemas nacionales de obligaciones de Eficiencia Energética para las empresas
distribuidoras y comercializadoras de gas y electricidad, que derivarían en un ahorro anual entre 2014
y 2020 equivalente al 1,5% del consumo medio de energía final entre 2010-2012. Dicho objetivo podría
ser reducible hasta en un 25% bajo una serie de opciones adicionales relativas a la senda de ahorro y
segmentos de consumo a considerar.
Como respuesta a esta directiva, el Ministerio de Industria presentó en diciembre de 2013 una propuesta para el
cumplimiento de los objetivos marcados, la cual, después de ser aprobada, derivará ciertamente en medidas concretas
de Eficiencia Energética y reducción de emisiones de GEI.
En el capítulo de proyecciones de este Informe analizaremos con detalle las implicaciones de estas medidas en España,
así como el grado de facilidad que supone para España el cumplimiento de los objetivos establecidos.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
47
3.2.2. Reforma del mercado eléctrico y eliminación del déficit tarifario
Desde que en 1997, a través de la Ley 54/1997, se iniciase la liberalización del sector eléctrico en las actividades de
generación y comercialización, el modelo del sector eléctrico en España se ha articulado sobre los principios de
suficiencia de ingresos y percepción de una remuneración adecuada por los distintos actores que en él participan.
Sin embargo, desde hace más de una década, el sistema eléctrico español genera un déficit tarifario, que, con el paso
del tiempo, se ha convertido en estructural, debido a que los costes reales asociados a las actividades reguladas y al
funcionamiento del sector eléctrico resultan superiores a la recaudación por los peajes que fija la administración y que
pagan los consumidores.
Figura 3.2.2.-a. Evolución del déficit del sistema eléctrico español (2000-2013)
1. Liquidación nº12 para 2013Fuente: CNE “Informe sobre los resultados de la liquidación nº 14 y verificaciones practicadas”; elaboración y análisis Fundación Repsol
Entre los años 2004 y 2012, los ingresos del sistema eléctrico español por peajes de los consumidores se han
incrementado en un 122%, mientras que el aumento de los costes regulados del sistema en dicho período ha sido
de un 197%. De entre las partidas de costes que han contribuido en mayor medida a dicho crecimiento destacan las
primas del régimen especial y las anualidades de déficits acumulados, partidas que se han multiplicado por seis y por
nueve respectivamente en dicho periodo. En 2013, el déficit acumulado superó los 38.000 M€.
40.000
30.000
10.000
0
20.000
Total
39.184
20131
4.097
2012
5.609
2011
3.850
2010
5.554
2009
4.615
1.224
2006
3.047
2005
Dé�cit del sistema eléctrico español (M )
2004
0
2003
0
2002
1.149
3.830
100
2000
290
2008
5.819
2007 2001
obse
rvat
orio
de
ener
gía
48
Estas cifras dieron cuenta del carácter insostenible del déficit del sector eléctrico y de la necesidad de adoptar medidas
urgentes que permitiesen poner término a dicha situación. Las más significativas fueron:
• El Real Decreto-ley 6/2009 que, en paralelo a la aprobación del bono social, creó un mecanismo de
financiación del déficit acumulado, mediante la cesión de los derechos de cobro al denominando Fondo
de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). Tras la aprobación del decreto, se sucedieron una
serie de circunstancias que supusieron el inesperado aumento del déficit. Principalmente: una caída
significativa de la demanda a raíz de la crisis económica (de 2008 a 2010 cayó un 4%), un incremento
todavía mayor en la producción eléctrica a partir de fuentes renovables primadas, y la reducción de los
precios de mercado, determinada por la delicada situación económica internacional.
• Los Reales Decretos-ley 6/2010 y 14/2010, a través de los cuales se adoptaron nuevas medidas de urgencia
para la solución del problema, entre las cuales destacaban:
– El incremento de los límites máximos de déficit con el objetivo de lograr un déficit nulo en 2013.
– La limitación de las horas primadas de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.
– El incremento del aval económico destinado a hacer frente al déficit tarifario.
– La inclusión de un peaje de generación, dada la incidencia de tal actividad en el desarrollo de
las redes de transporte y distribución.
• Sin embargo, el aumento de las desviaciones, causadas por el agravamiento de los factores ya aludidos,
forzó al gobierno a adoptar nuevas medidas en 2012, entre las que destacaron:
– El Real Decreto-ley 1/2012, a través del cual se suspendieron los procedimientos de
preasignación de retribución y los incentivos para la construcción de las instalaciones de
tecnologías de régimen especial (básicamente, las renovables), a fin de evitar la incorporación
de nuevos costes en el sistema eléctrico.
– El Real Decreto-ley 13/2012, que fijó unos nuevos criterios para la regulación de la retribución
de las actividades de distribución y transporte, limitando al mismo tiempo la ejecución de
nuevas instalaciones, disminuyendo el importe que ha de satisfacerse a las empresas de
generación por el concepto de garantía de potencia y corrigiendo la retribución de la actividad
de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
– La ley 15/2012, que introdujo nuevas figuras impositivas con el fin de que los costes del sistema
fueran financiados tanto con los ingresos que proceden de los peajes de acceso como con
determinadas partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado.
• El Real Decreto-ley 17/2012, que:
– Suspendió la aplicación del mecanismo de compensación de los extracostes de la generación
en territorios insulares y extrapeninsulares.
– Canceló las limitaciones de 2013 a avales del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico.
– Estableció una serie de aportaciones para financiar los costes del sistema eléctrico.
• Un crédito extraordinario, aprobado en junio de 2013, destinado a financiar los costes generados por los
incentivos de las renovables y se incrementaron los peajes de acceso para los consumidores.
Sin embargo, a pesar de las medidas anteriormente enunciadas, el déficit de tarifa persistió durante 2012,
incrementándose en 5.600 M€ más, debido fundamentalmente a una alta penetración de las energías renovables, a un
elevado nivel de desarrollo de infraestructuras y a una caída de la demanda eléctrica.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
49
Figura 3.2.2.-b. El déficit tarifario generado en 2012 alcanzó los 5.600 M€
Fuente: CNE
Como respuesta adicional a la situación, en Julio 2013 se aprobó un nuevo Decreto-ley (RD 9/2013) que establecía las
líneas básicas de una nueva reforma eléctrica:
• Establecer un fórmula de estabilidad financiera para el sistema.
• Conseguir una reducción significativa en los costes.
• Procurar un mínimo coste para el consumidor.
• Fomentar la competencia.
• Asegurar la libertad del consumidor para elegir la comercializadora.
Tales principios se tradujeron en medidas concretas, entre las cuales destacan:
• Un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación de energías renovables y cogeneración
(régimen especial), por el cual, con efecto retroactivo, la rentabilidad anual garantizada de dichas
instalaciones pasa a ser del 7,5%.
• Un nuevo régimen retributivo para las redes de transporte y distribución, estableciendo una rentabilidad
anual del 6,5%.
• La reducción de los pagos por capacidad que perciben las centrales de ciclo combinado, de 26.000€ a
10.000€ por MW instalado al año, incrementando el período de retribución de 10 a 20 años.
• El incremento de un 6,5% en los peajes de acceso, que se traducía en un 3,2% de aumento en la tarifa eléctrica.
20.000
10.000
0
-10.000
-308
Otros
-542
Dé�cit
-6.483
Subvenciones régimen especial
5.609
Transporte y distribución
372
Diversi�cación y seguridad en la provisión de
energía
-8.586
Costes estructurales
-3.184 -1.782
Bono social
14.904
Dé�cit acumulado
Acceso a tarifa
Ingresos Costes
Dé�cit tarifario 2012: ~5.600 M€M€
obse
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orio
de
ener
gía
50
El impacto de dichas medidas pretendía la no generación de déficit de tarifa adicional durante 2014, mediante
reducciones de costes e incrementos de ingresos por valor de 4.500 M€ anuales.
Figura 3.2.2.-c. Impacto estimado en 2014 de la reforma del mercado eléctrico
Fuente: MINETUR
3.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía en España
3.3.1. Orígenes y precios del petróleo en España
El petróleo representa algo menos del 50% de la demanda de energía primaria en España, y en torno al 40% del
consumo de energía final. España satisface prácticamente la totalidad de la demanda a través de importaciones, lo que
pone de manifiesto la fuerte dependencia energética del país con respecto a esta fuente de energía.
En 2013, las importaciones de crudo en España se mantuvieron prácticamente constantes respecto de 2012, asumiendo
el cambio experimentado del 5% en 2012. Dicho crecimiento fue causado, esencialmente, por las ampliaciones de
capacidad de refinerías en España en 2011-2012, entre las que destacan las de Cartagena, que duplicó su capacidad de
destilación, y Bilbao.
1.500
0
4.500
3.000
~200
Peajes
Consumidores
Administración
Compañías
Total
~4.500 Impacto económico estimado 2014 (M )
~900 (20%)
~2.500 (56%)
Bono social
~200
Transmisión
~100
Distribución
~350
Pagos por capacidad
~300
Renovables
~1.500
Sobrecoste asociado a las
actividades extrapeninsulares
~900
Servicio de interrumpibilidad
~900
~1.100 (24%)
Consumidores Adm. Compañías
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
51
Figura 3.3.1.-a. Evolución de importaciones de petróleo en España y sus principales suministradores
1. Productos también procesados en refinería Fuente: Eurostat; CORES; análisis Fundación Repsol
Los entornos políticos inestables que caracterizan a algunos de los principales exportadores de petróleo han afectado
directamente al origen de las importaciones durante los últimos años. Si en 2012, como ya comentamos en nuestro
Informe de 2013, Irán redujo su contribución a las importaciones como consecuencia de la crisis diplomática abierta
con la Unión Europea, durante 2013 tanto Irán como Iraq han sufrido todavía más las consecuencias de la inestabilidad
política. Todo ello ha ido en favor de otros países exportadores como Angola y Argelia desde los cuales subió la cuota
de importación durante el último año.
Las fluctuaciones en la estructura de importaciones no influyen de manera significativa en el precio medio del petróleo
importado en España. Con referencia a los precios del crudo, el precio medio del petróleo importado cayó por primera
vez en 2013, después de cuatro años de ascenso continuo con un 26% de incremento medio anual. Tal acontecimiento
se debió principalmente a la variación en el tipo de cambio euro-dólar: el euro se apreció significativamente respecto
a niveles de 2012.
0
100
25
50
75 6 5 5
5 4
3
2012
14
15
13
14
9 3
3 6
8 4 8
13
16
2 2
13
2 4
15
2011
13
12
15
Origen del crudo importado en España del 2010 al 2013 (%)
15
2013
15 1 1
13
2
2
15
14
14
14
2 1 7
14
2010
11
11
13
0
20
40
80
60 61
59
2
2011
58
53
5
2010
58
53
5
2009
57
52
5
2008
61
2013
58
3
2007
60
57
3
2006
62
60
2
2005
61
60
1 61
58
3
2012
Millones de toneladas
Arabia Saudí
MéxicoOtros
Rusia NigeriaArgelia
Colombia
Libia Angola
Productos intermedios y materia auxiliar1
Venezuela
Iraq
Irán
Crudo Variaciónanual
Fuerte crecimiento de las importaciones de crudo en 2011-2013derivado de las ampliaciones y puesta en marcha de re�nerías
Los principales suministradores han ganado pesodebido al cese de importaciones desde Irán e Iraq
+5%
obse
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de
ener
gía
52
Figura 3.3.1.-b. Precio medio anual de las importaciones de petróleo a España (2000-2013)
Fuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
3.3.2. Orígenes y precios del gas natural en España
En 2013, la demanda de gas disminuyó en España, tanto en términos de energía final (1%) como, sobre todo, en términos
de energía primaria (-8%). El descenso en la demanda de gas como energía primaria es debido fundamentalmente a
la caída de la demanda para generación eléctrica, causado por el estancamiento de la demanda eléctrica y la creciente
irrupción de las energías renovables en el mix de generación. En conjunto, en el último año, las importaciones de gas
también disminuyeron en un 5%.
Además, se produjeron cambios significativos en las cuotas de aportación de los distintos suministradores. Argelia, que
aportó más del 50% del gas natural utilizado en España, se consolidó como el suministrador principal, asumiendo la
cuota de Nigeria y los países del Golfo Pérsico. Esto se debió fundamentalmente a la estabilidad en el funcionamiento
del gasoducto Medgaz, cuya apertura tuvo lugar en marzo 2011.
600
400
800
200
0
2010
431
2009
183
2002
185
2001
195
2000
216
Precio medio del petróleo importado en España ( /t)
616
2011
365
2005
297
2004
214
2003
563
-6%
2013
582
2012
311
2008
466
2007
368
2006
389 487 326 442 588 638 573
1,09 1,12 1,06 0,88 0,80 0,80 0,80 0,73 0,68 0,72 0,76 0,72 0,78 0,72Tipo de cambio medioanual (€/$)
-6%
25,7%
Precio medio anualdel Brent (€/t)
TCMA
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
53
Figura 3.3.2.-a. Evolución de importaciones de gas en España y sus principales suministradores
Fuente: Enagás; elaboración y análisis Fundación Repsol
En referencia al precio medio del gas natural importado, se ha ido observando en los últimos años (2009-2012) una
tendencia creciente: un 16% de tasa de crecimiento media anual. Esta tendencia se debe principalmente a la fijación
de los contratos de aprovisionamiento de gas a largo plazo del mercado español en base al precio del petróleo. Así, el
estancamiento de los precios internacionales del crudo en el año 2013, afectaron al precio del gas natural en España
que cayó un 2%.
0
100
300
400
200
500
2012
376
2013
401
Importaciones de gas (TWh)
396
2011 2010
406
2009
412
2008
459
2007
410
2006
410
100
75
50
25
0
2 6
14
Origen del gas natural importado en España (%)
2010
2
17
9
9
8 2
7
2013
52
10
11
6
42
12
4 4 1
2012
15 19
8
12
1
38
21
2011
2
7
6
32
12
1
7
En el último año las importaciones de gashan disminuido en un 5%
Argelia se ha consolidado como primer importador y Nigeria y los paísesdel Golfo Pérsico han perdido peso signi�cativamente
Golfo Pérsico
NigeriaNoruega
Trinidad & Tobago ArgeliaEgipto
Perú
Otros FranciaVariaciónanual
-5%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
54
Figura 3.3.2.-b. Precio medio anual de las importaciones de gas natural a España (2000-2013)
Nota: Se ha considerado GN + GNLFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
3.3.3. Orígenes y precios del carbón en España
El carbón es el único combustible fósil producido de manera significativa en España. En consecuencia, la dependencia
externa de España en relación al carbón no es tan elevada como en los casos del petróleo o del gas. El carbón nacional
cubrió un 30% de la demanda en 2013, siendo el resto satisfecho mediante importaciones, con Indonesia, Rusia y
Colombia como principales suministradores.
La evolución de la demanda de carbón en España ha seguido en los últimos años una tendencia similar a la curva
de demanda de energía primaria, tendencia que se vio influenciada a partir de 2011 por el “decreto del carbón”, que
permitía dar salida a 10 millones de toneladas del carbón nacional a un precio incentivado. Sin embargo, en 2013,
la demanda del carbón cayó drásticamente debido a la retirada de tal decreto, situando el consumo bajo en niveles
mucho menores (~17 Mt, un 40% menos que en 2012).
Precio medio del gas natural importado en España ( /t)
-6%
289 289 138 196 257 292 318
1,64 1,60 1,59 1,45 1,47 1,46 1,47 1,46 1,26 1,12 1,17 1,15 1,23 1,18Tipo de cambio medioanual (€/$)
-2%
16%
Precio medio anualdel NBP (€/t)
TCMA
200
100
0
400
500
300
2003
176
2002
171
2001
208
2000
175
2013
390
2006
272
2005
208
2004
163
2012
400
2011
336
2010
278
2009
258
2008
332
2007
262
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
55
Figura 3.3.3.-a. Evolución del consumo de carbón en España y sus principales suministradores
1. Datos preliminares. 2. Las importaciones consideran carbón y derivados. 3. Sólo están incluidas las importaciones realizadas hasta 3Q 2013Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
En lo que se refiere a precios, el precio medio del carbón importado en España, cayó un 7% en 2013, en línea con
los precios del carbón en los mercados internacionales. El precio medio del carbón de importación en España sigue
generalmente las tendencias globales del mercado. En 2013, este mercado se vio afectado por una ralentización de
la demanda en los países emergentes, y por el incremento de las exportaciones de carbón desde Estados Unidos, a
consecuencia de la expansión del shale gas en ese país.
0
50
40
30
20
10
Demanda de carbón (Mt)
2013e1
17
13
4
2012
29
23
6
2011
23
16
7
2010
21
13
8
2009
27
18
9
25
17
2006
42
24
18
42
10
31
2007 2008
21 25
50
75
0
100
12
25
11
17
2013p 3
Origen del carbón importado en España (%)
8
20
9
12
12
5
2010
22
20
18
15
13
15
5
2011
23
19
6
5
3
25
13
28
2012
7
20
7
Fuerte disminución de demanda de carbón en 2013,ligada a la retirada del “Decreto del Carbón”
Colombia pierde peso como suministradoren favor de EE.UU. y Rusia
Indonesia
SudáfricaAustralia
Estados Unidos ColombiaOtros
Rusia
Importación2 Producción nacionalVariaciónanual
+15%
-20%-40%
TCMA
A �nales de 2010 entró en vigorel Real Decreto de ayudas al carbón
y en 2012 se retiróTCMA
obse
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ener
gía
56
Figura 3.3.3.-b. Precio medio anual de las importaciones de carbón a España (2000-2013)
1. Engloba todos los productos carboníferos: hulla, lignito, antracita, coque de carbón y otros tipos de carbón. El tipo de cambio utilizado es el de cierre diario de las cotizaciones 2. Promedio de los referentes semanales del Grupo McCloskey’s3. Datos preliminaresFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
3.3.4. Energía renovable en España
La generación eléctrica renovable ha ido creciendo en España durante los últimos años a ritmos muy elevados, tanto
en potencia instalada (13%) como en producción eléctrica (14%, excluyendo la generación hidráulica, cuya producción
eléctrica es volátil de un año a otro por su dependencia de la pluviosidad).
No obstante, en 2012, la regulación de la generación en régimen especial dio un giro significativo. El Real Decreto-ley
1/2012 procedió a suprimir los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica
a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Por ello el crecimiento observado en la potencia
instalada en el 2013 fue muy moderado (del 4%), comparado con la evolución de los últimos años. No ocurrió lo
mismo con la producción eléctrica, que siguió incrementándose, en parte gracias a un año 2013 con mucho potencial
eólico e hidráulico, y que los centros de generación que ya habían sido admitidos por el Registro de Preasignación de
Retribución todavía tenían derecho a una producción primada.
En cuanto a la evolución a futuro, es probable que la tasa de crecimiento en la potencia instalada renovable se estanque,
y sea menor incluso que el crecimiento observado en 2013, dada la reciente publicación del Real Decreto-ley 9/2013.
100
0
50
150
72
97
55
2004 2003 2002 2001 2000
Precio medio del carbón1 importado en España ( /t)
20133 2007 2006 2005
66 72
79
2012 2011
97
61
82 76
2010 2009 2008
56
106
58
72
48,3 87,3 51,5 74,7 86,6 73,2 63,2 Precio medio anualdel carbón €/t2
-7%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
57
Éste anunciaba, entre otras medidas, la corrección con carácter retroactivo de la retribución primada de las plantas de
generación en régimen especial, ajustando sus ingresos a un nivel de rentabilidad “razonable”.
Está previsto que la metodología de cálculo que determine tal nivel de rentabilidad con su liquidación correspondiente
se haga oficial en 2014. En consecuencia, el aumento en la producción eléctrica renovable a futuro debería amortiguarse.
En cuanto a la segmentación de la utilización de energías renovables en España, la generación eólica aparece como
líder indiscutible del sector energético renovable, tanto en generación eléctrica como en potencia instalada, seguida
por la energía solar fotovoltaica.
Figura 3.3.4.-a. Producción eléctrica y capacidad instalada de origen renovable en España (excluyendo hidráulica)
Nota: Excluidos consumos de generación y bombeoFuente: Red Eléctrica Española; elaboración y análisis Fundación Repsol
El crecimiento de la producción eléctrica de origen renovable es aún más destacado cuando se contextualiza dentro
del marco de producción de electricidad en España, que ha disminuido desde 2007 un 7%, de acuerdo con la caída
descrita anteriormente del consumo de electricidad como fuente de energía final. Por otra parte, mientras la producción
derivada de energía nuclear se mantiene estable, disminuye considerablemente la proveniente de ciclos combinados y
centrales de carbón, al ceder estas centrales de generación eléctrica parte de su cuota a las energías renovables.
80
60
40
0
20
09
50
08
40
07
33
00
5
72
13 12
59
11
65
Producción eléctrica (TWh) Potencia instalada (GW)
10
57 30
10
0
20
40
09
19 20
08
3
10
1
00
1
1
4 20
16
16 1
3 1
14
07
1 25
13
23
31
2
23
5
2 1
12
30
23
2
4
1
11
27
21
4
+14%
TCMA
12,9%
TCMA+4%
Fotovoltaica Solar termoeléctrica Térmica renovableEólica
1
Producción de electricidad de origen renovable en España Potencia instalada de generación eléctrica con fuentesde energía renovables
obse
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58
En términos de potencia instalada, el crecimiento durante los últimos años ha ido aumentando ligeramente con una
tasa media del 3% desde 2008, aunque moderándose desde 2010. Las energías renovables han sido las principales
responsables de este incremento, y de hecho han sido el único tipo de tecnología que ha incrementado su potencial
instalada desde 2010.
No obstante, como ya anunciamos en nuestro anterior informe, en 2013 se produjo un claro estancamiento del
crecimiento de la potencia instalada debido fundamentalmente al ya mencionado Real Decreto-ley 1/2012, que
promovió la supresión de incentivos económicos para nuevas instalaciones en régimen especial.
Figura 3.3.4.-b. Producción eléctrica y capacidad instalada en España
1. Térmica no renovable de régimen especialFuente: Red Eléctrica Española; elaboración y análisis Fundación Repsol
100
300
0
400
200
00
208
288 281 282
11
281
09 10 08
293
07
295
13 12
274
120
90
60
30
0
24
7
25
6
09
20
13
108
8
12
27
7
20
31
12
108
8
12
27
7
20
30
11
106
8 4
12
27
7
20
28
10
104
8 5
12
27
100
8
12
23
12
00
7
23
08
20
7
20 19
15
7
8
96
07
90
22
52
19
8
7
7
12
3 4 8
8
12
4
18
2
Producción eléctrica (TWh) Potencia instalada (GW)
Producción de electricidad en España Potencia instalada de generación eléctrica en España
-7%
+3%
TCMATCMA
+3%
Nuclear Fuel/gas Carbón Ciclo combinado Otras1 Hidráulica Renovables Intercambios internacionales
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
59
3.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en España
3.4.1. Evolución de la intensidad energética en España
La mejora de la intensidad energética (energía primaria consumida por unidad de PIB) ha sido una prioridad para los
distintos países europeos durante los últimos años. Las medidas utilizadas para optimizar este factor pueden ser muy
variadas: desde incluir cambios en el mix de energía consumida utilizando fuentes más eficientes (incrementando,
por ejemplo, la cuota de renovables), hasta favorecer el uso más eficiente de la energía final mediante la regulación
energética de edificios, ayudas en la sustitución de automóviles o incluso medidas de concienciación a la población.
En España, aun habiendo descendido un 11% de 2004 a 2008, el nivel de intensidad energética se ha mantenido
prácticamente estable desde 2009 hasta 2012, en torno a 169 tep/M€. Ello se ha debido fundamentalmente a que tanto el
consumo de energía primaria (éste con una ligera caída) como el PIB se han mantenido estancados durante dicho periodo.
Sin embargo, en 2013, la intensidad energética ha disminuido considerablemente, hasta 162 tep/M€, dada la fuerte
caída de la demanda de energía interna (-6,0%) y el menor descenso del PIB (-1,2%). Este hecho supone un importante
cambio de tendencia respecto al estancamiento observado desde 2009, de magnitud comparable a la caída observada
en el año 2008. El impacto de la segunda recesión en España en los últimos cinco años ha tenido un efecto significativo
en la intensidad energética, en la medida en que ha comportado la reducción de la demanda de energía primaria de
un modo muy significativo.
obse
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60
Figura 3.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética en España (2000-2013) y comparación
con otros países de la Unión Europea (2012)
Nota: Datos de intensidad energética para España calculados como el cociente entre el consumo total de energía primaria (publicados por el Ministerio) y el PIB(publicados por Eurostat)Fuente: MINETUR; Eurostat; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol
Desde 2000 la intensidad energética se ha reducido casi en un 20%. En el gráfico se observa cómo el crecimiento
acumulado de la economía española ha sido significativamente superior a la demanda de energía primaria.
150
200
175
125
250
225
100
13
169
11 12
162 168
10
168
09
168
08
177
07
185
04
199
03
197
02
196
01
196
00
198
tep/M€ 2000 tep/M€ 2000
188
05
196
06 220 200 140 160 180 120 100 80 60 40 20 0
Irlanda
191
Reino Unido
157
Italia 134
Alemania
169
Francia
136
España
101
Bélgica
105
Evolución de la intensidad energética primaria en España Intensidad energética primaria de varios países de la UE-15 en 2012
-11%
-4%
TCMA
0%
UE-15
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
61
Figura 3.4.1.-b. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía
y del PIB (índice año 2000=100%)
Nota: Datos de intensidad energética para España calculados como el cociente entre el consumo total de energía primaria (publicados por el Ministerio) y el PIB (publicados por Eurostat)Fuente: MINETUR; Eurostat; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol
3.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España
Desde la firma del Protocolo de Kyoto, el control de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) ha marcado la
agenda de la gestión energética de la UE y, en concreto, de España, cuyo objetivo principal ha sido el de sólo aumentar
sus emisiones hasta un 15% en 2012 respecto del nivel de 1990.
Las emisiones de gases de efecto invernadero en España han venido experimentando una reducción significativa
en los últimos años, fundamentalmente desde 2007 a 2009, periodo durante el cual descendieron un 16%. Ello fue
debido al descenso en el consumo de energía, mayoritariamente de las fuentes con mayor nivel de emisiones asociado:
productos petrolíferos, carbón y gas.
Sin embargo, en los años posteriores, se ha producido una ralentización notable en la disminución de emisiones de GEI
(de 2009 a 2012, descenso del 5%), siguiendo una tendencia similar al consumo de energía primaria que, aunque vio
cómo la utilización de petróleo disminuía, también experimentó en su mix una mayor contribución del carbón.
2012 2013 2010
80
140
2011
60
120
2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
82
Índice: año 2000 = 100%
100
PIB real
Demanda de energía primaria
Intensidad energética
119
98
obse
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de
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62
Si bien los datos de emisiones de GEI en el año 2013 no están todavía disponibles a fecha de redacción de este informe,
todo parece indicar que la combinación entre el descenso de demanda de energía primaria y la reducción del peso
del carbón en el mix energético contribuirán a una reducción significativa de las emisiones de GEI, con lo que España
podría quedar muy cercana a los objetivos establecidos en el Protocolo de Kyoto.
Figura 3.4.2.-a. Evolución de emisiones de GEI en España (2000-2013)
Nota: Emisiones totales procedentes de la combustión de combustibles fósilesFuente: Agencia Europea del Medioambiente (EEA); Ministerio de agricultura, alimentación y medio ambiente; elaboración y análisis Fundación Repsol
En términos comparativos, España se encuentra, no obstante, significativamente por debajo de la media de emisiones
de CO2 per cápita de los países europeos, con una tendencia positiva en el último año, a diferencia de la UE que vuelve
a incrementar su nivel de emisiones.
300
350
200
400
250
450
Mt CO2 e
2012 2010 2008
2004 2002 2000 1990 2006
Objetivo del Protocolo de Kyoto para España Emisiones de GEI en España
-5%
-16%
-1%
4%
+15%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
63
Figura 3.4.2.-b. Emisiones de CO2 per cápita en España
Nota: Datos 2012 estimados a partir de los datos de emisiones publicados en el Statistical Review of Energy BP Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); Economist Intelligence Unit (EIU); Eurostat; BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol
6
8
10
4
2
0
5,9
7,1
4,6
2010
5,8
7,5
4,4
2009
6,2
7,3
4,3
2008
7,0
8,0
4,4
2007
7,7
8,2
4,4
2006
7,5
8,4
4,3
2005
7,8
8,4
4,2
2004
7,7
8,5
4,1
2003
7,4
Mundo
2012e
5,8
7,4
4,6
2011
España
UE-15
8,6
4,0
2002
7,3
8,4
3,9
2001
7,0
8,48,3
7,1
3,9
3,9
2000
Emisiones per cápita (tCO2/habitante)
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64
4 Evolución de la Eficiencia Energética en España y la UE-15 a través del IE2-R y el IE2-Rpp
Los Índices Repsol de Eficiencia Energética tienen el objetivo de contribuir al análisis de la evolución de la Eficiencia
Energética en España y a la evaluación del impacto de las políticas destinadas a su mejora.
Los índices se basan en la medida de la eficiencia en la demanda de energía primaria y, por tanto, consideran no
sólo la eficiencia del consumo de energía final sino también la de los consumos asociados a la producción, transporte
y transformación de la energía. El Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna (IE2-R) considera la eficiencia de la
producción, transformación y consumo final de la energía dentro de un país, mientras que el Índice Repsol de
Eficiencia Energética del Pozo al País (IE2-Rpp) considera la producción, transformación y transporte internacional de las
importaciones netas de energía del país.
Los índices se incrementan en caso de mejora de la Eficiencia Energética, y se reducen en caso de empeoramiento de
la misma. Los índices se desglosan a nivel sectorial y se calculan tanto para España como para los demás países de la
UE-15, con el fin de ofrecer un análisis comparativo de los resultados.
Como cada año, Fundación Repsol presenta actualizaciones de los diferentes índices mediante la incorporación de un
año adicional, en este caso 2012. En esta edición, además, hemos incorporado pequeñas modificaciones en los datos
debido a correcciones introducidas en las principales bases de datos usadas como fuente.
Este capítulo revisa, por tanto, la evolución de los índices de Eficiencia Energética en España. Comienza con un análisis
de la Eficiencia Energética interna en España, y posteriormente, se trata su evolución a nivel sectorial. Por último,
analizamos el índice de eficiencia del pozo al país a nivel español.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
65
4.1. Evolución de la Eficiencia Energética interna en España y la UE-15
En 2012, el Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España aumentó dos puntos con respecto del año anterior.
Dicho crecimiento, se encuentra en línea con la tendencia observada en los últimos años, correspondiente a una tasa
de crecimiento anual del 1,3% desde el año 2000.
Figura 4.1.-a. Evolución del IE2-R en España
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Instituto Nacional de Estadística (INE); Instituto para la Diversidad y Ahorro de la Energía (IDAE); Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Como se verá con detalle en las páginas siguientes, la mejora en Eficiencia Energética observada en 2012 se debió
fundamentalmente al aumento de la eficiencia del sector industrial, derivado de una caída significativa del consumo
unitario de energía final. Sin embargo, tal impacto se vio amortiguado por una disminución notable de la eficiencia de
transformación a nivel global.
80
120
110
100
90
2000 2004
98,4
2003
101,7
2005
100,0
2013e
111,2
2012
96,2
110,1
2011
108,1
2010
105,3
2009
IE2-R Global (2005 = 100)
2002
95,6
2001
95,9
106,4
2008
103,4
2007
102,4
2006
94,2
Mejora laE�ciencia Energética
Empeora laE�ciencia Energética
TCMA
+1,3%
+2,0p
obse
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ener
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66
A nivel sectorial, el aumento del Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España fue debido al impacto de los
sectores de industria (incremento de 6,5 puntos) y servicios (1,6 puntos). El primero, representa aisladamente el 30% de
la demanda de energía primaria en España, por lo que su peso es predominante en la tendencia general. Por otro lado,
los sectores de transporte y residencial cayeron 0,4 puntos y 1,3 puntos respectivamente.
Figura 4.1.-b. Evolución de los IE2-R sectoriales en España (2000-2012)
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Instituto Nacional de Estadística (INE); Instituto para la Diversidad y Ahorro de la Energía (IDAE); Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Para 2013, estimamos que el índice global se mantenga en una tendencia ligeramente creciente. Se espera que dicha
evolución sea debida a un estancamiento de la eficiencia en los sectores del transporte e industrial, y a un incremento
de la eficiencia en los sectores de servicios y residencial, debido fundamentalmente a dos factores:
• Un notable aumento de la penetración de las energías renovables en el mix de generación eléctrica, que
deriva en una mejora de la eficiencia de la transformación. (Estos dos sectores son los que más dependen
de la electricidad para su consumo energético).
• Una reducción del consumo de energía final en ambos sectores.
160
140
120
100
80
2006
104 100
2004
97 95
2002
99 100
2000
95
2010
99 102
2008
96 99
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
2013e
112
2012
112 105
Informe Fundación Repsol
160
140
120
100
80
114 115
2010
118 120
2008
115 109
2006
103 100
2004
93
2013e
117
2012
99 96
2002
90 91
2000
160
140
120
100
80
2013e
95
2000
96 100
2004
99 97
2002
92
119
2012
117 116
2010
116 115
2008
110 102
2006
97
100
80
160
120
140
2013e
102
2012
103 103
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
2002
97 95
2000
93
2006
101 100
2004
99 98
2010
99 99
2008
102 102
Transporte Industria
Residencial Servicios
-0,4
-1,3
+6,5
+1,6
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
67
En comparación con la UE-15, España se encontró por debajo de la media europea de Eficiencia Energética en los
sectores de industria y transporte, y por encima en los sectores residencial y de servicios. Sin embargo, en la evolución
de 2011 a 2012 se observaron tendencias positivas (en el sentido de un aumento en la Eficiencia Energética más intenso
que la media europea) en todos los sectores a excepción del transporte.
Figura 4.1.-c. Comparación de la Eficiencia Energética de España con la UE-15 a nivel global y sectorial
1. Positivo si la variación 2011-2012 experimentada por España es considerada mejor que la experimentada por la UE-15 en su conjunto, un aumento mayor, una reducción menor o un aumento vs. una disminución; negativo en caso contrarioFuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Ministerio de Industria, Turismo y Comercio; Instituto Nacional de Estadística; Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía; elaboración y análisis Fundación Repsol
En los apartados posteriores analizaremos con detalle las razones que justifican las tendencias observadas en el Índice
de Eficiencia Energética Interna (IE2-R), principalmente las variaciones de los indicadores sectoriales de intensidad
energética y de las eficiencias de transformación de las diferentes fuentes de energía. La siguiente figura ofrece un
resumen de estas tendencias.
50
100
0
25
125
75
100 91
Comparación España vs. UE-15 en 2012 (UE-15 = 100)
Comparación global
UE-15 España
100
125
50
25
75
0
Comparación España vs. UE-15 en 2012 (UE-15 = 100)
102
Industria
100
Residencial
100 91
Servicios
122
86 100
Transporte
100
Var. 2011-2012 España vs. UE-151 - + + +
9,1p
España se sitúa 10p por debajo de los niveles de la UE-15... ... con diferente comportamiento de la e�ciencia según el sector
obse
rvat
orio
de
ener
gía
68
Figura 4.1.-d. Perspectiva global de los resultados del IE2-R
Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; AIE; elaboración y análisis Fundación Repsol
Sectores España2012 vs. 2011
España vs. UEen 2012
IE-2R consolidado
Transporte
Residencial
Industria
Servicios
Transformación
Indicadores
Índices IE2-R
Ponderación
Ponderación según consumo de energía primaria
x
x
x
x
+
+
+
Intensidad barco (mercancías)
Intensidad residencial
Transformación petróleo Transformación gas
Transformación carbón
Intensidad química Intensidad metales
Intensidad alimentación y tabacos Intensidad minerales
Intensidad textil Intensidad papel
Intensidad servicios
Intensidad tren (pasajeros) Intensidad autobús (pasajeros)
Mix modal mercancías Intensidad camión (mercancías)
Intensidad tren (mercancías)
Intensidad avión (pasajeros)
Mix modal pasajeros Intensidad automóvil (pasajeros)
Transformación electricidad
102,6 33%
21%
32%
15%
xx%
113,9
111,9
117,4
xx%
110,1
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
69
4.2. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector transporte en España
El sector del transporte, que representó en 2012 en torno a un 33% del consumo de energía primaria en España, se
diferencia típicamente entre transporte de pasajeros y transporte de mercancías. En 2012, el índice IE2-R de transporte
se redujo 0,4 puntos, contrarrestando así el importante aumento que se había producido en 2011, de 3,9 puntos.
Figura 4.2.-a. Evolución del IE2-R del transporte
Fuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
102,6 103,0 99,1 99,4
101,6 102,0 101,0 100,0 98,9 97,6 96,9 94,7
93,2
IE2-R transporte
-0,4+3,9
obse
rvat
orio
de
ener
gía
70
Los principales factores que influyeron en la reducción en la eficiencia fueron:
• Un empeoramiento significativo de la eficiencia de transformación del sector (-1,2%) debido a la creciente
penetración del biodiesel (81% de eficiencia de transformación) y de la electricidad (41% de eficiencia de
transformación), en detrimento de la aportación de productos petrolíferos (92% de eficiencia de transformación).
• Una disminución del consumo unitario del transporte de pasajeros (-1,7%).
No obstante, el mix modal experimentó una evolución positiva, con una transferencia tanto de pasajeros como de
carga hacia medios de transporte más eficientes (tren, autobús, barco).
Figura 4.2.-b. IE2-R del sector transporte (2000-2012)
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol; elaboración y análisis Fundación Repsol
A continuación se detalla el desglose de los comportamientos del consumo unitario de energía en transporte, tanto de
pasajeros como de mercancías, así como de la eficiencia de transformación del sector.
90
80
120
110
100
93,2
IE2-R transporte (2005 = 100)
2012
102,6
2011
103,0
2010
99,1
2009
99,4
2008
101,6
2007
102,0
2006
101,0
2005
100,0
2004
98,9
2003
97,6
2002
96,9
2001
94,7
2000
150
0 50
100
Consumo unitario energía �nal tte. de pasajeros (tep/Mpas·km)
2012
38,6 39,2
2010
40,4 43,6
2008
38,8 40,2
2006
40,5 40,5
2004
40,4 40,4
2002
40,6 41,3
2000
41,6
100
50
150
2012
89,3 90,4
2010
91,0 91,5
2008
91,7 91,3
2006
91,2 91,2
2004
91,1 91,1
2002
91,7 91,5
2000
91,3
Indicador de e�ciencia de transformación transporte (%)
150
50 100
0
Consumo unitario energía �nal tte. mercancías (tep/Mt·km)
2012
58,9 58,8
2010
62,8 55,4
2008
63,5 60,0
2006
60,6 61,9
2004
63,6 65,2
2002
66,8 68,7
2000
70,3
El índice de E�ciencia Energética del sector de transporte disminuyóen 0,4 puntos en 2012...
... principalmente por la caída de la e�ciencia de transformación
-1,7%
+0,1%
-1,2%
-0,4p
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
71
Figura 4.2.-c. Detalle por indicador de la Eficiencia Energética del sector transporte a través del IE2-R
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
A continuación revisamos individualmente las eficiencias de cada medio de transporte.
4.2.1. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en España
Los principales factores que explican de la evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en 2012
fueron las variaciones del mix modal del transporte de pasajeros, que se orientó hacia medios más eficientes, y la
evolución positiva de su consumo unitario de energía (energía por pasajero-kilómetro), con reducciones de hasta un
11%, según el medio.
E�ciencia primaria Indicadores de energía �nal
E�ciencia transporte (IE2-R transporte)
Mix modal pasajeros
Mix modal mercancías
Consumo unitario de pasajeros (tep/Mpas·km)
Consumo unitario de mercancías (tep/Mtkm)
Consumo unitario coche (tep/Mpas·km)
Consumo unitario autobús (tep/Mpas·km)
Consumo unitario tren (tep/Mpas·km)
Consumo unitario avión (tep/Mpas·km)
Consumo unitario camión (tep/Mt·km)
Consumo unitario barco (tep/Mt·km)
Consumo unitario tren (tep/Mt·km)
Coche (%)
Autobús (%)
Tren (%)
Avión (%)
Camión (%)
Barco (%)
Tren (%)
Indicador de transformación en transporte (%)
% contribución en pas·km
% contribución en t·km
2011 2012 2011/2012103,0 102,6 0,4p
2011 2012 2011/201239,2 38,6 -1,7%
2011 2012 2011/201242,9 42,9 0%
2011 2012 2011/20124,7 4,6 -1,0%
2011 2012 2011/201214,7 13,2 -10,7%
2011 2012 2011/2012107,1 94,9 -11,4%
2011 2012 2011/201263,5 63,5 0%
2011 2012 2011/201283,3 82,7 -0,6p
2011 2012 2011/20124,2 4,2 0p
2011 2012 2011/20126,4 6,5 0,1p
2011 2012 2011/201211,9 12,0 0,1p
2011 2012 2011/201277,5 77,3 -0,2p
2011 2012 2011/201212,8 13,1 0,3p
2011 2012 2011/20123,9 4,2 0,3p
2011 2012 2011/201229,4 29,5 0,5%
2011 2012 2011/201254,9 59,7 8,6%
2011 2012 2011/201258,8 58,8 0,1%
2011 2012 2011/201290,4 89,1 -0,5p
obse
rvat
orio
de
ener
gía
72
En relación al mix modal, se observaron leves trasvases de pasajeros desde el coche (-0,2 puntos) hacia el autobús y el
tren (ambos crecieron 0,1 puntos en cuota), siendo éstas las alternativas más eficientes.
Figura 4.2.1.-a. Evolución del mix modal para el transporte de pasajeros
Nota: Mix excluyendo transporte aéreo internacional; calculado con base en datos PRIMES para 2000 y 2005 y evoluciones previstas para los demás períodosFuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
Los consumos unitarios para cada medio de transporte se tratarán en los apartados siguientes, diferenciando entre
coches, autobuses, trenes y aviación doméstica.
75
25
100
50
0
77,3
12,0
6,5 4,2
7,9 1,1
2011
82,4
8,5
2011
77,5
2012
82,5
11,9
6,4 4,2
Pas·km (%)
8,0 1,2
2012
8,5
120 100 80 60 40 20 0
13,5
4,6
94,9
Autobús
42,9
Consumo unitario (tep/Mpas·km)
Avión
Coche
Tren
2011 / 2012
Mix modal de pasajeros Consumos unitarios en España 2012
-1,0%
-10,7%
0%
-11,4%
El uso del coche y avión en España disminuyó a favor del tren y autobús El avión y el coche son los medios de transporte más ine�cientes
Coche Autobús Tren Avión
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
73
Figura 4.2.1.-b. Indicadores y factores explicativos del consumo unitario del transporte de pasajeros
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.1.1. Evolución del transporte de pasajeros en coche
El consumo unitario para el transporte de pasajeros en coche en España se mantuvo constante en 2012, dada la
reducción tanto del consumo de energía (-0,4 puntos) como de su propia utilización (-10 puntos).
Mix modal de pasajeros (%)
Uso de capacidad
E�ciencia delvehículo
Tamaño del parque (coches/capita)
Mix modal de pasajeros (%)
Uso de capacidad
E�ciencia de los trenes
Tasa de ocupación (aprovechamiento)
Edad de la �ota
Motorización
Tasa de ocupación
Uso de capacidad
E�ciencia de los autobuses
Tasa de ocupación (aprovechamiento)
Edad de la �ota
Motorización
Uso de capacidad
E�ciencia de los aviones
Tasa de ocupación (aprovechamiento)
Edad de la �ota
Motorización
Edad de la �ota (% autos > 10 años)
Tipo de motorización (% diésel)
Carreteras (Índice)
Motorización (cilindrada media)
Velocidad (media)
Trá�co (vehículos/día)
Indicadores de e�ciencia del IE2-R Otros factores explicativos
2011 2012 2011/201239,2 38,6 -1,7%
2011 2012 2011/201242,9 42,9 0%
2011 2012 2011/20124,7 4,6 -1,0%
2011 2012 2011/201214,7 13,2 -10,7%
Consumo unitario transportepasajeros (tep/pas·km)
Consumo unitario pasajeroscoche (tep/Mpas·km)
Consumo unitario pasajerosautobús (tep/Mpas·km)
Consumo unitario pasajerostren (tep/Mpas·km)
2011 2012 2011/2012107,1 94,9 -11,4%
Consumo unitario pasajerosavión (tep/Mpas·km)
obse
rvat
orio
de
ener
gía
74
Figura 4.2.1.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en coche
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.1.2. Evolución del transporte de pasajeros en autobús
El consumo unitario del transporte de pasajeros en autobús se redujo un 1% en 2012, caída que estuvo condicionada
por dos fenómenos. Por una parte, el número de pasajeros-km descendió un 1,8%, después de que en 2011 aumentase
un 9,5%. Por otro lado, el consumo energético del transporte de pasajeros sufrió una caída del 2,8%. Aunque no existen
datos públicos al respecto, la combinación de ambos fenómenos induce a pensar que disminuyó el factor de ocupación
de los autobuses de pasajeros en 2012.
60
40
0
20
80
2007 2005 2012
43,6
2011
44,1 48,4
41,7 43,2
2006 2009 2008 2004
Consumo unitario de energía �nal en el transporte de pasajeros por carretera (tep/Mpas·km)
2010
42,9 43,0 44,4 42,9 44,8
2002
45,2
2001
45,6
2000
46,0
2003
20
0
30
10
2008 2002 2006
15,0 15,4
2004
15,8 17,0 16,6 16,3 16,2 15,8
Consumo coche (Mtep)
2012
15,0 15,4
2010
18,3 14,3 14,7
2000
500
1.000
0
345
2002
357 369
2004
381
Transporte coche (Gpas·km)
2012
349 359
2010
368 377
2008
389 394
2006
333 322
2000
311
El consumo unitario del transporte de pasajeros en coche se mantuvoconstante en 2012
Los pasajeros-km transportados disminuyeron a la parque el consumo total
0,0%
-0,4%
-10p
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
75
Figura 4.2.1.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en autobús
Fuente: Eurostat; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.1.3. Evolución del transporte de pasajeros en tren
El transporte de pasajeros del sector ferroviario experimentó una reducción del consumo unitario del 10,7% en 2012.
Dicha reducción, se encuentra en línea con lo observado desde 2006, año desde el cual el consumo unitario ha ido
decreciendo con una tasa media anual del 7,4%.
El volumen de pasajeros-km transportados por ferrocarril disminuyó un 1,4% en 2012, mientras que el consumo
energético del sector ferroviario relativo a pasajeros se redujo un 12%. Sin embargo, la caída del consumo unitario no
debería ser sólo atribuible a un incremento del factor de ocupación de los trenes, sino también a la mejora de la red
ferroviaria, con la penetración de las líneas de alta velocidad como factor clave para la reducción del consumo.
15
0
5
10
2003 2007 2005 2012
5,1
2011
5,2 5,4 4,7
5,1
2006 2009 2008 2004
Consumo unitario de energía �nal en el transporte de pasajeros en autobús (tep/Mpas·km)
5,3
2010
4,7 5,3
4,6 5,3
2002
5,4
2001
5,4
2000
5,5
0
500
250
2008 2002 2006
279 280
2004
265 285 285 284 272 282
Consumo autobús (miles tep)
2012
251 258
2010
306 275 277
2000
50
0
100
150
52,8
2002
53,7 54,6
2004
55,3
Transporte autobús (Gpas·km)
54,2 55,2
2010
50,4 56,5
2008
57,7 56,0
2006
52,0 51,1
2000
50,3
2012
El consumo unitario del transporte en autobús disminuyó un 1% en 2012... ... debido a una caída de los pasajeros-km y cierta caída del consumo total
-1,0%
-2,8%
-1,8%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
76
Figura 4.2.1.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en tren
Fuente: Eurostat; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.1.4. Evolución del transporte de pasajeros en avión
El consumo unitario del transporte de pasajeros en avión cayó un 11,4% en 2012, después de haber disminuido un 8%
en 2011, alcanzando niveles de consumo equivalentes a los de 2005. Tal reducción fue fundamentalmente debida a la
disminución del consumo energético (-13,5%) y a la reducción, de menor envergadura, del volumen de pasajeros-km
transportados (-2,3%).
20
40
60
0
14,0
2004 2008 2006
18,0
2012
20,9
16,2 15,3 16,3
2007 2010 2009 2005
14,7
2011
13,1 16,8 16,4
2003
17,2
2002
17,1
2001
14,7
Consumo unitario de energía �nal en el transporte ferroviario de pasajeros (tep/Mpas·km)
2000
800
0
1.200
400 475 441 499
355 454
2004
577 438
2008
503
2006
461 456
2000
Consumo (ktep)
2012
385
2010
378
2002
448
60
0
20
80
40 26
2002
27
2012
27
2004
28
Transporte (Gpas·km)
29 30
2010
29 30
2008
31 28
2006
26 26
2000
25
-12,0%
-1,4%
-10,7%
+7,0% -7,4%
El consumo unitario en el transporte de pasajeros en trendisminuyó un 10,7%...
... debido a una disminución del consumo energético y un aumentode los pasajeros-km
TCMA TCMA
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
77
Figura 4.2.1.4.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en avión
Nota: Datos para transporte aéreo internoFuente: Eurostat; Ministerio de Fomento; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.2. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en España
Los principales factores que influyeron en la evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en
2012 fueron, como en el caso del transporte de pasajeros, las variaciones positivas del mix modal de transporte y
la evolución negativa o constante del consumo unitario de energía (por tonelada transportada) de cada uno de los
medios de transporte, con incrementos de hasta un 8,6%, en el caso del tren.
100
150
50
108,8
2004 2008 2006
98,0
2012
95,0
116,7
102,3 105,6
2007 2010 2009 2005
107,1
2011
94,9 95,9 92,4
2003
91,5
2002
93,6
2001
103,9
Consumo unitario de energía �nal en el transporte aéreo de pasajeros (tep/Mpas·km)
2000
4
0
6
2 2,3
1,9 2,4
1,9 1,7
2004
2,3 2,1
2008
2,4
2006
2,1 2,2
2000
Consumo aéreo (Mtep)
2012
1,8
2010
1,9
2002
1,6
60
0
20
80
40 18,9
2002
20,6
2012
23,0
2004
24,0
Transporte aéreo (Gpas·km)
19,0 19,5
2010
19,9 20,4
2008
22,3 24,3
2006
17,5 18,0
2000
17,4
El consumo unitario del transporte aéreo cayó un 11,4% en 2012... ... impulsado por una fuerte disminución del consumo de energía
-13,5%
-2,3%
-8% -11,4%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
78
El mix modal del transporte de mercancías evolucionó en 2012 hacia medios de transporte más eficientes (reducción
del uso del camión y mayor utilización del tren y el barco), pero con variaciones pequeñas. En consecuencia, su efecto
en la Eficiencia Energética total fue reducido.
Figura 4.2.2.-a. Evolución del mix modal para el transporte de mercancías
Fuente: Eurostat; Comisión Europea, Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
La mejora del mix modal amortiguó el empeoramiento del consumo unitario tanto del barco como del tren,
manteniendo el consumo unitario total del transporte de mercancías constante (+0,1 puntos).
100
75
50
25
0
t·km (%)
2012 2011
13,1
82,7
14,6
72,5 71,6
15,2
83,3
2012 2011
13,2 12,9 4,2 3,9
12,8
40 80 60 20 0
Tren
Camión
59,7
63,5
Consumo unitario (tep/Mt·km)
29,5 Barco
2011 / 2012
Mix modal de mercancías Consumos unitarios en España 2012
El camión redujo su participación en el transportede mercancías en España... ... siendo éste el medio de transporte de mercancías más ine�ciente
-0,5%
8,6%
0%
Barco Tren Camión
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
79
Figura 4.2.2.-b. Indicadores y factores explicativos de la Eficiencia Energética del transporte de mercancías
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
El detalle de los consumos unitarios para cada medio de transporte se tratará en los apartados siguientes, diferenciando
entre camiones, barcos y trenes.
4.2.2.1. Evolución del transporte de mercancías por carretera
El consumo unitario del transporte de mercancías por carretera se mantuvo constante durante 2012, tras la caída del
4% experimentada en 2011. Esta variación se debió a la reducción total del consumo energético del transporte de
mercancías por carretera (-0,5 puntos), y a la reducción paralela de la carga transportada (-7 puntos).
Mix modal de mercancías (%)
E�ciencia delvehículo
Mix modal de mercancías (%)
Uso de capacidad
E�ciencia delvehículo
Tasa de ocupación (aprovechamiento)
Edad de la �ota
Motorización
Uso de capacidad
E�ciencia delvehículo
Tasa de ocupación (aprovechamiento)
Edad de la �ota
Motorización (% diésel)
Edad de la �ota (% camiones > 10 años)
Carreteras (km)
Motorización
Espacios logísticos
Indicadores de e�ciencia del IE2-R Otros factores explicativos
2011 2012 2011/201258,8 58,9 0,1p
2011 2012 2011/201263,5 63,5 0%
2011 2012 2011/201229,4 29,5 0,5%
Consumo unitario transportemercancías (tep/Mt·km)
Consumo unitariomercancías camión(tep/Mt·km)
Consumo unitariomercancías barco(tep/Mt·km)
2011 2012 2011/201254,9 59,7 8,6%
Consumo unitariomercancías tren(tep/Mt·km)
Uso de capacidad Tasa de ocupación (aprovechamiento)
obse
rvat
orio
de
ener
gía
80
Figura 4.2.2.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías por carretera
Fuente: Eurostat; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.2.2. Evolución del transporte de mercancías por barco
El consumo unitario del transporte de mercancías por barco aumentó un 0,5% en 2012, lo cual supuso una ruptura de
la tendencia decreciente que se había mantenido desde 2007 con una tasa de crecimiento media anual del 11,8%. El
leve incremento en el consumo unitario del transporte marítimo se debió fundamentalmente a la reducción de la carga
transportada (-0,5%).
80
0
40
120
77,9
2004 2008 2006
61,1
2012
62,4 66,3
57,0
65,6
2007 2010 2009 2005
63,5
2011
63,5 63,7 66,3
2003
69,0
2002
71,9
2001
74,8
Consumo unitario de energía �nal en el transporte de mercancías por carretera (tep/Mt·km)
2000
10
0
20
40
30
13,4 14,1 15,4 11,6 13,4
2004
15,5 12,7
2008
16,1
2006
11,7 14,9
2000
Consumo (Mtep)
2012
12,2
2010
12,2
2002
12,8
400
200
600
0
195
2002
213
2012
233
2004
248
Carga (Gt·km)
192 200
2010
203 204
2008
234 264
2006
178 163
2000
149
-7p
-0,5p
+8,5%-6,1%
-4%
0,0%
El consumo unitario del transporte en camión se mantuvo constantedurante 2012...
... debido a una similar caída del consumo y la carga
TCMATCMA
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
81
Figura 4.2.2.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías marítimo
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
4.2.2.3. Evolución del transporte de mercancías en tren
El consumo unitario del transporte ferroviario de mercancías aumentó un 8,6% en 2012, redirigiendo así la tendencia
decreciente del 16,8% anual que mantenía desde 2009. El principal factor explicativo de tal aumento fue el importante
crecimiento del consumo energético (+11%). Paralelamente la carga transportada (en toneladas-km) creció un 2,1%.
80
0
40
120
44,5
2004 2008 2006
48,6
2012
48,3
37,3 38,7
46,4
2007 2010 2009 2005
29,4
2011
29,5
47,9 47,2
2003
46,5
2002
45,8
2001
45,1
Consumo unitario de energía �nal en el transporte marítimo de mercancías (tep/Mt·km)
2000
2
0
1
3
1,1 1,5 1,4 1,4 1,5
2004
1,6
0,9
2008
1,6
2006
1,2 1,5
2000
Consumo marítimo (Mtep)
2012
0,9
2010
1,4
2002
1,4
0
90
30
60
31,6
2002
31,8 32,0
2004
32,4
Carga (Gt·km)
30,5 30,7
2010
30,8 31,0
2008
31,2 32,8
2006
31,4 31,2
2000
31,0
2012
0,0%
-0,5%
+0,5%
+1,3% -11,8%
TCMA TCMA
El consumo unitario del transporte marítimo aumentó durante 2012... ... como consecuencia principalmente de un descenso de la carga
obse
rvat
orio
de
ener
gía
82
Figura 4.2.2.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías en tren
Nota: Consumo unitario con base en datos para los años de 2000 y 2005, y extrapolado para los demás años; consideramos el split de consumo de 2008 igual que el de 2009 Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
150
0
50
100
42,4
2004 2008 2006
66,6
2012
56,5
70,7 79,3
67,4
2007 2010 2009 2005
54,9
2011
59,7 64,0
58,3
2003
50,6
2002
45,2
2001
45,7
Consumo unitario de energía �nal en el transporte marítimo de mercancías (tep/Mt·km)
2000
1.500
0
1.000
500
631 653 717 492 572
2004
631 519
2008
748
2006
610 710
2000
Consumo ferrocarril (miles tep)
2012
576
2010
525
2002
515
0
20
40
11,3
2002
11,2 11,1
2004
11,2
Carga (Gt·km)
9,7 9,5
2010
8,9 7,7
2008
10,6 11,2
2006
11,4 11,5
2000
11,6
2012
+11,0%
+2,1%
+8,6%+7,2%
-16,8%TCMA
TCMA
El consumo unitario del transporte de mercancías en trense aumentó en un 8,6%...
... motivado por un fuerte aumento del consumo
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
83
4.3. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector industrial en España
El sector industrial, que representó en 2012 en torno a un 32% del consumo de energía primaria en España, comprende
diferentes subsectores, entre los cuales destacan: la industria de los metales, tanto los ferrosos (hierro y acero) como los
no ferrosos, la industria de los minerales no metálicos, la industria química, la industria papelera, la industria alimenticia
(incluida la tabacalera) y la industria textil.
El índice de Eficiencia Energética interna del sector industrial experimentó en 2012 un aumento de 6,5 puntos, dando
así continuidad a la tendencia creciente observada desde 2010.
Figura 4.3.-a. Evolución del IE2-R de la industria
Fuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
Las palancas que definieron la evolución de la Eficiencia Energética en el sector industria fueron la importante reducción
de la intensidad energética (-14%), y la leve disminución de la eficiencia de transformación (-2%).
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
111,9
105,3
99,3 101,6
95,7 99,1
104,0
100,0 96,9
95,0
99,3 100,3
95,3
IE2-R industrial (tep/M 2000)
+6,5p
obse
rvat
orio
de
ener
gía
84
Figura 4.3.-b. Evolución de IE2-R del sector industrial y de las intensidades energéticas
Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
El aumento del índice de eficiencia se debió, por tanto, a la evolución de la intensidad energética (consumo por unidad
de VAB) de los sectores con mayor peso en el mix: las industrias de los metales (-10,9%) y minerales no metálicos
(-18,6%), que cayeron junto con la industria textil (-11%). El resto de sectores experimentaron un crecimiento moderado
en su consumo unitario.
2011 2010
90
100
80
2012
120
110
2009 2008 2007 2006 2005
IE2-R Evolución
95,7
99,1
101,6
111,9
105,3
99,3 104,0
100,0
2005
1,0
2009 2008 2007 2006
0,0
2010 2011 2012
0,5
Consumo unitario industria (ktep/ 2000)
0,61 0,71 0,73 0,74 0,71 0,67 0,63
0,71
0
2011 2012 2010 2006
100
50
2009 2008 2007 2005
67,1 66,4 67,6
Indicador de transformación industria (%)
69,6 71,9 70,1 68,0 68,4
-2%
-14%+6,5p
En 2012, el IE2-R industrial tuvo un crecimiento importante de 6,5 puntos... ... debido fundamentalmente a una notable caída del consumounitario energético
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
85
Figura 4.3.-c. Evolución de intensidad energética en las principales industrias españolas
1. Peso en el mix del sector industrial ponderado en base al consumo de energía primariaFuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
La Eficiencia Energética del sector industrial en la UE-15 también presentó en 2012 una mejora significativa con
respecto a 2011, aunque en términos relativos, menor a la alcanzada por España. Como consecuencia, la distancia
de España respecto a la media europea en el índice de eficiencia interna se situó en -26 puntos en 2012. Desde el
punto de vista sectorial, las mayores diferencias entre España y la media europea se produjeron en las industrias de
minerales no metálicos y química (en las que la intensidad energética en España fue un 48% y 40% mayor a la media
europea, respectivamente); en las industrias de la alimentación y textil, las intensidades energéticas de España fueron
relativamente superiores a las de la media europea (18% y 8%, respectivamente); mientras que sólo en la industria
papelera, España presentó una intensidad energética similar a la de la media europea.
2001 2000
1.400
700
2003 2002
0
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004
390
812
1.101
150
211
214
387
677
1.039
131
177
189
319
864
1.043
157
172
219
376
871
1.007
Textiles
Alimentación
Papel
Química
Minerales no metálicos
Metales
92
135
188
411
738
1.089
104
123
164
364
906
1.222
137
150
253
394
967
1.254
131
146
244
411
882
1.177
140
174
220
550
860
1.020
132
757
227
529
786
965
126
162
224
525
682
936
162
190 173
463
Consumo energía �nal unitario (tep/M 2000)
1.087
160
211
224
413
721
1.218
149
210
264 229
26%
26%
25%
9%
12%
2%
-10,9%
-18,6%
12,8%
14,9%
10,0%
-11,0%
Peso enel mix1
TCMA2011-2012
obse
rvat
orio
de
ener
gía
86
Figura 4.3.-d. Comparación del IE2-R de la industria española con el de la industria de UE-15
1. Entendida como el consumo unitario de energía final por unidad de valor añadido (ktep/M€2000) Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
La comparación de la intensidad energética entre España y la UE-15 no es, sin embargo, un reflejo exclusivo de la
Eficiencia Energética. En esta comparación es muy relevante la estructura industrial de los distintos países. En la medida
en que la industria española está orientada a productos de menor valor añadido que la industria de otros países
europeos, su intensidad energética debe ser obviamente menor.
900 1.200 600 0 300
125
España 135
0
UE-15 855
España 1.089
0
UE-15 248
España
UE-15 192
España 188
411
0
UE-15 76
España 92
0
UE-15 386
España 738
0
UE-15 E�ciencia Energética en 2012
España respecto a la UE-15
Industria química
Industria minerales no metálicos
Industria metales
Industria alimentación y tabacos
Industria textil
Industria papel
E�ciencia Energética Indicadores de intensidad energética1
Intensidad energética (ktep/M€2000)
40%
-26p
21%
8%
18%
2%
48%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
87
4.4. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector residencial en España
El sector residencial fue en 2012 junto al sector transporte uno de los sectores que experimentó un empeoramiento en
la Eficiencia Energética. En concreto, la Eficiencia Energética residencial disminuyó 1,3 puntos en 2012, una tendencia
continuista respecto a la reducción de 3,1 puntos que ya se produjo en el 2010.
Figura 4.4.-a. Evolución del IE2-R residencial (2000-2012)
Nota: Datos corregidos por clima para mejorar la comparabilidad y por PIB para descontar el efecto de utilidad que acompaña el aumento de calidad de vidaFuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
113,9 115,2 118,3
120,3
115,2
109,2
102,8 100,0 99,5
95,7
89,7 90,6 92,9
IE2-R residencial
-1,3
obse
rvat
orio
de
ener
gía
88
El empeoramiento de la eficiencia en el sector residencial se debió fundamentalmente a la reducción de la eficiencia
de transformación (-4%) del sector, que reforzó la tendencia descendente observada en el 2011. Dicho empeoramiento
está principalmente relacionado con dos factores:
• Mayor consumo de electricidad para uso residencial (+3p) con una contribución al mix del sector
residencial del 55%, en detrimento del uso del gas (-3p).
• Menor eficiencia de transformación de la electricidad en España en 2012, consecuencia de la mayor
penetración de la generación con carbón en el mix (+2p).
En contraste, el consumo unitario en el sector residencial (consumo por hogar) sufrió una importante reducción del
2,8% en 2012. Esta reducción se debió tanto al decrecimiento del consumo total del sector (del -4,4 %) como al aumento
del número de hogares (1,4%).
Es importante destacar además que el consumo en el sector residencial se corrige por el PIB per cápita para descontar
el efecto de utilidad que acompaña al aumento de calidad de vida. En cualquier caso, la eliminación de esta corrección
apenas aportaría variaciones significativas al índice de Eficiencia Energética en el sector residencial.
Figura 4.4.-b. Evolución de IE2-R del sector residencial y de las intensidades energéticas
Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
130
120
110
100
90
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
IE2-R Evolución
113,9 115,2
118,3 120,3
115,2
109,2
102,8
100,0
0,6
0,0
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
0,4
0,2
Intensidad residencial (tep/hogar)
0,29 0,30 0,31 0,30 0,31 0,32 0,34 0,35
50
100
0
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Indicador de transformación servicios (%)
63,6 66,2 69,4 68,1 66,6 65,0 64,7 63,9
-4%
-2,8%
-1,3p
En 2012, el IE2-R residencial tuvo una caída moderada de 1,3 puntos... ... debido a un empeoramiento de la intensidad energética
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
89
4.5. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector de servicios en España
La Eficiencia Energética en el sector servicios aumentó 1,6 puntos en 2012, recuperando así una senda ascendente que
se había visto amortiguada desde 2010.
Figura 4.5.-a. Evolución del IE2-R servicios (2000-2012)
Nota: Datos corregidos por clima para mejorar la comparabilidad y por PIB para descontar el efecto de utilidad que acompaña el aumento de calidad de vida Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
De manera análoga al sector residencial, las palancas que definieron la evolución de la Eficiencia Energética en el
sector servicios fueron la reducción de la intensidad energética (-0,9%), y la evolución constante de la eficiencia de
transformación. El primer factor se vio condicionado por la reducción del consumo de energía final del sector terciario
(-1,4%) y por una ligera caída del valor añadido del sector (-0,1%).
En cuanto a la eficiencia de transformación, su evolución constante enmascara dos puntos a destacar:
• Mayor consumo de gas (+3p) con una contribución al mix del sector servicios del 7%, en detrimento del
uso de la electricidad (-3p).
• Menor eficiencia de transformación de la electricidad en España en 2012, consecuencia de la mayor
penetración de la generación con carbón en el mix (+2p).
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
117,4 115,8 115,9 115,5
110,4
102,4
96,9 100,0 99,3
96,6
91,5 94,9 95,8
IE2-R servicios
+1,6p
obse
rvat
orio
de
ener
gía
90
Figura 4.5.-b. Evolución de IE2-R del sector servicios y de las intensidades energéticas
1. La corrección de intensidad de servicios se realiza solamente por clima y manteniendo el VAB a precios de 2000Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
140
120
100
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
60
IE2-R Evolución
117,4 115,8 115,9 115,5
110,4
102,4
96,9 100,0
0
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
30
20
10
Intensidad servicios corregida1 (tep/M 2000)
16,8 17,0 18,3 17,9 18,8 19,3 20,4 19,9
50
100
0
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Indicador de transformación servicios (%)
51,4 51,2 55,3 53,8 54,1 51,7 51,6 52,0
En 2012, el IE2-R servicios tuvo un crecimiento moderado del 1%... ... debido a un ligero empeoramiento de la intensidad energética
+1%
-0,9%
0%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
91
4.6. Evolución de la eficiencia en la transformación de energía en España
El impacto de la eficiencia en el proceso de transformación de las diversas fuentes de energía primaria a energía final
es trasversal entre todos los sectores e influye en los índices de eficiencia IE2-R sectoriales tratados en los apartados
anteriores. En este sentido, hemos analizado la eficiencia en el proceso de transformación para las fuentes de
energía consideradas en el presente informe: productos petrolíferos, gas natural, carbón, electricidad y bioenergía
(biocombustibles y biomasa y residuos).
La eficiencia en la transformación de la energía experimentó en España una importante caída durante 2012 (-2,9
puntos). Esta evolución dependió de dos factores distintos: las variaciones en el mix de fuentes de energía en el
consumo final, y la evolución de la eficiencia de transformación de cada una de las fuentes. La siguiente figura indica,
de manera esquemática, la variación de cada uno de estos factores en 2012.
Figura 4.6.-a. Indicadores de eficiencia para la transformación de la energía
1. El dato del indicador de transformación global ha variado con respecto datos publicados en el informe de 2011, debido a correcciones introducidas en las principales bases de datos usadas como fuenteFuente: Eurostat; Agencia Internacional de la Energía (AIE); MITyC; elaboración y análisis Fundación Repsol
Indicador de e�ciencia en la transformación1 (Energía �nal/primaria)
Mix de consumo �nal (%)
Peso de electricidad (%)
Peso de productos petrolíferos (%)
Peso de gas natural (%)
Peso del carbón (%)
Peso de los biocombustibles (%)
Peso de la biomasa (%)
E�ciencia de la cadena de electricidad (%)
E�ciencia de la cadena de gas natural (%)
E�ciencia de la cadena de productos petrolíferos (%)
Mix de generación
Pérdidas en transporte
E�ciencia de bombeo
E�ciencia del transformación
Logística
E�ciencia de la cadena de carbón (%)
E�ciencia de la transformación
E�ciencia de biocombustibles (%)
E�ciencia de la cadena de biomasa (%)
Biodiesel 81%
Biogasolina 59%
Biomasa 80% Se asume invariante
en el tiempo
2011 2012 2011/201299,4 99,4 0p
2011 2012 2011/201242,7 41,1 -1,6p
2011 2012 2011/201270,7% 67,8% 2,9p
2011 2012 2011/201292,4 92,4 0p
2011 2012 2011/201213,8 16,8 -3,0p
2011 2012 2011/201225,0 26,1 1,1p
2011 2012 2011/201252,1 47,7 -4,4p
2011 2012 2011/20122,1 1,7 -0,4p
2011 2012 2011/20124,6 4,8 0,2p
2011 2012 2011/20121,8 2,3 0,5p
2011 2012 2011/2012100 100 0p
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92
En cuanto a la evolución del mix energético de consumo final, la electricidad, la biomasa y los biocombustibles ganaron
peso en el mix en el año 2012, en detrimento del gas natural, los productos petrolíferos y el carbón, que disminuyeron
ligeramente su cuota.
La caída de la eficiencia global de transformación se debió fundamentalmente a la mayor penetración de la electricidad
en el mix, y a la correspondiente caída de su eficiencia de transformación debido a una mayor contribución del
carbón para su generación. En concreto, en 2012, el carbón ganó tres puntos porcentuales de cuota en el mix de
generación eléctrica, frente al resto de fuentes de energía que se mantuvieron relativamente constantes a excepción
del gas natural, cuya contribución disminuyó cuatro puntos porcentuales. Dada la relativamente baja eficiencia de
transformación eléctrica (ratio de electricidad producida por combustible consumido) del carbón frente a fuentes de
generación eléctrica más eficientes, como las renovables o el gas natural, el indicador global de eficiencia en la cadena
de transformación de electricidad se redujo en 1,6 puntos.
Figura 4.6.-b. Evolución del mix energético en la generación eléctrica y Eficiencia Energética implícita
1. Incluye hidroeléctrica, eólica, solar, biomasa y residuos. 2. El 38% corresponde a una central convencional mientras que el 58% corresponde a una central de ciclos combinados Fuente: Ministerio de Industria Turismo y Comercio; elaboración y análisis Fundación Repsol
-
40
20
0
2012
26
2010
30
2009
33
2002
38
40
20
0
2012
18
2010
15
2009
8
2002
12
40
20
0
2012
25
2010
24
2009
25
2002
22
40
20
0
% en el mix % en el mix % en el mix % en el mix % en el mix
2012
18
2010
17
2009
16
2002
17
0
40
20
2012
5
2010
5
2009
5
2002
6
Renovables 1 Gas natural Petróleo Carbón Nuclear
Mix de energía primaria consumida para la generación eléctrica en España
+1p
+1p+1p-4p
0p
+3p
+1p
+
E�ciencia Energética: ratio de tep de electricidad producida con un tep de combustible
85-98% 38-58%2 45-53% 35-47% 30-35%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
93
Dado que cada sector de la economía considerado en el presente informe posee un mix energético específico, la
eficiencia de transformación evolucionó de manera distinta en cada uno de ellos. El sector industrial experimentó la
caída más grande de eficiencia (-1,4 puntos), seguido del sector residencial (-0,8 puntos) y transporte (-0,3 puntos). Por
otro lado, la eficiencia de transformación del sector servicios se mantuvo prácticamente constante. A continuación,
observamos el mix del balance energético por sector.
Figura 4.6.-c. Destino del petróleo, gas natural, electricidad, biomasa y carbón en el balance energético (2012)
Nota: Incluidos únicamente los sectores considerados en los índices de eficienciaFuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol
80
20
0
80
60
100 60 40 20 0
100
40
6 1
Industria
92
Transporte
42
17
30
6 5
Servicios
17
(%)
68
Residencial
23
18
42
17
1
14 Biomasa
Carbón
Petróleo
Gas natural
Electricidad
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94
4.7. Evolución de la Eficiencia Energética del pozo al país a través del IE2-R
En general, los inventarios de consumo energético se limitan a medir el consumo interno dentro de un país, sin descontar
la parte relativa a las exportaciones de energía ni incluir la parte asociada a las importaciones. Esta limitación hace que
los valores de consumo del país no sean del todo realistas. Para no incurrir en esta simplificación, una vez finalizado
el análisis relativo a la eficiencia de consumos internos, examinamos a continuación la evolución de Índice Repsol de
Eficiencia Energética del Pozo al País, IE2-Rpp, que incluye los consumos energéticos asociados a las importaciones netas
de energía del país.
Este análisis es especialmente relevante en España porque, como se ha observado previamente en este informe, el
país es muy dependiente de las importaciones de combustibles fósiles para cubrir sus necesidades energéticas. En
concreto, su producción autóctona es prácticamente inexistente, a excepción del carbón.
Figura 4.7.-a. Evolución del índice IE2-Rpp global en España
Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
109,0
102,6 100,4
98,3 95,6
97,7 100,5 100,0
105,2 108,7
114,6
122,0 124,7
Evolución del índice IE2-RPP global en España (2005 = 100)
+6,4p
MayorE�ciencia Energética
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
95
En 2012, el Índice Repsol de Eficiencia Energética del Pozo al País en España aumentó 6,4 puntos, siguiendo con la
tendencia de mejora experimentada desde 2011.
El aumento en la eficiencia del pozo al país depende de dos factores: el consumo específico y el factor de eficiencia
del pozo al país. El primero refleja el efecto de la eficiencia en el consumo final de energía, y el segundo muestra las
necesidades energéticas asociadas a la producción e importaciones de los combustibles que se requieren para cubrir
la demanda interna de energía en el país. El incremento del IE2-Rpp, de 6,4 puntos del 2012 se desglosó en una caída del
3% del consumo específico y del 1% en el factor de eficiencia del pozo al país.
Figura 4.7.-b. Factor del consumo específico en España y consumo específico del pozo al país
del índice IE2-Rpp global
1. Factor que refleja el efecto de la Eficiencia Energética en el consumo final sobre la Eficiencia Energética del pozo al país2. Factor que refleja el efecto del mix de combustibles sobre el consumo energético del pozo al país Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
2005 2007
200
150
100
50
0
2012 2010 2008 2006 2009 2011
Índice de E�ciencia Energética global del pozo al país en España (2005 = 100)
Global
109,0 102,6 100,4 98,3 95,6 97,7 100,5
100,0
200
100
0
2012 2010 2008 2006 2005 2007 2009 2011
Evolución factor de consumo del pozo al país (2005 = 100)
102,5 104,0 99,9 104,8 104,8 103,7101,1
100,0
200
2012
100
0
2010 2011 2008 2006 2007 2005 2009
Evolución del consumo de energía �nal especí�co en España (2005 = 100)
90,894,1 100,2 97,4 99,1 97,8 97,6
100,0
Factor de consumoespecí�co1
Factor de e�cienciadel pp2
-3%
+6,4p
-1%
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96
La evolución del factor de consumo depende directamente de la variación de los consumos específicos sectoriales que,
como ya hemos visto a lo largo de este capítulo, ha sido negativa en todos los casos, destacando el sector industrial.
Por otro lado, la caída del factor de consumo del pozo al país estuvo motivada por una importante disminución del
consumo del pozo al país en los sectores residencial y servicios. El sector residencial experimentó la disminución más
fuerte, con una tasa de decrecimiento del 8%, debida a una menor participación del gas natural en su mix (-3,1 puntos),
que requiere un alto consumo energético para su producción, transporte y transformación del pozo al país.
En cuanto al análisis de las fuentes de energía, en 2012, el mayor incremento del consumo unitario del pozo al país se
atribuyó al carbón (+3,8%) y al biodiesel (+20,8%), siendo el gas natural la fuente que experimentó una mayor caída
(-7,88%). Por otro lado, tanto el gas natural como el biodiesel, la electricidad y el carbón, se mantuvieron como las
fuentes con mayor consumo del pozo al país.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
97
Figura 4.7.-c. Factores de eficiencia del pozo al país y consumo específicos sectoriales
Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol
20
10
0
6,7 6,2 6,8 5,4
2006 2005
5,5 6,0 5,9 5,8
Consumo pozo al país transporte (tep / ‘00tep�nal)
Consumo pozo al país industria (tep / ‘00tep�nal)
Consumo pozo al país residencial (tep / ‘00tep�nal)
Consumo pozo al país servicios (tep / ‘00tep�nal) Consumo pozo al país servicios (%)
Consumo pozo al país transporte (%)
Consumo pozo al país industria (%)
Consumo pozo al país residencial (%)
2012 2011 2010 2009 2008 2007
20
10
0
2012
9,1
2011
9,2
2010
9,2
2009
10,1
2008
10,5
2007
10,0
2006
10,0
2005
9,8
20
10
0
2012
7,9
2011
8,6
2010
8,6
2009
9,0
2008
9,6
2007
9,2
2006
9,0
2005
8,3
20
10
0
11,0
2012
9,8
2011
10,4
2010
9,8
2009 2008
11,9
2007
11,2
2006
10,0 10,9
2005
100
50
0
2012
34,6
2011
34,6
2010
32,1
2009
31,0
2008
26,3
2007
29,6
2006
28,9
2005
29,0
100
50
0
33,0
2011
34,3
2012 2010
35,8
2009
36,2
2008
39,2
2007
37,5
2006
37,7
2005
40,3
100
50
0
2012
18,2
2011
19,4
2010
19,3
2009
19,1
2008
19,9
2007
19,3
2006
19,6
2005
18,1
100
50
0
13,6
2007 2008
14,6
2006 2011
13,0
2012 2010 2009
12,8 13,7 12,8 13,9
2005
12,6
0
2008 2012 2010
50
2006 2004
100
200
150
103,8
101,1
99,9
100,0 104,0
104,8
102,5 103,7
Evolución factor de consumo“del pozo al país” (2005 = 100)
x
x
x
x
-1%
-1%
-8%
-6%
+2%
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98
5 Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y la UE-15 a través del I2C-R y el I2C-Rpp
El análisis de los Índices Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero proporciona una visión de
la evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España y la UE-15, y ayuda a completar el estudio de
la Eficiencia Energética realizado en el capítulo anterior. En este análisis consideramos tanto la intensidad de emisiones
de la producción, transformación y consumo final de la energía dentro de un país (mediante el Índice Repsol de
Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero, I2C-R), como la intensidad de emisiones asociadas a
la producción, transformación y transporte internacional de las importaciones netas de energía del país (mediante el
Índice Repsol de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País, I2C-Rpp).
Los índices se desglosan también a nivel sectorial, y se calculan tanto para España como para los demás países de la
UE-15, con el fin de ofrecer un análisis comparativo de los resultados. Cabe resaltar que, a diferencia de los índices de
Eficiencia Energética, un descenso en los índices de intensidad de emisiones debe interpretarse como una mejora, ya
que indica una reducción de las mismas, mientras que un incremento debe interpretarse como un empeoramiento.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
99
5.1. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y en la UE-15
En 2012, el Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero en España
disminuyó 1,7 puntos.
Figura 5.1.-a. Evolución del I2C-R global en España (2000-2012)
Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
80
120
140
60
100
40
99,7
2004
100,0
2003
87,1
2008
91,7
2007
95,1
2006
96,1
2005 2013e
82,7
2000
100,1
2001
103,5
82,3
2012 2011
I2C-R Global (2005 = 100)
2009 2002
84,4
2010
84,0
99,8 104,3
Reducción de laintensidad de emisiones
Aumento de laintensidad de emisiones
-1,7p
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100
El Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero se calcula como la combinación de
dos parámetros: el consumo específico, que muestra la eficiencia en el consumo de energía final, y el factor de emisión,
que considera las emisiones internas medias por unidad de energía final consumida. La disminución del índice de
intensidad de emisiones en 2012 se vio influenciada fundamentalmente por la caída del consumo unitario de energía
(-3,2 puntos) y el incremento del factor de emisión global (+2,2 puntos).
Figura 5.1.-b. Cálculo del I2C-R
1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por cada palanca (pasajeros-km, t-km, VAB, número de hogares)2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumida Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
La variación del factor de emisión acaecida en 2012 se debió fundamentalmente al aumento de las emisiones específicas
por el consumo de electricidad, cuyo incremento fue de un 6,5%, alcanzando así 4.400 kgCO2/tep. Dicho aumento fue
causado por el mayor peso del carbón en el mix de generación eléctrica (2 puntos porcentuales más que en 2011).
Las emisiones unitarias del resto de fuentes también sufrieron un aumento moderado, a excepción del carbón y el
biodiesel, que redujeron sus emisiones de un año a otro.
Factor de consumoespecí�co1
Factor deemisión2
2008 2006 2004 2002 2000
140
120
100
80
60
2012 2010
104,3 100,1
103,5 99,8 99,7 100,0
I2C-R Global (2005 = 100)
82,7 84,4 84,0 87,1
91,795,1 96,1
2010
50
2012 2008 2002 2006 2004
150
2000
100
Evolución consumo especí�co global (2005 = 100)
97,8
99,0
97,9
100,2 94,3 91,6 98,0
100,0
100,9
102,5
101,0
102,8
101,1
2002
150
100
50
2012 2010 2008 2006 2004 2000
Evolución factor de emisión global (2005 = 100)
92,6 91,2 89,0 82,4
88,4 97,3 98,3 100,0 98,7 97,2 102,5 97,3 103,1
-1,7p
+2,2p
-2,7p
x
El I C-R Global en España disminuyó 1,7 puntos en 2012... ... debido principalmente a la caída del consumo unitario de energía2
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
101
Por otro lado, el mix de combustibles también es un factor clave a la hora de evaluar la evolución de las emisiones. Sin
embargo, en 2012, aunque algunas de las fuentes con mayores emisiones disminuyeron su contribución, como por
ejemplo el carbón (de 2,1% a 1,7%) y los productos petrolíferos (de 52,1% a 47,7%), éstas lo hicieron, en parte, a favor de
la electricidad (de 25% a 26,1%), que tiene una intensidad de emisiones internas más elevada. La cuota de gas natural
también aumentó sustancialmente (de 13,8% a 16,8%).
Figura 5.1.-c. Emisiones específicas por fuente de energía (2010-2012)
Nota: No hay datos de 2012 disponibles para el bioetanol Fuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
A pesar del importante incremento en el factor de emisiones de la electricidad, España se mantuvo todavía por debajo
de la media de la UE-15 en este indicador, gracias a que un alto porcentaje de su generación eléctrica proviene de
fuentes renovables y energía nuclear (en conjunto, un 50% de la electricidad generada en 2012).
1
3
5
4
2
0
Intensidad de emisiones internas (Tm CO2eq / tep �nal)
Biomasa
3,4 3,3
LPG
3,2 3,1
Coque/otros
3,6 3,6
Fuelóleo
3,6 3,5
Gasóleo
3,4 3,4
Queroseno
3,4 3,3
Gasolina
0,0 0,0
Electricidad
4,4 4,1
Biodiesel
0,3 0,5
Carbón
4,2 4,2
Gas natural
2,7 2,6
% contribución al mix en 2012
2011
2012
+2%+2% +2% +2% +2% +2%
0%
+2%
2% 7% 3% 32% 1% 3% 17% 2% 3% 26% 5%
-36%
+7%
0%
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102
Figura 5.1.-d. Emisiones medias en la generación eléctrica en la UE-15
1. Más de un 40% en el mix de generación de energía nuclear más renovablesFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
Las variaciones en las emisiones específicas de cada fuente de energía afectaron en diferente medida a los índices
sectoriales, en función de su mix energético. El sector industrial fue el que marcó la tendencia general con una
importante caída de 5,7 puntos, debido a una fuerte reducción de su consumo unitario, principalmente en la industria
metalúrgica y de minerales. Por otro lado, los sectores residencial y de servicios, que tienden a evolucionar de forma
análoga debido a su dependencia de la electricidad como fuente de energía predominante, aumentaron sus índices
de emisiones en 1,9 y 1,7 puntos respectivamente. Por último, el sector del transporte se mantuvo prácticamente
constante con respecto a su tasa de emisiones de 2011 (-0,5 puntos).
9.000
0
6.000
12.000
3.000
4.403
Dinamarca España Finlandia
3.213
Bélgica
2.035
Austria
2.003
Francia
929
Suecia
319
4.989
Emisiones medias de la electricidad en Europa en 2012 (kg CO2eq/tep de electricidad)
4.553
Variación 2011/ 2012 (kg CO2eq/tep de electricidad)Alto contenido de renovables y/o energía nuclear1
UE-15
Grecia
10.411
Irlanda
7.230
Reino Unido
6.997
Alemania
6.802
Italia
6.116
Holanda
5.337
Portugal
5.316
-72,2 -185,8 -518,5 -69,6 -503,9 286,2 -1.485,1 764,6 -335,9 -121,8 107,0 326,1 95,6 74,2
-45,6
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
103
Figura 5.1.-e. Evolución de los índices I2C-R sectoriales en España (2000-2012)
Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
Para 2013, estimamos que el índice global de intensidad de emisiones de GEI decrecerá ligeramente, lo cual se justifica
tras su desagregación por sectores:
• Observamos una disminución esperada de las emisiones de los sectores de industria, residencial y
servicios, debido a una ligera caída del factor de emisiones, consecuencia a su vez de la mejora del factor
de emisiones de la electricidad en 2013 (por la mayor penetración de renovables).
• Estimamos un aumento de las emisiones de los sectores de transporte y residencial, en ambos casos
derivado de un ligero aumento del consumo unitario, y en el caso del transporte unido a un mayor factor
de emisiones por la menor participación de los biocombustibles en el mix.
40
120
100
80
60
2013e
67,2
2012
68,6 66,9
2010
58,6 68,2
2008
78,7
92,5
2006
97,7 100,0
2004
99,0 98,7
2002
108,0
96,1
2000
96,1
120
100
80
60
40
2010
84,1 87,2
2008
96,1 96,9
2006
92,1
2013e
81,2
2012
81,9
87,6
100,0
2004
99,6 98,7
2002
97,0 93,3
2000
103,6
80
60
40
120
100
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
2013e
91,8
2012
91,2 91,6
2010
97,7
2008
97,5 97,2
2006
98,9 100,0
2004
101,1 102,3
2002
104,3
106,2
2000
108,7
96,1
80
40
120
100
60
2012
75,1 73,2 74,5
2013e
66,9 71,9
2010 2008
78,9 88,9
2006
95,1 100,0
2004
97,0 97,1
2002
110,3
102,0
2000
101,4
Transporte Industria
Residencial Servicios
-0,5 -5,7
+1,9+1,7
obse
rvat
orio
de
ener
gía
104
En comparación con el resto de países de la UE-15, España presentó en 2012 una intensidad de emisiones peor a la
media, 16 puntos por encima, a pesar de operar con un mix de generación eléctrica con menores emisiones.
El sector industrial fue el principal causante de esta diferencia, ya que su intensidad de emisiones se situó 46 puntos por
encima de la media europea. Por el contrario, el sector servicios fue el único sector con una intensidad de emisiones
claramente inferior a la media de la UE-15. En cuanto a la evolución con respecto a 2011, los sectores industrial y
residencial fueron los que lograron mejorar su tendencia en comparación con la media europea.
Figura 5.1.-f. Comparación de la intensidad de emisiones internas de GEI en España con la UE-15
1. Positivo si la variación 2011-2012 experimentada por España es considerada mejor que la experimentada por la UE-15 en su conjunto, un aumento menor, una reducción mayor o una disminución en emisiones vs. un aumento; negativo en caso contrarioFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
50
150
0
100
112
Servicios
100 82
Residencial
100 98
Industria
100
146
Transporte
100
Comparación España vs. UE-15 en 2012 (UE-15 = 100)
1 - -+ +
150
100
0
50
Comparación España vs. UE-15 en 2012 (UE-15 = 100)
116
Comparación Global
100
España UE-15
España se sitúa 16 puntos por encima de los nivelesde la media de la UE-15
Var. 2011-2012 España vs. UE-151
Diferente comportamiento de la e�ciencia según el sector
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
105
En los siguientes apartados analizamos la evolución de la intensidad de emisiones en los diferentes sectores. Debido a la
importancia del mix de consumo de energía final en la intensidad de emisiones, haremos especial referencia a su evolución
a nivel sectorial. A modo de resumen, presentamos la siguiente figura. La flecha ascendente significa que la cuota del
consumo del combustible señalado sobre el total aumentó, mientras que la flecha descendente indica que disminuyó.
Figura 5.1.-g. Evolución de los factores de emisiones sectoriales y del mix de combustibles
Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
Intensidad de emisiones de cada fuente de energía
GLP
Elec
tric
.
Carb
ón
Coqu
e
Que
rose
n.
Gas
olin
a
Sectores Factor de emisión total Factor de emisión
Bioc
omb.
Evolución del consumo de fuentes de energía (%)
GN
=
=
=
=
=
=
= =
Gas
óleo
=
Transporte
Residencial
Industria
Servicios
Factores de emisión sectoriales en España (Índice: UE-15 = 100)
Factores de emisión sectoriales medios en la UE-15
Mayor/menor/igual consumo(en España 2011/2012 o en España vs UE-15) =
España 2011 vs. 2012
España 2011 vs. 2012
España vs. UE-15 en 2012
España vs. UE-15 en 2012
España 211 vs. 2012
España 2011 vs 2012
España vs. UE-15 en 2012
España vs. UE-15 en 2012
+
+
+
40%
17%
30%
13%
Ponderación
= = =
=
= = =
=
=
= =
= =
=
=
=
=
=
=
=
=
116,2
100
112,4
97,8
100
100
145,6
100
82,2
100
obse
rvat
orio
de
ener
gía
106
5.2. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector transporte en España
La intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector transporte en España cayó 0,5 puntos en 2012.
La reducción de la intensidad de emisiones se debió principalmente a un menor consumo específico (-0,9 puntos),
aunque también se vio influenciada por el leve empeoramiento del factor de emisión sectorial (+0,4 puntos).
Figura 5.2.-a. I2C-R del sector transporte en España (2000-2012)
1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por pasajeros-km o t-km 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
60
140
120
100
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
I2C-R transporte (2005 = 100)
91,2 91,6 96,1
97,7 97,5 97,2 98,9 100,0
140
60
80
100
120
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
95,2 96,0 100,5 100,6 98,9 98,1 99,0
Evolución consumo especí�co en transporte (2005 = 100)
100,0
80
2007 2008 2009 2006
120
100
2011
60
2012 2010 2005
140
97,1 95,4 95,7 99,9 98,6 99,1
Evolución factor de emisión transporte (2005 = 100)
95,8 100,0 Factor de emisión2
Factor de consumo
especí�co1
El I2C-R del transporte disminuyó 0,5p en 2012... ... derivado de una disminución del consumo especí�code 0,9p y un mayor factor de emisión
+0,4p
-0,9p
-0,5p
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
107
Como ya se trató en el análisis de los índices de Eficiencia Energética, el consumo unitario en el sector transporte cayó
en 2012 tanto en pasajeros (-1,5%) como en mercancías (-0,1%). En consecuencia, el consumo específico del sector se
redujo también en una magnitud del mismo orden (0,9 puntos).
Por otra parte, el factor de emisión en transporte mejoró ligeramente en 2012 (+0,4 puntos), lo cual se debió
fundamentalmente al incremento del peso de los biocombustibles y del gas natural en el mix de energía.
Figura 5.2.-b. Evolución de las emisiones por unidad de energía consumida en el transporte en España
1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
100
140
120
80
60
Evolución factor de emisión transporte (2005 = 100)
95,8 95,4 95,7 97,1 98,6 99,1 99,9 100,0
Emisiones especí�cas en el transporte Indicadores de emisiones en el transporte
6.000
0
2.000
4.000 3.329
2006
3.357
2005
3.359
2007
3.311
2008
Emisiones especí�cas del transporte (kg CO2eq/tep)
3.214
2009
3.261
2012
3.218
2011
3.206
2010
Mix de energía �nal en el transporte
x
Intensidad deemisiones internas
por fuente de energía(kg CO2eq/tep)
GLP (%)2011 2012 2011/2012
0,07% 0,10% +0,03p
Gasolina (%)2011 2012 2011/2012
16,53% 16,58% +0,05p
Queroseno (%)
Gasóleo1 (%)
2011 2012 2011/20126,51% 6,33% -0,18p
2011 2012 2011/201270,66% 68,97% -1,69p
0,00%Coque/otros (%)
2011 2012 2011/20120,00% -
Gas natural (%)2011 2012 2011/2012
0,11% 0,28% +0,17p
Carbón (%)2011 2012 2011/2012
0,00% 0,00% -
Electricidad (%)2011 2012 2011/2012
0,80% 0,71% -0,09p
Biocombustibles(%)
2011 2012 2011/20125,32% 7,03% +1,71p
Mix de energía �nalen el transporte (%)
+0,4%
+0,4p
obse
rvat
orio
de
ener
gía
108
5.3. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector industrial
El índice I2C-R disminuyó 5,7 puntos en el sector industrial en 2012, continuando con una tendencia decreciente que,
salvo amago de cambio en 2007 y 2011, se ha venido prolongando desde 2005 con una tasa de decrecimiento anual
del 2,8%. Los dos factores que determinan el comportamiento de este índice evolucionaron de manera distinta en
2012. El más determinante fue el consumo específico del sector industrial, que se redujo en 7,3 puntos, mientras que el
factor de emisiones específicas creció en 0,9 puntos.
Figura 5.3.-a. Evolución del I2C-R industrial en España
1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por unidad de VAB 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
El consumo específico en el sector industrial se redujo en 2012, continuando así con la tendencia descendente de los
últimos años. Este comportamiento, como ya se vio en la sección dedicada a los índices de Eficiencia Energética, fue
común a la mayoría de las industrias analizadas, a excepción de la química, la papelera y la de alimentación.
60
140
120
100
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
I2C-R industrial (2005 = 100)
81,9
87,6 84,1
87,2
96,1 96,9
92,1
100,0
140
60
80
100
120
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
90,6 97,9
107,3 102,1 105,3 100,2
94,5
Evolución consumo especí�co industrial (2005 = 100)
100,0
80
2007 2008 2009 2006
120
100
2011
60
2012 2010 2005
140
85,3 89,4 78,4
97,5 91,3
96,7
Evolución emisiones especí�cas industriales (2005 = 100)
90,3 100,0
En 2012, el I2C-R industrial se redujo en 5,7 puntos... ... a causa de una disminución notable del consumo unitario
Factor de emisión2
Factor de consumo
especí�co1
-7,3p
+0,9p
-5,7p
-2,8%
x
TCMA
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
109
Por otra parte, la evolución de las emisiones específicas del sector industrial continuó con su tendencia de crecimiento
iniciada en 2010. Dicho aumento puede resultar sorprendente ya que, al estudiar el mix de energía final, la contribución
del gas natural, que tiene un nivel bajo de emisiones (2713 kgCO2/tep), creció significativamente (9,2 puntos), mientras
que la del carbón, con un alto nivel de emisiones superior a 4000 kgCO2/tep, disminuyó notablemente (-2,49 puntos).
Sin embargo, en 2012, todas las fuentes de energía a excepción del carbón, el biodiesel y la biomasa, sufrieron un
aumento importante de sus emisiones unitarias con respecto a 2011. Tal acontecimiento explica el leve aumento de las
emisiones específicas del sector industrial.
Figura 5.3.-b. Desglose de la evolución del factor de emisión del sector industria
1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
Desde un punto de vista sub-sectorial, el aumento tan significativo del gas natural se explica con el mayor consumo unitario
de energía de la industria química (+12,8%) y papelera (+14,9%). Por otro lado, la disminución de la penetración del carbón
y los productos petrolíferos se explica con un menor consumo unitario de las industrias metalúrgica y de minerales.
Emisiones especí�cas sector industria Indicadores de emisiones en el sector industria
Mix de energía �nal en industria
x
Intensidad deemisiones internas
por fuente de energía(kg CO2eq/tep)
GLP (%)2011 2012 2011/2012
1,83% 1,68% -0,15p
Gasolina (%)2011 2012 2011/2012
0,00% 0,00% -
Queroseno (%)
Gasóleo1 (%)
2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -
2011 2012 2011/20127,58% 5,29% -2,29p
14,62%Coque/otros (%)
2011 2012 2011/201210,85% -3,77p
Gas natural (%)2011 2012 2011/2012
31,33% 40,58% +9,25p
Carbón (%)2011 2012 2011/2012
9,16% 6,68% -2,49p
Electricidad (%)2011 2012 2011/2012
29,98% 29,66% -0,32p
Biomasa (%)2011 2012 2011/2012
5,50% 5,26% -0,25p
Mix de energía �nalen la industria (%)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
140
120
100
80
60
90,3 89,4
78,4 85,3
91,3 96,7 97,5 100,0
Evolución emisiones especí�cas del sector industria (2005 = 100)
0
2.000
4.000
2005
3.672
Emisiones especí�cas del sector industria (kg CO2eq/tep)
2012
3.317
2011
3.284
2010
2.878
2009
3.133
2008
3.352
2007
3.550
2006
3.581
+0,9p
+1,0%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
110
5.4. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector residencial
El índice I2C-R empeoró 1,9 puntos en 2012 en el sector residencial, continuando con la tendencia ascendente
de 2011. De los dos factores que determinan el comportamiento de este índice, si bien el consumo específico del
sector residencial se redujo en 2,6 puntos, el importante incremento del factor de emisión en 4,6 puntos determinó el
comportamiento global del índice.
Figura 5.4.-a. Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI (I2C-R) en el sector residencial
1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por hogar2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaNota: Consideramos el año 2001 por razones de comparabilidad con la tendencia históricaFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
El consumo específico del sector residencial se redujo notablemente en 2012 (-2,6 puntos). Como ya se vio en la sección
anterior sobre los índices de Eficiencia Energética, dicha disminución está relacionada con los efectos de la crisis económica.
60
140
120
100
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
I2C-R residencial (2005 = 100)
75,1 73,2
66,9
71,9
78,9
88,9
95,1
100,0
140
60
80
100
120
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
87,5 90,1 91,9 88,7 90,6 93,2 98,4
Consumo especí�co del sector residencial (2005 = 100)
100,0
80
2007 2008 2009 2006
120
100
2011
60
2012 2010 2005
140
81,1 81,3 72,8
96,7 87,1
95,3
Emisiones especí�cas del sector residencial (2005 = 100)
85,9 100,0
El I2C-R del sector residencial continuó su mejora, con un aumentode 1,9p en 2012...
... derivado de un importante aumento de las emisionesespecí�cas residenciales
Factor de emisión2
Factor de consumo
especí�co1
-2,6p
+4,6p
1,9p
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
111
En cuanto al factor de emisión, su aumento de 4,6 puntos se produjo debido a diversos factores:
• La contribución al mix del gas natural se redujo 3,1 puntos, siendo ésta una de las fuentes menos
contaminantes.
• La contribución al mix de la electricidad creció 2,5 puntos, siendo ésta la fuente más contaminante.
• Las emisiones específicas de todas las fuentes crecieron, a excepción de las del carbón, biodiesel y biomasa.
Figura 5.4.-b. Evolución del factor de emisión en el sector residencial
1. Incluye fuelóleo Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
Emisiones especí�cas residencial Indicadores de emisiones en el sector residencial
Mix de energía �nal en el sector residencial
x
Intensidad deemisiones internas
por fuente de energía(kg CO2eq/tep)
GLP (%)2011 2012 2011/2012
7,65% 7,84% +0,19p
Gasolina (%)2011 2012 2011/2012
0,00% 0,00% -
Queroseno (%)
Gasóleo1 (%)
2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -
2011 2012 2011/201210,36% 10,14% -0,22p
0,01%Coque/otros (%)
2011 2012 2011/20120,00% -0,01p
Gas natural (%)2011 2012 2011/2012
26,07% 23,01% -3,07p
Carbón (%)2011 2012 2011/2012
0,76% 0,72% -0,04p
Electricidad (%)2011 2012 2011/2012
39,74% 42,22% +2,48p
Biomasa (%)2011 2012 2011/2012
15,40% 16,08% +0,67p
Mix de energía �nalen residencial (%)
+1,0%
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Emisiones especí�cas del sector residencial (2005 = 100)
85,9 81,3
72,8 81,1
87,1 95,3 96,7 100,0
0
4.000
2.000
3.114
2011
2.948
2010
2.641
2009
2.942
2008
3.159
2007
3.457
2006
3.506
2005
3.627
2012
Emisiones especí�cas del sector residencial (kg CO2eq/tep)
+4,6p
+6,0%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
112
5.5. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector servicios
El I2C-R del sector servicios aumentó 1,7 puntos en 2012, siguiendo una senda análoga a la descrita por el sector
residencial. De los dos factores que determinan el comportamiento de este índice, si bien el consumo específico del
sector residencial se redujo en 0,8 puntos, el notable incremento del factor de emisión en 2,7 puntos determinó el
comportamiento global del índice.
Figura 5.5.-a. Evolución del I2C-R del sector servicios
1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por unidad de VAB 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaNota: Consideramos el año 2001 por razones de comparabilidad con la tendencia histórica Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
60
140
40
120
100
80
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
I2C-R sector servicios (2005 = 100)
68,6 66,9
58,6
68,2
78,7
92,5 97,7
100,0
140
60
80
100
120
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
84,4 85,1 91,9 89,8 94,4 97,0
102,3
Consumo especí�co servicios (2005 = 100)
100,0
80
2007 2008 2009 2006
120
100
2011
60
2012 2010 2005
140
76,0 78,6
63,8
95,5 83,4
95,4
Emisiones especí�cas servicios (2005 = 100)
81,3
100,0
-0,8p
+2,7p
+1,7p
Factor de emisión2
Factor de consumo
especí�co1
El I2C-R del sector servicios subió 1,7p en el 2012... ... debido principalmente a un aumento notable de las emisionesespecí�cas
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
113
La caída del consumo específico, ya tratada en el capítulo relativo a la Eficiencia Energética, se debió fundamentalmente
a la reducción del consumo de energía final del sector terciario (-1,4%).
En cuanto al aumento de las emisiones específicas en el sector servicios, éste se debió principalmente (como en el resto
de sectores) al aumento de las emisiones unitarias de la mayoría de las fuentes con respecto al año anterior. Todo ello,
a pesar de la evolución hacia un mix más eficiente con mayor contribución de gas natural (+5,89 puntos) y menor peso
de la electricidad (-5,83 puntos).
Figura 5.5.-b. Evolución del factor de emisión del sector servicios
1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
Emisiones especí�cas sector servicios Indicadores de emisiones en el sector servicios
Mix de energía �nal en el sector servicios
x
Intensidad deemisiones internas
por fuente de energía(kg CO2eq/tep)
GLP (%)2011 2012 2011/2012
1,95% 1,75% -0,20p
Gasolina (%)2011 2012 2011/2012
0,00% 1,31% +1,31p
Queroseno (%)
Gasóleo1 (%)
2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -
2011 2012 2011/201212,21% 11,03% -1,18p
0,01%Coque/otros (%)
2011 2012 2011/20120,01% 0,00p
Gas natural (%)2011 2012 2011/2012
10,74% 16,63% +5,89p
Carbón (%)2011 2012 2011/2012
0,00% 0,00% -
Electricidad (%)2011 2012 2011/2012
74,42% 68,6% -5,83p
Biomasa (%)2011 2012 2011/2012
0,67% 0,68% +0,01p
Mix de energía �nalen sector servicios (%)
+1,0%
+2,7p
+3,0%
140
120
100
80
60
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Emisiones especí�cas internas del sector servicios (2005 = 100)
81,3 78,6
63,8
76,0 83,4
95,4 95,5 100,0
0
4.000
2.000
6.000
3.952
2011
3.821
2010
3.101
2009
3.695
2008
4.056
2007
4.635
2006
4.643
2005
4.861
2012
Emisiones especí�cas internas sector servicios (kg CO2eq/tep)
-3,9%
TCMA
obse
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orio
de
ener
gía
114
5.6. Evolución de la intensidad de emisiones de GEI del pozo al país a través del I2C-Rpp
El análisis de la intensidad de emisiones internas tiene la limitación de no considerar las emisiones de los procesos de
producción, transporte internacional y transformación asociados a las importaciones netas de energía en España (entre
las cuales se incluirían, por ejemplo, las emisiones asociadas a la producción del petróleo o el gas natural importado).
Resulta necesario, por tanto, abordar el análisis de la intensidad de emisiones desde un punto de vista que contemple
las asociadas al consumo de energía de un país, y no sólo aquellas que se producen exclusivamente dentro del país. El
Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País pretende cubrir esta limitación.
El Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País disminuyó 4,7 puntos
porcentuales en España en 2012. Este decremento se encuentra en línea con la tendencia general de reducción de la
intensidad de emisiones que se ha ido manteniendo desde 2005 con una tasa de decrecimiento anual del 2%.
Figura 5.6.-a. Evolución del índice I2C-Rpp en España
Fuente: Eurostat; Centro Nacional de Datos Geofísicos; Odyssee; PRIMES; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
60
2008
140
2009 2003 2004 2002 2005 2000 2006
120
2007 2001 2010 2011
80
2012
100 98,0
100,0
94,9 96,4 96,9 95,5
104,6
97,3
86,6
99,2
91,3
99,1
89,6
Índice I2C-RPP global en España (2005 = 100)
-4,7p
-2,0%
TCMA
Reducción de laintensidad de emisiones
Aumento de laintensidad de emisiones
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
115
Del mismo modo que ocurre con todos los demás índices sectoriales de emisiones, la evolución del I2C-Rpp puede
descomponerse en dos factores distintos: el consumo específico de energía y el factor de emisión del pozo al país. En
2012, el consumo unitario en España disminuyó en un 3,0% puntos y el factor emisión del pozo al país cayó un 2.9%. La
conjunción de ambos fue la que generó la caída de 4,7 puntos en el I2C-Rpp.
Figura 5.6.-b. Efectos del consumo específico y factor de emisión en el índice I2C-Rpp global
1. Factor que refleja el efecto de la Eficiencia Energética en el consumo final sobre la intensidad de emisiones 2. Factor que refleja el efecto del mix de combustibles sobre la intensidad de emisionesFuente: Eurostat; Centro Nacional de Datos Geofísicos; Odyssee; PRIMES; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol
La evolución decreciente del consumo específico en España en 2012 es la esperable tras haber analizado, en los
apartados anteriores, el descenso agudo del consumo específico en el sector industrial, así como su variación moderada
en el resto de sectores.
Por otro lado, la caída del factor global de emisiones del pozo al país en 2012 fue causada por una disminución de las
emisiones específicas del pozo al país en casi todas las fuentes de energía importadas, que impactó de distinta manera
los diferentes sectores, como ya pudimos ver en el anterior capítulo.
Factor de consumoespecí�co
50
150
100
2011 2012 2005 2006 2007 2008 2009 2010
91,3 89,6 96,4 94,9 95,5
86,6
100,0 96,9
Intensidad de emisiones global del pozo al país en España (2005 = 100)
2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
50
100
150
94,5 97,9 100,3 98,0 99,1 97,9 100,0 91,6
Consumo especí�co en España (2005 = 100)
150
100
50
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Factor de emisión del pozo al país (2005 = 100)
97,4 89,1
96,5 96,8 100,0 96,3 93,5 98,9
-4,7p
-3,0%
-2,9%Factor de emisión
del pp2
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116
6 Proyecciones de la demanda de energía, la Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de GEI en España
Este capítulo aborda la proyección de la demanda de energía primaria y el consumo de energía final en España para los
próximos 10 años, de 2015 a 2025, por sector y por fuente energética, así como la proyección de los índices de Eficiencia
Energética e intensidad de emisiones de GEI.
Las proyecciones de la demanda energética son de especial relevancia a la hora de valorar el grado de cumplimiento
de la Directiva Europea de Eficiencia Energética, que establece objetivos para 2020. Con estas proyecciones se pretende
obtener un rango de consumo energético futuro en España, y analizar la factibilidad del cumplimiento de los objetivos
impuestos por dicha directiva.
En este capítulo introducimos los objetivos marcados por la directiva europea. Posteriormente, definimos las hipótesis
consideradas en las proyecciones de consumo energético realizadas. Finalmente, analizamos también el efecto que
tendría la aplicación de determinadas medidas de mejora de la Eficiencia Energética en las proyecciones, tanto las
contempladas en la directiva europea, como otras medidas adicionales que, a nivel nacional, han sido consideradas en
la Estrategia Española para la Eficiencia Energética 2011-20.
6.1. Objetivos de la Directiva Europea de Eficiencia Energética para España
La Directiva Europea de Eficiencia Energética (2012/27/UE) establece un marco de medidas para la mejora de la
Eficiencia Energética, a desarrollar por los Estados miembros, para alcanzar el objetivo de la UE de reducción en un
20% de la demanda de la energía primaria o del consumo de energía final en 2020 sobre los valores previstos en las
proyecciones de las mismas magnitudes realizadas en 2007 por la Unión Europea. Esta reducción debe transponerse
en la fijación de objetivos nacionales de consumo.
Dentro de este marco la directiva establece, para cada Estado miembro, la aplicación a los sujetos obligados, durante
el periodo 2014-20, de una reducción de las ventas anuales de energía final mediante un Sistema de Obligaciones de
Eficiencia Energética. Este sistema debe resultar en un ahorro de energía final equivalente a un 1,5% del consumo
medio de los años 2010 a 2012, a aplicar anualmente entre 2014 y 2020.
A continuación se analizan las implicaciones de estos objetivos establecidos a nivel europeo en España.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
117
6.1.1. Objetivos nacionales de Eficiencia Energética
La Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo del 25 de octubre de 2012 relativa a la Eficiencia Energética establece
un consumo máximo de energía primaria en 2020 para la UE-27 de 1.474 Mtep o, en su versión equivalente definida en
términos de energía final, 1.078 Mtep. Estas cifras se corresponden con una reducción del 20% respecto a la proyección
realizada por la Unión Europea en 2007 mediante el modelo de proyecciones PRIMES, que estimaba la demanda de
energía primaria y final en la UE-27 en 2020 en 1.842 Mtep y 1.347 Mtep respectivamente.
Figura 6.1.1.-a. Objetivos de energía primaria y final para 2020 establecidos
por la directiva de Eficiencia Energética
Nota: Tanto en la energía primaria como en la energía final, se excluyen los “usos no energéticos” Fuente: Informe PRIMES: “Energy and transport trends 2030”, publicado en 2007
Para garantizar el cumplimiento de este objetivo a nivel europeo, los Estados miembros deben establecer planes
nacionales de acción para la Eficiencia Energética, que pueden tener en cuenta circunstancias nacionales que afecten
al consumo de energía, como la evolución y previsiones del PIB, los cambios en las importaciones y exportaciones
de energía, los avances en fuentes de energía renovables, nuclear y captura de carbono, y el potencial remanente de
ahorro rentable de energía.
- 20% (1,47)
Objetivo 2020
Un 20% de reducción en energía primaria en 2020sobre la proyección de PRIMES 2007 para la UE-27
Un 20% de reducción en energía �nal en 2020 sobre la proyecciónde PRIMES 2007 para la UE-27
- 20% (1,08)
Objetivo 2020
2,0
1,0
0,5
1,5
2,5
0,0
Demanda de energía primaria UE-27 (mMtep)
2008
1,72
2006
1,71
2004 2020
1,84
2018
1,83
2016
1,81
2014
1,79
2012
1,77
2010
1,74 2,0
1,0
0,0
0,5
1,5
2,5
2020
1,35
2018
1,33
2016
1,31
2014
1,29
Consumo de energía �nal UE -27 (mMtep)
2012
1,26
2010
1,24
2008
1,21
2006
1,18
2004
Proyección PRIMES 2007
obse
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118
El ahorro global objetivo para la UE-27 debe ser alcanzado por lo tanto mediante la suma de los ahorros nacionales
de cada Estado. La directiva no indica de forma explícita que el objetivo de reducción del 20% en la UE-27 para 2020
deba ser aplicado de manera uniforme en los 27 países. Este parece, no obstante, el criterio más lógico. Para los análisis
realizados a continuación, hemos supuesto que los objetivos para España se definen igualmente como una reducción
del 20% de la demanda energética respecto a la proyección que PRIMES realizó en 2007 para nuestro país.
Estas proyecciones estimaban para España en 2020 una demanda de energía primaria de 163Mtep, y un consumo
de energía final de 123 Mtep. Los objetivos absolutos para España en relación a la fijación de objetivos nacionales
establecida por la directiva se definen, por tanto, en 130 Mtep para la energía primaria y en 98 Mtep para la energía final.
Figura 6.1.1.-b. Objetivos de energía primaria y final para 2020 en España, establecidos
por la directiva de Eficiencia Energética
Nota: Tanto en la energía primaria como en la energía final se excluyen los usos no energéticosFuente: PRIMES: Energy and transport trends 2030, versión de 2007
Estos niveles de demanda energética (tanto las proyecciones como los objetivos de consumo a 2020 que de ellas
se deducen) están basados en proyecciones realizadas en 2007, anteriores a la crisis económica y, por consiguiente,
razonablemente optimistas. A partir de 2008, no obstante, el panorama macroeconómico cambió y la demanda
energética se estancó o cayó en muchos países europeos. En este sentido, en las proyecciones a 2020 realizadas
también por el mismo modelo de PRIMES en 2009 y 2013 se aprecia un cambio en el crecimiento esperado en el
consumo energético futuro, que se estima mucho menor al de la proyección de 2007.
0
180
160
140
120
100
20
2020
163
2018 2016 2014
2012 2010 2008 2006 2004
140
100
120
160
180
0
116
2012
112
2010
109
99
2004
98 104
2014
119
2016
121
2020 2018
123
2008 2006
Un 20% de reducción equivale a una demanda de energía �nalde 98 Mtep en 2020
Un 20% de reducción equivale a una demanda de energía primariade 130 Mtep en 2020
Demanda de energía primaria para Españasegún la proyección PRIMES 2007 (Mtep)
Consumo de energía �nal para Españasegún la proyección PRIMES 2007 (Mtep)
-20%(130)
Objetivo2020
-20%(98)
Objetivo2020
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
119
El hecho de que los objetivos de reducción del consumo se basen en proyecciones de 2007 que posteriormente se han
demostrado optimistas facilita el acercamiento a los objetivos. La siguiente gráfica muestra, para la UE-27, la evolución
de la demanda de energía primaria y las proyecciones futuras realizadas por la Unión Europea en 2007, 2009 y 2013. Se
evidencia la caída de la demanda real sufrida entre los años 2007-2012, y el menor crecimiento esperado de la misma
en las proyecciones de 2009 y 2013 (en relación a la proyección de 2007). Se observa que las proyecciones más cercanas
en el tiempo se aproximan más al objetivo de 1.474 Mtep en 2020.
Figura 6.1.1.-c. Consumo de energía primaria en la UE-27, y proyecciones PRIMES 2007, 2009 y 2013
1. Calculada, de acuerdo a la descripción de PRIMES, excluyendo los “non-energy uses of primary fuels”Fuente: Eurostat, PRIMES: Energy and transport trends 2030, versiones 2007, 2009 & 2013
No obstante, el descenso de la demanda energética entre 2007 y 2012 no se produjo de manera uniforme entre los
27 países de la UE. Tampoco las proyecciones de PRIMES contemplaban el crecimiento de la demanda energética
de igual magnitud para todos los países. Esto hace que existan diferencias y que los distintos Estados no estén
igualmente posicionados respecto a su objetivo de 2020. En concreto, España es uno de los países que presenta
mayores diferencias entre el crecimiento proyectado de la demanda de energía primaria en 2007, y la evolución
real de la misma en los últimos cinco años. Este hecho sitúa a nuestro país en una situación más cercana respecto al
cumplimiento del objetivo de consumo nacional.
0,2
1,4
2,0
0,0
1,6
1,8
Demanda de energía primaria en la UE-271 (mMtep)
Objetivo 2020: 1,47
2020 2019 2018 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2017 2003 2015 2014 2016
Consumo real de energía primaria
Proyección PRIMES 2013
Proyección PRIMES 2009
Proyección PRIMES 2007
El escenario PRIMES 2013 tiene en cuenta posibles medidas de los Estados miembros para perseguir los
objetivos de aumento de la E�ciencia Energética
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120
España, con una demanda de energía primaria de 121 Mtep, se situaba en 2012 un 26% por debajo de la demanda de
2020 prevista por PRIMES en 2007. Sin embargo, la reducción del consumo experimentada entre 2007 y 2012 en España
no garantiza de por sí el cumplimiento del objetivo de la directiva de 2020. Éste dependerá de la evolución que siga
la demanda energética entre el 2014 y el 2020. Para poder evaluar la factibilidad del cumplimiento de los objetivos
establecidos, se han proyectado los consumos energéticos a futuro en distintos escenarios de crecimiento económico,
los cuales se analizarán en detalle en la siguiente sección.
En otros países europeos la situación es dispar. El siguiente gráfico muestra, para los principales países de la UE-27, la
demanda de energía primaria en 2012 y la proyección de la misma a 2020 realizada en 2007. Se observa que los países
que han sufrido en mayor medida los efectos de la recesión económica (España, Italia, Irlanda, Grecia, Portugal) son
aquellos cuyas demandas energéticas en 2012 estaban más alejadas de la proyección de demanda a 2020 sobre la que
se establecen los objetivos de la directiva. Estos países, por lo tanto, están actualmente más cercanos al cumplimiento
de dichos objetivos. Por el contrario, los países que han tenido una mejor evolución económica desde 2007, como
Alemania y Reino Unido, son los más cercanos a la proyección y por lo tanto alejados del objetivo.
Figura 6.1.1.-d. Comparación para los principales países miembros de la Unión, de la demanda de energía primaria en 2012
y la cifra proyectada para 2020
Fuente: Eurostat, PRIMES 2007
2.000
1.800
1.600
200
0
Demanda de energía primaria (Mtep)
20
República Checa
40 46
Bélgica
49 53
UE-27
1.576
1.842
Reino Unido
195 213
Suecia
48 56
Finlandia
33 37
Eslovaquia
16 20
Portugal
21 30
Polonia
93 110
Austria
32 36
Holanda
67 76
Hungría
22 30
Italia
155
209
Francia
246 276
España
121 163
Grecia
26 36
Irlanda
14 19
Alemania
298 300
Dinamarca
18
Proyección a 2020 realizada en 2007 (PRIMES)
Dato real 2012
-14%
-12%-11%
-11%
-11%-13%
-15%
-12% -14%-9%
-1%
-8%
-27%-28%
-26%
-26%
-27% -30% -23%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
121
6.1.2. Sistemas de Obligaciones de Eficiencia Energética
La directiva de Eficiencia Energética establece también, en su artículo 7 un Sistema de Obligaciones de Eficiencia
Energética que define un objetivo de ahorro energético para cada país de la UE en términos de energía final, a alcanzar
mediante medidas de mejora de la Eficiencia Energética.
Para la definición del objetivo de ahorro de energía final a alcanzar entre 2014 y 2020, la directiva establece dos opciones:
• Una senda de ahorros estricta, en la que el objetivo de ahorro anual es el equivalente a un 1,5% del promedio
de ventas de energía final entre 2010 y 2012. Los ahorros de cada año a partir del 2015 son adicionales a los
del año anterior. Es decir, en 2020 (una vez acumulados todos las ahorros desde 2014) debería lograrse un
ahorro anual equivalente al 10,5% de las ventas medias de energía final entre 2010 y 2012.
• Una senda de ahorros progresiva, con un método de cálculo análogo al de la senda de ahorros estricta, pero
con mayor flexibilidad en los porcentajes exigidos. De esta forma, se puede aplicar una reducción más gradual,
del 1% en los años 2014 y 2015, del 1,25% en 2016 y 2017, y del 1,5% para los años 2018 a 2020. Con esta
opción, el ahorro total acumulado en el período 2014-2020 debería ser del 9%, más fácilmente alcanzable.
La directiva, además de proponer dos opciones sobre el porcentaje de ahorro a lograr, también permite cierta
flexibilidad en el establecimiento de la base sobre la que aplican los tramos anuales de ahorro. Por defecto, esta base
se calcula como el promedio del consumo de energía final del país en el trienio 2010-2012 (excluyendo los usos no
energéticos). No obstante, permite la exclusión de ciertas cantidades sobre este volumen:
• Se permite la exclusión, total o parcial, de la energía usada para el transporte.
• Se permite la exclusión, total o parcial, de la energía, empleada en ciertas actividades industriales que se
enumeran en el anexo I de la Directiva 2003/27/UE (que contiene las actividades afectadas por el comercio
de emisiones de gases de efecto invernadero).
En cualquier caso, la directiva establece que la aplicación de la senda de ahorros progresiva y la exclusión de las
actividades incluidas en el comercio de emisiones de gases de efecto invernadero no puede en ningún caso suponer
una reducción del ahorro objetivo mayor al 25% (respecto al objetivo resultado de aplicar la senda estricta sobre una
base de consumo sin la exclusión de las actividades del anexo).
Finalmente, la directiva enumera también una serie de ahorros que se podrán contabilizar para el cumplimiento de los
objetivos del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, aunque no se produzcan a nivel de energía final o no
se alcancen entre 2014 y 2020:
• Los ahorros de energía obtenidos en los sectores de la transformación, distribución y transporte, incluida
la infraestructura urbana de calefacción y refrigeración eficiente.
• Los ahorros de energía derivados de nueva actuaciones individuales ejecutadas desde el inicio de 2009
que sigan teniendo repercusiones en 2020.
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122
La siguiente figura resume todas las opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética.
Figura 6.1.2.-a. Opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética
1. Actividades industriales enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/UEFuente: Directiva 2012/27/UE
La combinación de estos dos grados de flexibilidad (porcentaje de ahorro objetivo y base de aplicación) da lugar a
cuatro escenarios diferentes de objetivos de ahorro. La directiva da la libertad a cada país para acogerse al escenario
de su elección. A fecha de redacción de este Informe, parece que el Ministerio de Industria, Energía y Turismo opta por
la interpretación más flexible para su aplicación en España. Es decir, senda de ahorros progresiva y base de aplicación
excluyendo transporte y las actividades afectadas por el comercio de emisiones de GEI. Esto resulta en un objetivo del
Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética de 16 Mtep entre el 2014 y el 2020.
Opciones en la de�nición del objetivo del sistema de obligaciones de E�ciencia Energética (Artículo 7 2013/27/UE)
Senda de ahorro anual
(Apartado 2a)
Desde 2014, se podrá aplicar una rampa de reducción constante e igual al 1,5% del promedio de ventas de energía en volumen de 2010-2012 (base �ja)
Desde 2014, se podrá aplicar la siguiente rampa de reducción: 1% en 2014 y 2015; 1,25% en 2016-2017; y 1,5% en 2018-2020, con respecto de ventas de energía en volumen de 2010-2012 (base �ja)
Inclusión del transporte
Introducción de ahorros adicionales
(Apartados 2c y 2d)
Adicionalmente, se permitirá que se contabilicen los siguientes ahorros de energía �nal: • Ahorro de energía obtenido en los sectores de la transformación, distribución y transporte, incluida la infraestructura urbana de calefacción y
refrigeración e�ciente • Ahorro de energía derivado de toda la nueva actuación individual ejecutada desde el inicio de 2009 que siga teniendo repercusiones en 2020
Inclusión de las ventas de energía, en volumen, empleada para el transporte
La combinación de los dos primeros factores (transporte y senda de ahorro)da lugar a cuatro diferentes escenarios de ahorro que presentamos a continuación
Actividades industriales
(Apartado 2b)
Se podrán excluir total o parcialmente las ventas de energía, en volumen, empleada para el transporte
Inclusión de las actividades industriales citadas en el anexo I de la directiva 2003/27/UE
Se podrán excluir total o parcialmente las actividades industriales citadas en el anexo I de la directiva 2003/27/UE
Factoresen la de�nición
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
123
Figura 6.1.2.-b. Cuatro escenarios de ahorro para el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética
definido por la directiva
1. Promedio entre los años 2010, 2011 y 20122. El rango marcado muestra el nivel de ahorro al que se podría optar según se apliquen los apartados b), c) y d) del párrafo 2, artículo 7 de la directivaNota: El consumo de energía final no incluye los consumos para usos no energéticos Fuente: Directiva 2012/27/UE; MINETUR; IDAE; IEA; Eurostat; análisis Fundación Repsol
La directiva establece únicamente estos objetivos de ahorro energéticos, pero no los asocia a ningún objetivo absoluto.
De la directiva se interpreta que los países de la UE deberán justificar los ahorros energéticos resultado de iniciativas de
mejora de la Eficiencia Energética, hasta los objetivos planteados (en el caso de España, hasta los 16 Mtep).
Senda incrementalsin transporte
Senda incrementalcon transporte
Senda estrictacon transporte
Senda estrictasin transporte
100
0
86,0
Mtep
Mtep
Mtep
Mtep
Consumo energía �nal(2010-2012)1
Senda de ahorro anual(2010-2012)1
Ahorro acumulado(2014-2020)
1
X
0,0
1,5 1,5 1,5
2017
1,5 1,5 1,5 1,5
2020 2014
1,5Ahorro (%)
Ahorro (%)
Ahorro (%)
Ahorro (%)
=
100
0 50,7
86,0
X 1,5
0,0
2020
1,5 1,5 1,5
2017
1,5 1,5 1,5
2014
1,5
=
3
X 1,5
0,0
1,00
2020
1,50 1,50 1,50
2017
1,25 1,25 1,00
2014
=
4
X 1,5
0,0
2020
1,50 1,50 1,50
2017
1,25 1,25 1,00
2014
1,00
=
Total consumo Base objetivo para el ahorro
0
50 27,1
36,1
Mtep
Mtep
Mtep
Mtep
100
0
86,0
100
0
86,0
50,7
2
50
0
21,3
16.0
0
50
28,6
27,1
0
50 16,9
16,0
Propuesta del Ministerio Rango ahorro2
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124
6.2. Proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final en España 2013-2025
Con el fin de analizar la evolución del consumo energético en España a futuro, y en concreto para valorar la factibilidad
del cumplimiento de los objetivos de la Directiva Europea de Eficiencia Energética, hemos planteado las proyecciones
de energía primaria y consumo de energía final en España hasta 2025. Se han valorado tres escenarios distintos.
6.2.1. Definición de los escenarios de proyecciones
La proyección de un rango de demanda energética posible en base a varios escenarios es necesaria, dada la
incertidumbre que caracteriza el contexto macroeconómico actual. En este informe se han considerado tres escenarios
de evolución de PIB, y a través de ellos, de varios indicadores macroeconómicos, incluyendo la evolución de la población
y del número de hogares, el PIB per cápita, la tasa de desempleo o los índices de producción industrial.
Figura 6.2.1.-a. Escenarios de crecimiento de PIB utilizados en las proyecciones
El escenario base prevé un crecimiento del PIB del 1,5% en 2015, y una tendencia creciente hasta llegar al 2,0% en 2020
y hasta un 2,5% en 2025.
2
0
-2
2025 2020 2015
-1
3
1
Crecimiento del PIB (%)
2,0
1,7
1,2
0
-2
2025 2020 2015
2
1
-1
3 2,5
2,0
1,5
Crecimiento del PIB (%)
2
2025
0
-2
2020 2015
1
-1
3
Crecimiento del PIB (%) 3,0
2,5
1,5
Escenario Bajo Escenario Base Escenario Alto
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
125
Los escenarios bajo y alto presentan una tendencia más pesimista y optimista, respectivamente. El escenario bajo prevé
un crecimiento del 1,2% en 2015, alcanzando un 1,7% en 2020 y llegando a un 2,0% en 2025; mientras el escenario alto
presenta una recuperación económica más rápida, con crecimientos del 1,5% en 2015, el 2,5% en 2020 y el 3,0% en 2025.
Es importante resaltar que los escenarios de crecimiento económico (y por lo tanto, las proyecciones de consumo
energético), tienen un grado de incertidumbre que obliga a su revisión periódica. Adicionalmente, cada año se
producen novedades regulatorias que afectan al sector energético. Por ejemplo, en 2013 se han dado varios cambios
relevantes, entre los que destacan la supresión de las primas a las energías renovables, la reforma del mercado eléctrico
y la supresión del conocido como “decreto del carbón”. Estos cambios pueden afectar tanto a la demanda de energía
primaria como al consumo de energía final. La evolución del entorno macroeconómico y regulatorio obliga a actualizar
las proyecciones del Informe anualmente.
Adicionalmente a la evolución del PIB, las proyecciones presentadas asumen como hipótesis que el consumo de
energía final en cada uno de los sectores (transporte, industria, residencial y servicios) evoluciona, en relación al PIB o a
al resto de variables modeladas, de manera análoga a como lo ha venido haciendo en los últimos años.
También se ha supuesto que el mix de consumos por fuente de energía en los sectores residencial y servicios mantiene
las mismas tendencias de crecimientos relativos que se han venido observando en los últimos años.
Por último, en relación al mix de generación eléctrica, se ha supuesto que la producción de origen nuclear y renovable
se mantiene en los niveles actuales (dada la no existencia de nuevos proyectos de centrales nucleares en España, y la
reciente supresión de las primas a las nuevas instalaciones de energías renovables), y que la producción restante para
alcanzar la demanda de electricidad en España se cubre con centrales de gas natural.
6.2.2. Evolución de la demanda de energía final en España hasta el 2025
La demanda de energía final es una variable fundamental para el análisis de la Eficiencia Energética y la intensidad de
emisiones de GEI. Los escenarios definidos proporcionan una estimación de su evolución hasta el 2025.
En base a los escenarios definidos, la demanda de energía final en España en 2025 se estima entre 103 Mtep en el
escenario bajo y 112 Mtep en el escenario alto, con un valor central de 107 Mtep en el escenario base. Los tres escenarios
presentan tasas de crecimiento entre el 2013 y el 2025 entre el 1,6% y el 2,3% anual.
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126
Figura 6.2.2.-a. Proyecciones de demanda de energía final en España
1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 98 Mtep. Se consideran 6 Mtep de usos no energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 104 MtepFuente: MINETUR; Eurostat; PRIMES 2007; elaboración y análisis Fundación Repsol
En relación al análisis sectorial, el transporte continuará suponiendo una parte muy importante de la demanda
energética, con porcentajes que van entre el 39 y el 40% del total del consumo final en 2025, y con crecimientos anuales
de entre un 1,7% y un 2,7%.
Por su parte, el sector industrial mantiene su cuota sobre el consumo total en el 23%, con crecimientos ligeramente
inferiores al del transporte, entre un 1,6 y un 2,2%.
Evolución histórica y proyecciones del consumo de energía �nal
2010
90
110
2026
100
80
60
70
2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2008 2006 2004 2002 2000
120
107
93
97
Objetivo Directiva por Fijación de Objetivos Nacionales en 2020 104 Mtep1
Consumo de energía �nal en España (Mtep)
95
103
112
Histórico
Escenario Bajo
Escenario Alto
Escenario Base
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
127
El sector residencial presenta una tasa de crecimiento entre el 2013 y el 2025, de un 1,4% en el escenario bajo, y del
1,6% en el escenario alto. Este sector está influenciado no sólo por la evolución del contexto macroeconómico, sino
también por la evolución de las previsiones de evolución de la población y del número de hogares en España. Ambas
variables se prevé que se mantengan casi estancadas a medio plazo, esto es, con poca variación, lo que se traduce en
un menor crecimiento de demanda energética en el sector residencial que en el resto de sectores.
Por último, el sector servicios muestra el crecimiento más pronunciado, pasando en todos los escenarios, de suponer
un 15% del consumo total en 2013 a un 17% en el 2025, y con tasas de crecimiento de entre un 2,4 y un 3,1%. Este
hecho está alineado con la evolución del mix sectorial de la economía española hacia los servicios.
Figura 6.2.2.-b. Proyecciones de demanda de energía final en España por sector
Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
Escenario Bajo Escenario Base Escenario Alto
150
100
50
0
2025e
107
39%
23%
17%
17%
4%
2020e
95
38%
23%
18%
16%
5%
2013
85
38%
23%
17%
15% 6%
Transporte Industria Residencial Servicios Usos no energéticos
150
100
50
0
2025e
112
40%
23%
16%
17%
4%
2020e
97
38%
23%
17%
16%
5%
2013
85
38%
23%
17%
15% 6%
0
100
150
50
Energía �nal por sector (Mtep)
TCMA13-25
TCMA13-25
TCMA13-25
Energía �nal por sector (Mtep) Energía �nal por sector (Mtep)
2025e
103
39%
23%
17%
17%
4%
2020e
93
38%
23%
18%
16%
5%
2013
85
38%
23%
17%
15% 6%
-0,4%
2,4%
1,4%
1,6%
1,7%
-0,4%
2,7%
1,5%
1,9%
2,2%
-0,4%
3,1%
1,6%
2,2%
2,7%
+1,3%
+2,0%
+1,6%
+2,4%
+1,6% +2,0%
+1,9%
+2,9%
+2,3%
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128
En el análisis de las proyecciones por fuente de energía, las variaciones entre los distintos escenarios son menos significativas.
Figura 6.2.2.-c. Proyecciones de demanda de energía final por fuente en España
Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
Las tendencias mostradas, a modo general, revelan una caída de los productos petrolíferos en su cuota sobre el total de
energía final, del 50% sobre el total en el 2013 a un 46 - 47%, en función del escenario, en 2025. En términos absolutos,
los productos petrolíferos presentan un ligero incremento de la demanda. Dicho crecimiento (un 0,9% anual en el
escenario bajo, 1,3% en el escenario base y 1,8% en el escenario alto), no obstante, es menor que el del consumo de
energía total. Esto se debe principalmente a la mayor penetración de energías alternativas (electricidad, gas natural y
biocombustibles), tanto en el sector transporte como el industrial.
80
100
0
20
60
120
40
2025e
107
46%
27%
20%
6% 1%
1%
85
50%
24%
18%
7% 2%
19%
26%
47%
95
2020e
2013
6%
Gas natural Renovables Carbón Petróleo Electricidad
40
80
120
60
20
100
0
Energía �nal por fuente (Mtep) Energía �nal por fuente (Mtep) Energía �nal por fuente (Mtep)
2025e
103
46%
28%
20%
6%
2020e
93
47%
26%
19%
6%
2013
85
50%
24%
18%
7%
20
40
60
80
120
100
0
2025e
112
47%
27%
19%
6% 1%
19%
6% 1%
2013
85
50%
24%
18%
7% 2%
2020e
48%
26%
97
Escenario Bajo Escenario Base Escenario Alto
TCMA13-25
TCMA13-25
TCMA13-25
-1,3%
0,1%
2,5%
2,9%
0,9%
-1,0% 0,4%
2,7%
3,1%
1,3%
-0,7% 0,7%
3,0%
3,4%
1,8%
2%
1%
1%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
129
Esta caída en términos relativos de los productos petrolíferos, se ve compensada por las subidas de la demanda de gas
natural y electricidad principalmente. La demanda de gas crece a un 2,7% anual en el escenario base, pasando del 18 al
20%, y la de electricidad un 3,1% anual, alcanzando un 27% del consumo de energía final en 2025.
Por otra parte, la cuota de las energías renovables cae en términos relativos del 7% hasta el 6% en los tres escenarios.
Esto es debido al mantenimiento de la penetración de los biocombustibles en el transporte y a la menor penetración
de las energías renovables (en términos de energía final) en los sectores residencial y de servicios.
Por último, el carbón presenta el peor comportamiento en términos de evolución, con caídas muy significativas, que
van desde el -1,3% anual del escenario de bajo crecimiento económico, a un -0,7% en el alto.
Como se ha comprobado en las proyecciones anteriores, para el 2020 (año en que se definen los objetivos de la Directiva
Europea de Eficiencia Energética) el rango de valores entre los que se situaría el consumo de energía final se encuentra
entre 93 y 97 Mtep según el escenario. En todos los casos el consumo está significativamente por debajo del objetivo
de consumo absoluto definido a partir del 20% de ahorro impuesto por la directiva (que, si se consideran los usos no
energéticos, queda situado en 104 Mtep).
En relación al objetivo de ahorro impuesto por el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, que, como se ha
comentado anteriormente, impone un ahorro por iniciativas de mejora energética de un mínimo de 16 Mtep entre 2014
y 2020, se concluye que su aplicación sobre el escenario base mostrado anteriormente (el cual no incluye en sus hipótesis
de definición ninguna iniciativa específica de mejora de la eficiencia) llevaría el objetivo de consumo de energía final en
España a 85,8 Mtep en 2020. La diferencia entre el consumo proyectado para 2020, 89,8 Mtep, y el objetivo marcado por
la directiva: 85,8 Mtep, habría de ser lograda con medidas de incremento de la Eficiencia Energética.
Más adelante, en este mismo capítulo del Informe, analizaremos varias iniciativas de mejora de la eficiencia en los
distintos sectores, y se evaluará su potencial impacto sobre el consumo a 2020, para valorar la facilidad de cumplimiento
de este objetivo.
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130
Figura 6.2.2.-d. Aplicación del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética a la proyección de energía final en España
1. El ahorro máx. se corresponde con la aplicación de la senda de ahorro estricta sin ningún apartado adicional, mientras que para el ahorro mín. es igual a un 25% de éste2. Proyección de consumo según un escenario base de crecimiento del PIB (del 1,5% anual en 2015, creciendo hasta el 2% en 2020), y con una evolución de la Eficiencia Energética de acuerdo con la evolución histórica3. Para alcanzar el objetivo de ahorro de 16Mtep, se aplican además los mecanismos de flexibilidad para la reducción de ahorro establecidos en 2012/27/EUFuente: Directiva 2012/27/UE; MINETUR; IDAE; IEA; Eurostat; análisis BCG
6.2.3. Evolución de la demanda de energía primaria en España hasta el 2025
El comportamiento de la energía primaria viene determinado principalmente por la demanda de energía final y el mix
de generación eléctrica. Las proyecciones a 2025 en los escenarios analizados estiman el consumo de energía en el
rango de 147 y 158 Mtep en 2024, quedando la estimación base situada en 152 Mtep.
2014 2018 2019 2012 2013 2015 2010 2016 2020
80
75
90
2011 2017
85
Consumo de energía �nal (Mtep)
Proyección de consumo*escenario base2
Objetivos sin incluir eltransporte en la base deaplicación1
Objetivos incluyendo eltransporte en la base deaplicación1
Área de ahorro acumulado,16 Mtep,correspondiente al escenario de mayor�exibilidad, escogido por el ministerio
(senda incremental sin transporte)3
Evolución real
Opciones de aplicación del Sistemade Obligaciones de E�ciencia Energética
Proyección del consumo de energía �nal en España (excluyendo usos no energéticos)
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
131
Figura 6.2.3.-a. Proyecciones de demanda de energía primaria en España
1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 130 Mtep. Se consideran 8 Mtep de usos no energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 138 MtepFuente: MINETUR; Eurostat; PRIMES 2007; elaboración y análisis Fundación Repsol
Las tasas de crecimiento medio anual de la energía primaria en los escenarios considerados, son de un 1,7% para el
escenario bajo, un 2,0% en el escenario base y hasta un 2,3% en el escenario alto.
Evolución histórica y proyecciones de la demanda de energía primaria
150
140
2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000
130
120
110
160
2026
Consumo de energía primaria en España (Mtep)
Objetivo Directiva por Fijación de Objetivos Nacionales en 2020 138 Mtep1
147
158
152
133
137
135
Histórico
Escenario Base
Escenario Alto
Escenario Bajo
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132
Figura 6.2.3.-b. Proyecciones de demanda de energía primaria por fuente en España
Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
En relación al mix energético en cada uno de los escenarios, se observa una disminución de la cuota tanto del carbón
como de la energía nuclear (que evolucionan del 10 al 8% y del 11 al 9% respectivamente) frente a un importante
crecimiento del gas natural (que crece del 23 al 30%, en los tres escenarios).
Esto es debido principalmente a la evolución esperada del mix de generación eléctrica, en el que el gas natural se
espera que absorba todo el crecimiento de la demanda, y por lo tanto incremente su peso en el mix.
Los productos petrolíferos presentan un crecimiento medio anual entre el 1,2 y el 2,0%. En términos relativos, su
presencia en el mix de energía primaria decrece del 42 al 41% en el período analizado.
Por último, las energías renovables aumentan también su contribución al total de energía primaria consumida en
el 2025, aunque lo hacen muy ligeramente, con crecimientos anuales del 0,2% en el escenario bajo, de 0,5% en el
base y de 0,7% en el alto. Dados los recientes cambios regulatorios, su contribución al mix eléctrico se ha supuesto
constante en valor absoluto durante el período 2013-2025 en los tres escenarios. Por lo tanto, el crecimiento observado
es resultado principalmente de los usos directos.
150
100
50
0
200
2025e
152
41%
30%
9%
12%
8%
2020e
135
42%
27%
10%
12%
9%
2013
121
42%
23%
11%
13%
10%
200
150
100
50
0
2025e
158
42%
30%
9%
11%
8%
2020e
137
42%
27%
10%
12%
9%
2013
121
42%
23%
11%
13%
10%
200
0
100
150
50
2025e
147
41%
30%
10%
12%
8%
2020e
133
41%
27%
11%
12%
9%
2013
121
42%
23%
11%
13%
10%
0,0%
0,2%
0,0%
3,6%
1,2%
0,0%
0,5%
0,0%
4,0%
1,6%
0,0%
0,7%
0,0%
4,3%
2,0%
Escenario de bajo consumo energético Escenario base Escenario de alto consumo energético
Energía primaria por fuente (Mtep) Energía primaria por fuente (Mtep) Energía primaria por fuente (Mtep)
TCMA13-25
TCMA13-25
TCMA13-25
RenovablesCarbón Nuclear PetróleoGas natural
+1,4%
+2,1%
+1,7%
+1,7%
+2,4%
+2,0%
+1,9%
+2,9%
+2,3%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
133
El mix de generación eléctrica asociado a los escenarios de proyecciones se presenta en la siguiente gráfica. La
electricidad producida mediante el uso de energías renovables se mantiene constante, en términos absolutos, en los
tres escenarios a partir de 2014 y con los valores de producción de 2012 (se considera que el año 2013 no es repetible
en el corto plazo por su excepcional hidraulicidad y generación eólica).
Figura 6.2.3.-c. Evolución del mix de generación eléctrica en España
Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol
La energía nuclear también se mantiene constante, en términos absolutos, en todo el período 2013-2025, debido a que
no se esperan nuevas aperturas de centrales nucleares en España. El carbón, por su parte, ya ha sufrido una caída muy
significativa entre el 2012 y el 2013, por la finalización de las regulaciones que fomentaban su uso, y se espera que se
mantenga en niveles similares a corto plazo.
El crecimiento de la demanda de energía eléctrica, por tanto, lo absorbe principalmente el gas natural, que incrementa,
en términos relativos, su peso en el mix de generación entre el 2013 y el 2025, pasando de un 28% a un 40-42% para el
gas natural, dependiendo del escenario de crecimiento económico considerado.
En relación a los objetivos planteados por la directiva europea, las proyecciones estiman para el 2020 una demanda
de energía primaria comprendida entre 133 y 137 Mtep. Estos valores garantizarían, en los escenarios de crecimiento
económico analizados, el cumplimiento del objetivo establecido en términos absolutos de energía primaria.
20
0
40
10
30
2025e
33
26%
15%
39%
11% 28
10%
2020e
30%
17%
32%
13%
8%
2013
24
40%
20%
19%
15% 5%
10
30
40
20
0
2025e
32
27%
15%
37%
11%
10%
2020e
28
31%
17%
31%
13%
8%
2013
24
40%
20%
19%
15% 5%
40
20
0
10
30
2025e
34
25%
14%
40%
11%
10%
2020e
29
30%
17%
32%
13%
8%
2013
24
40%
20%
19%
15% 5%
Producción de energía eléctrica (Mtep) Producción de energía eléctrica (Mtep) Producción de energía eléctrica (Mtep)
Escenario de bajo consumo energético Escenario Base Escenario de alto consumo energético
RenovablesNuclearGasCarbónPetróleo
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134
6.3. Impacto potencial de las medidas propuestas para la mejora de la Eficiencia Energética
La Directiva Europea de Eficiencia Energética insta a aplicar en todos los países de la Unión Europea una serie de
medidas para el fomento de la Eficiencia Energética. Estas medidas no tienen objetivos cuantificados en términos de
energía final o primaria, pero pueden contribuir a la consecución de los objetivos de la directiva enunciados en la
sección anterior. Entre estas medidas destacan:
• Las auditorías energéticas y fomento de las ESCOs. Se establece la obligatoriedad para las grandes empresas
de realizar una auditoría energética cada cuatro años, aunque se exime a las empresas que ya apliquen un
sistema de gestión energética o ambiental certificado. Adicionalmente, se insta a los Gobiernos a elaborar
programas para alentar a las PyMEs a realizar auditorías y a aplicar las recomendaciones de las mismas.
Para ello, los países deberán fomentar el mercado de los servicios energéticos y facilitar el acceso a éste
para las pequeñas y medianas empresas.
• Las inversiones en la renovación del parque de edificios. Cada Estado debe diseñar estrategias para
promover las inversiones privadas en edificios residenciales y comerciales. Además, los organismos
públicos deberán cumplir con una función ejemplarizante mediante la renovación de al menos un 3%
anual de su superficie total.
• La mejora de la información al consumidor. Se insta a los países a velar por la implantación de contadores
que reflejen el consumo real de energía del cliente final.
• La cogeneración de alta eficiencia. Cada Estado debe realizar una evaluación completa del potencial de
uso de la cogeneración de alta eficiencia y de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración eficientes,
y adoptar las medidas oportunas para que se desarrolle capacidad adicional.
Adicionalmente a estas medidas propuestas por la directiva europea, el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-
2020 del Gobierno establece otras iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética para España:
• La mejora de la eficiencia por renovación del parque de vehículos. Aunque el parque se renueva anualmente
a ritmo más o menos inercial, dependiente del contexto económico, la sustitución de un vehículo antiguo
por uno nuevo con un menor consumo de combustible implica un ahorro energético y una mejora de
eficiencia. Adicionalmente, a través de la renovación del parque se consigue un aumento de la penetración
de vehículos híbridos, eléctricos y propulsados por combustibles alternativos, como el gas natural o el
GLP. El uso de vehículos híbridos o eléctricos, cuando sustituye el uso de otro vehículo de similar peso y
características alimentado por gasolina o gasoil, supone una mejora neta de la eficiencia que se traduce en
un menor consumo de energía final. Actualmente la penetración de este tipo de vehículos en España es baja,
pero a corto y medio plazo se presupone un aumento de su cuota dentro del parque de vehículos.
• La promoción de cambios en el mix modal de transporte, mejora de la movilidad urbana y de las
infraestructuras. Se pretende la promoción del uso de los medios de transporte más eficientes, potenciando
el transporte público en entornos urbanos, así como el uso de infraestructuras para mejorar la movilidad
y permitir una conducción más eficiente.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
135
• La definición de una estrategia de renovación de equipamientos en las viviendas. Renovación de
electrodomésticos y equipos por otros equivalentes pero de menor consumo.
• La promoción de las energías renovables en el mix de generación eléctrica.
En esta sección evaluaremos el potencial ahorro que, en términos de energía final, podrían aportar estas iniciativas
entre el 2014 y el 2020, con el objetivo de valorar su potencial contribución al cumplimiento de los objetivos del
Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética de la directiva.
En este sentido hemos clasificado las iniciativas en tres grupos, en función de si tienen o no impacto real en términos
de energía final, y de si este potencial impacto es fácilmente medible y acreditable para el cumplimiento del objetivo
de la directiva. Los tres grupos son los siguientes:
• Iniciativas con impacto medible y acreditable en términos de energía final. Su ahorro de energía final es
medible y podría acreditar fácilmente para el cumplimiento de los objetivos del Sistema de Obligaciones
energéticas. Las iniciativas de este grupo son:
– Renovación del parque automovilístico.
– Cambios en el mix modal de transporte.
– Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs para el sector industrial.
– Renovación de edificios públicos y privados.
– Renovación de equipamiento tanto en residencial como en servicios.
• Iniciativas con impacto en términos de energía final difícilmente medible y acreditable. El impacto de estas
iniciativas, en términos de reducción de energía final, es razonablemente cierto, pero su cuantificación y
acreditación para el cumplimiento de los objetivos del Sistema de Obligaciones energéticas es difícilmente
medible. Se requeriría, en su caso, el diseño de una metodología específica que permita su medición y la
justificación de los ahorros. Las iniciativas de este grupo son:
– Mejora de la movilidad urbana y de las infraestructuras.
– Mejora de la eficiencia por cambios de conducta en el modo de conducción.
– Instalación de nuevos contadores eléctricos y aumento de la información al consumidor.
• Iniciativas sin impacto en términos de energía final. Pese a tener un interés justificable por otros motivos,
estas iniciativas no implican de manera directa una mejora de la Eficiencia Energética en términos de
energía final. Las iniciativas de este grupo son:
– Aumento de la penetración de vehículos propulsados por gas natural o GLP (implica una
mejora de las emisiones de efecto invernadero, pero no de la Eficiencia Energética).
– Apoyo a la cogeneración de alta eficiencia (implica una mejora de la eficiencia en términos de
energía final).
– Cambios en el mix de generación eléctrica, por ejemplo, con el aumento de la capacidad
renovable (implica una mejora de la eficiencia en términos de energía final).
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Hemos evaluado las iniciativas del primer grupo (con impacto medible y acreditable en términos de energía final)
con la intención de cuantificar el potencial ahorro obtenido en términos de energía final, para el período 2014-2020.
Cabe destacar que todas estas iniciativas se evalúan a continuación bajo unas hipótesis de implantación optimista, no
necesariamente factibles en un escenario base, y que los impactos estimados están por lo tanto en el rango alto de lo
razonablemente esperable.
El sector transporte presenta dos iniciativas principales de mejora de la eficiencia. De éstas, la renovación del parque
automovilístico es la que aportaría una mayor reducción de energía final. El consumo medio de los vehículos nuevos
es generalmente inferior al de los vehículos viejos a los que sustituyen. En concreto, el consumo máximo para los
vehículos ligeros nuevos viene definido por las políticas de la Unión Europea para el control y la reducción de emisiones
de CO2, que establece un consumo máximo para 2021 de 4,1 litros a los 100km para coches de gasolina, y de 3,6
litros a los 100km para los de diesel. Umbrales equivalentes, aunque superiores, han sido definidos también para
nuevas furgonetas y camiones. Asumiendo una tasa de renovación del parque igual a la media del periodo 2009-12,
equivalente a poco más de un millón de vehículos anuales, se lograrían 5,7 Mtep de ahorro acumulado para todo el
período 2014-2020.
Esta iniciativa incluye la contribución a la mejora de la eficiencia debido al aumento de la penetración de vehículos
con combustibles alternativos a los productos petrolíferos. La introducción de los vehículos híbridos, y especialmente
de los eléctricos, supone una mejora de la eficiencia en términos de energía final, estimada en un 26% y un 67%
respectivamente sobre sus homólogos de gasolina o diesel.
Para los vehículos de GLP o de gas natural, en cambio, la eficiencia se mantiene en valores muy similares a los niveles
de vehículos con gasolina o diesel. Por lo tanto, la mayor penetración de este tipo de vehículos en el parque no puede
traducirse en una mejora de la eficiencia, medida en términos de ahorro de energía final.
En este mismo sector, un cambio en el mix modal de transporte, tanto de pasajeros como de mercancías, hacia los
medios más eficientes en detrimento del uso del coche privado y del camión supondría un ahorro potencial. Si el
transporte por vehículo privado perdiera dos puntos porcentuales del tráfico de pasajeros en beneficio del metro y el
autobús, y el transporte por camión perdiera dos puntos porcentuales del tráfico de mercancías en beneficio del tren
y el barco (tendencias ambas razonables en comparación con la evolución histórica del mix modal), el ahorro logrado
sería de ~1,1 Mtep de energía final acumulado durante los siete años del período evaluado.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
137
Figura 6.3.-a. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte
Fuente: INE, Anuario estadístico de la Dirección General de Tráfico, Odyssee, European Association for Battery Electric Vehicles, Ministerio de Fomento, Ministerio del Interior
Transporte
Renovación del parque automovilístico Cambios en el mix modal de transporte
Tendencia histórica Lógica de la iniciativa
El consumo medio del parque de vehículos turismo desciende anualmente debido a varios factores:
– Los vehículos de nuevas ventas consumen menos que los vehículos a los que sustituyen
– Aumenta la penetración de vehículos híbridos y eléctricos
La Unión Europea establece objetivos de consumos medios para vehículos nuevos a 2015 y 2021
– 4,1 l/100km en gasolina y 3,6 l/100km para dieselen 2021
La intensidad para el transporte de pasajeros (toe/pasajeros-km) y de carga (toe/Tonelada-km) presenta importantes diferencias según el medio de transporte
– Ahorros de un 30% al sustituir el coche o el camión por transporte ferroviario (metro/tren)
– Ahorros de un 50% al cambiar el coche privado por el autobús
El consumo medio del parque español ha pasado de 7,83 l/100km en el año 2000 a 7,24 l/100 km en 2012 El porcentaje de nuevas ventas de turismos sobre el total tamaño del parque ha pasado de 6,6% de media entre el 2001 y el 2012, a 4,5% entre el 2009 y el 2012 El porcentaje de bajas de turismos sobre el total del parque ha pasado del 4% anual entre el 2001 y el 2012 a 3,5% anual en el período 2009-2012 Variaciones del trá�co de pasajeros (pasajeros-km) y de mercancías (toneladas) en el período 2010-2012
2010 2012
Coche 78,9% 78,5%
Tren/Metro 5,2% 5,6%
Autobús 11,8% 13,3%
Avión 4,1% 2,6%
2010 2012
Carretera 79,7% 73,4%
Tren 1,1% 1,6%
Barco 19,2% 25,0%
Iniciativa de mejorade la E�ciencia Energética
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Figura 6.3.-b. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte, y ahorro en términos de energía final
1. Consumo máximo para el 2015 de 5,6 l/100km para vehículos de gasolina, y 4,9 l/100km para vehículos diesel. Límites para el 2021: 4,1 y 3,6 l/100km respectivamenteFuente: INE; Anuario estadístico de la Dirección General de Tráfico; Odyssee; European Association for Battery Electric Vehicles; Ministerio de Fomento; Ministerio del Interior
En el sector industrial, la principal iniciativa considerada es el fomento de las auditorías energéticas y las empresas
de servicios energéticos (ESCOs). Esta medida, si bien ya se viene realizando en las grandes empresas, presenta un
potencial de aumento de penetración en las PyMEs. Es decir, a pesar de que la iniciativa de fomento de las auditorías
y ESCOs afecta a todo el sector industrial, se considera que su impacto diferencial a partir de 2014 ocurriría solo en
las PyMEs, ya que en España prácticamente la totalidad de las grandes empresas han venido ajustando su consumo
energético con anterioridad (por estar sujetas al control de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero).
En el caso de las PyMEs, la adhesión a las auditorías energéticas es voluntaria, y la decisión de realizar o no inversiones
en Eficiencia Energética dependerá del retorno esperado de la inversión en términos de ahorro económico asociado
a la disminución del consumo energético. Si se supone que, como máximo, un 50% de las PyMEs realizarán auditorías,
que se identificarán ahorros potenciales por un 30% del consumo de energía final en cada auditoría, y que el 20% de
las empresas que han realizado una auditoría decidirán acometer una inversión para poder obtener dicho ahorro, el
ahorro total en energía final podría llegar a las 1,0 Mtep en el período 2014-2020.
Por último, los sectores residencial y de servicios, se ven afectados de manera similar por las medidas de renovación de
edificios y de equipamiento.
Renovación del parque automovilístico
Cambios en el mix modal de transporte
Supuesta la misma tasa de renovación anual que en el período 2009-2012para el parque de turismos
– 4,5 % de renovación media anual (~1 M veh. / año) Consumos medios de vehículos nuevos de�nidos por los objetivos europeosa 2015 y 20211
– 5,5 l/100km en 2014 a 4,0 l/100km en 2020
Los vehículos híbridos y eléctricos suponen una mejora de la e�ciencia de: – 26% al sustituir un veh. de GLN /GOA, por híbrido – 67% al sustituir un veh. de GLN /GOA, por eléctrico
Los turismos suponen el ~35% del consumo de combustible en transportepor carretera
Aumento del % de pasajeros transportados en metro (0,5pp) y autobús(1,5pp) en detrimento del coche privado (-2pp)
– Supone incrementar un 30% la velocidad de cambio histórica
Aumento del % de mercancías por ferroviario (1,5pp) y marítimo (0,5pp),disminuyendo el uso de camiones (-2pp)
– Supone una reducción de la velocidad de cambio histórica,dado que el descenso de los años 2010-12 viene dadopor la crisis en el sector de la construcción
1,4 Mtep
0,3
Mtep
5,7 Mtep
1,1
Mtep
Iniciativa de mejorade la E�ciencia Energética
Ahorro de E. �nalanual en 2020
Ahorro de E. �nalacumulado 2014-2020Parámetros e hipótesis de modelización
Transporte
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
139
La renovación de edificios es de obligado cumplimiento para las administraciones públicas, que deben aplicarla a un
mínimo del 3% anual de su superficie. El resto de edificios, tanto de uso residencial o para servicios, tienen una adhesión
voluntaria. Si, en un caso optimista, los edificios privados experimentaran una tasa de renovación anual también
del 3% de la superficie total, y el ahorro alcanzable tras la renovación fuera de un 20% del consumo en calefacción,
refrigeración e iluminación (parámetro alineado con las prácticas habituales en el mercado), el total de ahorro en
energía final sería de 2,5 Mtep. Estos ahorros pueden parecer modestos, pero deben encuadrarse en un contexto en
que, dadas las temperaturas medias del país, una parte muy importante de las construcciones no obtendrían un ahorro
significativo en la renovación, y por lo tanto no serían proclives a invertir en ella.
Por otra parte, la renovación de equipamiento sería una medida dirigida principalmente al sector residencial. Según el
IDAE, un electrodoméstico de máxima eficiencia (clase A), supone un ahorro de hasta un 50% respecto al consumo del
equipo equivalente al que sustituye. Dado que no todas las renovaciones de equipos pueden traducirse en un cambio de
un electrodoméstico de la clase menos eficiente por otro de la de mayor eficiencia, se ha supuesto un ahorro medio de
un 25% del consumo por renovación de equipamiento. Asignando una vida media de los electrodomésticos de 20 años,
equivalente a una tasa de renovación del 5% anual, esta medida supondría un total de 1,1 Mtep en el período 2014-2020.
Figura 6.3.-c. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios
1. Dato estimado a partir del volumen del mercado de las ESCOs (1.100 M€ en 2012) y la facturación unitaria: 33€/m2 2. Adicionalmente, hay renovaciones de edificios realizadas sin la contratación de ESCOs, por lo que la tasa de renovación efectiva es ligeramente superiorFuente: INE; IDAE; Alimarket; análisis BCG
Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs
Renovación de edi�cios
Renovación de equipamiento
Industria
Residencial
& servicios
Tendencia histórica Lógica de la iniciativa
Las auditorías energéticas permiten la evaluación del ahorro potencial, ayudando a fomentar la inversión privada
– Serán obligatorias para las grandes empresas, y se apoyará adhesión voluntaria de PyMEs
– Medidas regulatorias y de fomento del crédito fomentarán las ESCOs por parte del Gobierno
La renovación de los edi�cios conlleva mejoras en el rendimiento térmico y lumínico de edi�cios residenciales y de servicios
– Obligatoriedad de renovación del 3% anual en edi�cios públicos, y fomento de la renovación de los privados, mediante apoyo a las ESCOs
Los nuevos electrodomésticos y equipos suponen una mejora de e�ciencia respecto a los que sustituyen
• Prácticamente la totalidad de las grandes empresas ya vienen realizando auditorías energéticas, no siendo así para PyMEs
• Entre un 1 y un 1,5% de los edi�cios1 se renuevan anualmente contratando una ESCO2, con un ahorro de entre un 15 y un 30% del consumo
• El volumen de mercado de las ESCOs crece a un 15% anual
• Vida media de 20 años en electrodomésticos, lo
que supone una renovación del 5% anual
Iniciativa de mejorade la E�ciencia Energética
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140
Figura 6.3.-d. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios,
y ahorro en términos de energía final
1. Lo que supone un 52% del consumo doméstico y un 79% del consumo en serviciosFuente: INE; IDAE; elaboración y análisis fundación Repsol
Como se ha visto anteriormente, otras medidas propuestas en la Directiva Europea o Plan de Ahorro y Eficiencia
Energética 2011-2020 no serían acreditables en relación al objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética,
bien por la dificultad que supone acreditar un ahorro logrado a través de las mismas, o bien porque no suponen una
mejora en términos de energía final.
Entre las iniciativas propuestas con ahorro de energía final difícilmente medible y acreditable, destacan las de mejora
de la eficiencia en transporte debido a la mejora del tráfico, de la movilidad urbana y del modo de conducción, así
como las medidas dirigidas al aumento de información al consumidor final de energía, como la instalación de nuevos
contadores eléctricos.
Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs
Renovación de edi�cios
Renovación de equipamiento
Adhesión a auditorías energéticas • 100% de grandes empresas, pero ya adheridas con anterioridad • Supuesto un 50% de adhesión voluntaria de PyMEs a la realización
de auditorías energéticas
• Auditorías cada 4 años (25% de las empresas adheridas/año)
Split de consumo energético supuesto como: • 70% del consumo por grandes empresas, 30% PyMEs
Ahorro potencial
• El 20% de las empresas que realizan auditoría deciden realizarinversiones de mejora de e�ciencia
• El ahorro identi�cado supone un 30% del consumo
Renovación de edi�cios
• 3% anual, tanto privados como públicos Ahorro alcanzable tras la renovación:
• 20% del consumo en calefacción, refrigeración e iluminación1
Renovación de equipamiento sólo en edi�cios residenciales
• 5% de renovación anual de electrodomésticos Ahorro potencial
• 25% de ahorro en el consumo de los electrodomésticos
0,3 Mtep
0,6 Mtep
0,3 Mtep
1,0 Mtep
2,5 Mtep
1,1 Mtep
Industria
Residencial & servicios
Hipótesis de modelizaciónIniciativa de mejorade la E�ciencia Energética
Ahorro de E. �nalanual en 2020
Ahorro de E. �nalacumulado 2014-2020
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
141
Estas iniciativas, si bien son también son relevantes en términos de un consumo energético responsable, requerirían
la definición de una metodología clara para contabilizar y acreditar el ahorro asociado a las mismas. De otro modo, el
esfuerzo destinado a su implantación no se traduciría en una mejora de la eficiencia acreditable para la consecución de
los objetivos marcados por la Directiva de Eficiencia Energética Europea.
Figura 6.3.-e. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética con ahorro de energía final
difícilmente medible y acreditable
Por último, en el tercer grupo encontramos todas aquellas medidas que, si bien suponen una mejora tanto del consumo
de energía primaria como de las emisiones de gases de efecto invernadero, no tienen efecto en términos de ahorro de
energía final.
Transporte
Residencial
• Mejora de la movilidad urbana y de las infraestructuras
• Mejora de la e�ciencia en
el modo de conducción
• Instalación de nuevos contadores eléctrico s
• La inversión pública en carretera y vías decreció un 58%en 2007-12
• La inversión en red ferroviaria decreció un 76% en el mismo período
• No se espera un aumento de la inversión en obra públicae infraestructuras a corto plazo
• Di�cultad para alcanzar ahorros
signi�cativos, ya que implicaría la reeducación de los conductores y el cambio de sus hábitos de conducta
• Medida de carácter informativo al usuario, no
necesariamente se traduce en una mejora de la e�cienciasigni�cativa
• La movilidad urbana está in�uenciada por otros factoresademás de por el estado de las infraestructuras
• El ahorro obtenido es difícilmente separable de la evolucióndel trá�co, resultado del crecimiento económico
• Difícilmente contabilizable y medible de
forma efectiva en términos de reducción de energía �nal
• Di�cultad para acreditar los ahorros debidos
exclusivamente a la implantación de esta medida
Iniciativa de mejorade la E�ciencia Energética
Di�cultad para acreditar ahorrosobtenidos por estas iniciativas
Obstáculos para la consecución de ahorrosmediante estas iniciativas
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Figura 6.3.-f. Iniciativas sin ahorro efectivo de energía final
El ahorro total de energía final obtenido por todas las iniciativas analizadas para el período 2014-2020, aun con
hipótesis de implantación optimistas, alcanza un total de ~11,4 Mtep, cifra que queda por debajo del objetivo fijado en
el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética en España, que se sitúa en 16 Mtep en su versión menos ambiciosa.
• Aumento de la penetración de vehículos
con gas natural
• Cogeneración de alta e�ciencia
• Cambios en el mix de generación
eléctrica: aumento de la penetraciónde renovables
Transporte
Industria
Generacióneléctrica
Iniciativas propuestas Comentarios
• No supone una mejora de la e�ciencia respecto al vehículo sustituido, ya sea de gasolina o diesel • No obstante, sí que supone una mejora en la emisión de gases de efecto invernadero
• No se puede contabilizar como ahorro en Sistemas de Obligaciones energéticas porque éste es en términos de energía �nal
• No se prevé un aumento de la capacidad instalada de cogeneración a corto plazo, tras la supresión de las primas
• Los cambios en el mix de generación eléctrica no son contabilizables como ahorros en términos
de energía �nal
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
143
Figura 6.3.-g. Impacto total de las medidas propuestas en la Directiva y el Plan Nacional de Eficiencia Energética
en España vs. ahorro objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética
Fuente: Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol
20
0
30
10
40
Ahorro total contabilizado
11,4
Renovación de equipamiento
1,1
Renovación de edi�cios
2,5
16,0-36,1
1,0
Cambios en el mix modal de transporte
1,1
Renovación del parque
automovilístico
Auditorías & ESCOs
Objetivo Sistema de Obligaciones
de E�ciencia Energética
16,0
Impacto potencial de ahorro de energía �nal en 2014-20 vs. ahorro objetivo por sistema de obligaciones energéticas
(Mtep de ahorro
de energía
�nal acumulado
en 2020)
5,7
Ahorro identi�cado Objetivo mínimo (interpretación del Ministerio) Objetivo máximo
Objetivo máximo deahorro anual en 2020
entre las opcionespermitidas por la Directiva
Objetivo de ahorro anualen 2020, con senda laxa yexclusión del transporte
(propuesta del Ministerio)
Nivel de di�cultad en la consecución del ahorro: Alto Bajo
Inversión inercial asociada a la iniciativa (M€)
Inversión marginal por mejora de la e�ciencia (M€)
- - -
~175.000 - - - -
~750 ~350 ~1.600 ~15.600 ~900
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Es necesario destacar que el impacto potencial ha sido evaluado considerando un escenario optimista en relación al
grado de implantación de las iniciativas propuestas. No obstante, el grado de implantación efectiva de las mismas
dependerá en gran parte de la dificultad asociada para llevarla a cabo, que a su vez está relacionada con la inversión
económica necesaria.
En este sentido, hemos estimado los recursos económicos necesarios asociados a la implantación de cada iniciativa por
separado. Esta inversión puede estar compuesta tanto de fondos públicos como privados, en función de la iniciativa.
En algunos casos, la iniciativa de mejora de la eficiencia está asociada a un comportamiento inercial que se produciría,
al menos parcialmente, aunque no se promoviera como herramienta de mejora de la Eficiencia Energética. Por ejemplo,
la renovación del parque automovilístico o de los electrodomésticos en el sector residencial se produciría en mayor o
menor medida independientemente de que con estas iniciativas se proponga mejorar la Eficiencia Energética.
No obstante, estas iniciativas también podrían conllevar una inversión marginal directamente asociada a la mejora de la
Eficiencia Energética. Como ejemplo, se podrían citar las diferencias de precio en la adquisición de un electrodoméstico
de clase A++ frente a otro menos eficiente, o las subvenciones gubernamentales para incentivar la compra de vehículos
de menor consumo.
En la siguiente tabla se muestran los resultados de la estimación de la inversión necesaria para la implantación de las
iniciativas consideradas (tanto las inversiones totales o inerciales, como aquellas marginales exclusivamente enfocadas
en la mejora de la eficiencia).
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
145
Figura 6.3.-h. Evaluación de la inversión requerida para la implantación de las iniciativas
1. Dato para España, 2012Fuente: Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 IDAE; INE; ICCT; elaboración y análisis Fundación Repsol
Iniciativas de mejorade la E�ciencia Energética Inversión inercial
Inversión marginal pormejora de la e�ciencia Parámetros usados en la evaluación de la inversión requerida
Renovación del parqueautomovilístico
Cambios en el mix modalde transporte
Auditorías energéticas yfomento de las ESCOs (industria)
Renovación de edi�cios
Renovación de equipamiento
• Tasa de renovación anual: 1,04-1,07 M vehículos (en línea con el comportamiento de los últimos años)
• Precio medio de vehículos nuevos: 23.786 € / turismo1
• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para la "Renovación del parque automovilístico de turismos"
• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE en (Plan 2011-20) para las medidas "Planes de movilidad urbana"; "Mayor participación del modo ferroviario"; "Mayor participación del modo marítimo"; "Mayor participación de los medios colectivos en el transporte por carretera"
• Inversión basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para las medidas: "Auditorías energéticas"; "Mejora de la tecnología de equipos y procesos (MTD)" e "Implantación de sistemas de gestión energética."
• Inversión basada en de la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para las medidas para edificación existente: "Rehabilitación energética de la envolvente térmica"; "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones térmicas"; "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones de iluminación interior " y "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones de frío"
• Precio de renovación de electrodomésticos: 4.500 €/vivienda
• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) en la medida "Mejora de la Eficiencia Energética del parque de electrodomésticos"
~175.000 M €
-
-
-
~40.000 M €
~750 M €
~350 M €
~1.600 M €
~15.600 M €
~900 M €
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Este análisis evidencia la dificultad de la implantación de las iniciativas para el cumplimiento del Sistema de Obligaciones de
Eficiencia Energética. No obstante, la implantación de todas las iniciativas analizadas comportaría una reducción significativa
de consumo de energía final respecto a la proyección analizada anteriormente (entre 93 y 97 Mtep, dependiendo del
escenario de crecimiento económico aplicado, que se reduciría hasta los 90-94 Mtep tras la aplicación de las iniciativas).
Figura 6.3.-i. Modificación de las proyecciones de energía final como resultado de la aplicación de los ahorros obtenidos
por mejoras de eficiencia (incluyendo usos no energéticos)
1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 98 Mtep. Se consideran 6 Mtep de usos no –energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 104 Mtep
Evolución histórica y proyecciones del consumo de energía �nal (incluyendo usos no energéticos)
100
90
110
80
2001
60
2020 2018 2003 2016 2014 2005 2012 2007 2010 2009 2008 2011 2006 2013 2004 2015 2002 2017 2000 2019
70
Objetivo Directiva por Fijación de Objetivos Nacionales en 2020 104 Mtep1
90
94
92
Consumo de energía �nal en España (Mtep)
Histórico
Escenario Alto
Escenario Bajo
Escenario Base
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
147
6.4. Proyecciones de la Eficiencia Energética en España hasta el 2025
Se estima que el índice de Repsol de Eficiencia Energética Interna (IE2-R) mejorará durante el período 2013-2025. Esta mejora
vendrá dada por el grado de implantación de las iniciativas de mejora de la eficiencia descritas en apartados anteriores.
En el escenario base, es decir, si no se implantaran dichas iniciativas, el crecimiento anual obtenido sería del 0,4%,
llegando el IE2-R a un valor máximo de 115,4 en 2025. Este leve crecimiento sería resultado, principalmente, de los
cambios definidos en el mix de generación eléctrica, así como de la evolución del mix de fuentes en energía final en
cada uno de los sectores.
No obstante, si contabilizamos el impacto de las medidas de mejora de eficiencia analizadas anteriormente, la tasa de
crecimiento medio anual llegaría al 0,7%. En este caso, el valor alcanzado por el índice en 2025 sería de 121,0.
Figura 6.4.-a. Rango de proyección del índice IE2-R
Fuente: Elaboración y análisis Fundación Repsol
2005 2022 2025
125
2007 2018 2006 2010 2009 2019 2021 2017 2016 2015 2014 2012 2013 2011 2008 2024
95
105
2023
110
2020
100
120
115 115,4
110,1
121,0
Índice IE2-R 2005 = 100
Sin iniciativas de mejora de e�ciencia
Datos históricos
Con iniciativas de mejora de e�ciencia continuistas
Empeora laE�ciencia Energética
Mejora laE�ciencia Energética
+1,4%
+0,7%
obse
rvat
orio
de
ener
gía
148
Aunque en el caso de que se logre la implantación de todas las medidas se lograría una mejora significativa de la eficiencia,
la tasa de crecimiento medio anual de 0,7% queda lejos de los valores históricos alcanzados entre el 2005 y el 2012, del
1,4%. Se puede concluir, por tanto, que la Eficiencia Energética en España se encuentra en una fase de estancamiento.
A nivel sectorial, se esperan mejoras en la eficiencia de transformación en los sectores servicios y residencial, con
crecimientos anuales entre el 0 y el 0,1% respectivamente. Por el contrario, en el transporte y en la industria se prevé
que el índice decrezca, a ritmos de -0,1% y de -0,3% anual.
Figura 6.4.-b. Eficiencia de transformación en los diferentes sectores
Fuente: Elaboración y análisis Fundación Repsol
El aumento de la eficiencia de transformación en el sector residencial se debe sobre todo al aumento de la penetración
del gas, continuando la tendencia de los últimos años.
Por su parte, la caída de la eficiencia de transformación tanto en el transporte como en la industria, aunque muy leve,
se debe al aumento de la representación de la electricidad dentro del mix energético de cada sector.
Las proyecciones de los índices de Eficiencia Energética se realizan también a nivel sectorial. Nuevamente, se distingue
entre el distinto grado de implantación de las medidas de mejora de la eficiencia, por lo que las proyecciones se definen
en un rango de valores posibles.
40
100
80
60
E�ciencia de transformación en el sector servicios (%)
52,2 52,9
2012
51,6 51,6
2015e 2020e 2025e
100
40
60
80
2025e 2020e
E�ciencia de transformación en el sector transporte (%)
90,1 90,6
2015e
90,8
2012
90,8
100
80
60
40
2015e 2012
73,2 71,1 72,7
E�ciencia de transformación en el sector residencial (%)
2025e
72,3
2020e
60
80
100
40
2025e
E�ciencia de transformación en el sector industria (%)
68,0
2020e
68,8
2015e
69,5
2012
70,5
Transporte Industria
Residencial Servicios
-0,1%
-0,3%
-0,0%
+0,1%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
149
Figura 6.4.-c. Índice de Eficiencia Energética por sector
Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; INE; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol
Se observa una mejora del índice similar en todos los sectores excepto en el industrial, que crece pero a menor ritmo (un
0,4% anual). El sector industrial es también el que presenta menor diferencia entre escenarios. Esto es debido a que la
única iniciativa concreta directamente relacionada con la industria es la implantación de las auditorías energéticas. Éstas
ya vienen siendo realizadas por la mayoría de las grandes empresas, que son las principales consumidoras de energía en
el sector industrial, por lo que el impacto de la medida aplicada a las PyMEs no logra una relevancia muy significativa.
Adicionalmente, la reducción del consumo energético que pudiera lograrse con esta medida no implica un cambio en el mix
de fuentes de energía final. Por lo tanto, esto no puede traducirse en una clara mejora de la Eficiencia Energética del sector.
La evolución esperada para el sector transporte, con hasta un 0,6% de crecimiento anual, es muy significativa. Esta mejora
de la eficiencia es resultado de los ahorros obtenidos con la renovación del parque de turismos y mediante el fomento
del cambio en el mix modal. A pesar de que las dos últimas medidas suponen una migración del consumo de productos
petrolíferos hacia otras energías, con menor eficiencia de transformación, el consumo unitario de energía final se reduce.
Por último, el sector residencial y el de servicios presentan sendas mejoras con crecimientos anuales del 0,7 y del 1,0%
respectivamente. Esto es resultado de una combinación de factores, principalmente del aumento de la penetración
del gas natural y de las energías renovables. A esto hay que añadir la implantación de las iniciativas de renovación de
equipamiento y edificios, con la consiguiente disminución de consumo. Estas iniciativas son especialmente relevantes
en el sector residencial, lo que explica que su tasa de crecimiento anual sea la más elevada.
Informe Fundación Repsol
Residencial Servicios
140
120
100
2025 2020 2015 2010 2005
130
90
110
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
114,9
116,4
113,7
114,6
111,2
100,0
Transporte Industria
90
110
130 140
120
100
2025 2020 2015 2010 2005
123,4
131,6
122,1
127,0
118,1
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
90
110
130
100
120
140
2005 2010 2020 2015 2025
100,0
120,1
134,8 129,9
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
128,2
110
90
130
2005 2015
100
2010 2025
140
2020
120
103,3
110,0
102,4
106,6
IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)
102,5 100,0
Sin implantar iniciativas de e�ciencia Con la implantación de las iniciativas de e�ciencia
+0,6% +0,4%
+1,0%+0,7%
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150
6.5. Proyecciones de las emisiones de GEI en España hasta el 2025
El índice de Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (I2C-R) se estima que decrecerá
levemente, a una tasa de crecimiento medio anual de -0,2%, en el caso de que se implanten con éxito todas las
medidas propuestas de mejora de la eficiencia. En caso de no hacerlo, éste crecimiento anual pasaría a ser de
+0,1%. Se inicia así, a partir de 2013, una etapa de estabilidad donde no se esperan grandes variaciones dentro
del mix energético de cada sector.
Analizando la evolución prevista para este índice, vemos que en las proyecciones base no se aprecian cambios
relevantes. En este caso, el índice crecería levemente, hasta alcanzar los 84,3 puntos en 2025. Tras la implantación de las
medidas de eficiencia, sin embargo, el índice descendería, quedando en 80,0 puntos en 2025.
Figura 6.5.-a. Evolución del índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI
Fuente: Elaboración y análisis Fundación Repsol
De igual forma que en el índice de Eficiencia Energética, la evolución esperada en el período 2012-2025 contrasta con
los valores históricos de decrecimiento que se venían alcanzando, al 2,7% anual. Este hecho refleja un menor potencial
en la reducción de emisiones al quedar saturadas las principales vías que se han utilizado en el período 2005-2012,
como el aumento de los biocombustibles, el fuerte crecimiento de las renovables en el mix eléctrico y la penetración
del gas natural en el sector residencial.
2009 2006 2017
120
100
80
60
2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2019 2021 2023 2025
110
70
90
2015 2013 2005 2011 2007
84,3 82,7
Índice I2C-R 2005 = 100
80,0
-
Escenario con iniciativas de mejora de la e�ciencia
Datos históricos
Escenario base
Reducción dela intensidadde emisiones
Aumento dela intensidadde emisiones
-2,7%
-0,2%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
151
Analizando las proyecciones del factor de intensidad de emisiones en los distintos sectores, se observan
comportamientos prácticamente planos. Esto confirma que no se prevén grandes variaciones en el comportamiento
de los sectores en cuanto a emisiones.
Figura 6.5.-b. Factor de intensidad de emisiones en los diferentes sectores
Fuente: Elaboración y análisis Fundación Repsol
El crecimiento de la intensidad de emisiones en el transporte se explica por la progresiva penetración de vehículos
eléctricos en el parque de turismos prevista que, aunque leve, supone un ligero empeoramiento adicional de las emisiones.
La industria, por su parte, presenta una leve mejora, resultado de una mayor penetración del gas natural y de la
cogeneración de alta eficiencia.
En el caso del sector residencial, el decrecimiento de las emisiones de GEI viene explicado por la importante presencia
de energía eléctrica en el mix.
Este impacto en la intensidad de emisiones asociado a la electricidad también afecta al sector servicios, logrando una
disminución del factor de emisiones del sector.
6.000
4.000
0
2.000
Factor de intensidad de emisiones en el sector servicios (KgCO2eq/tep)
3.467 3.489
2012
3.544 3.437
2015e 2020e 2025e 2007
4.219
0
2.000
4.000
2020e 2015e
Factor de intensidad de emisiones en el sector transporte (KgCO2eq/tep)
3.243 3.245
2012
3.247
2007
3.337
2025e
3.261
4.000
2.000
0
2015e 2012
2.916 2.890
2007
3.212 3.009
Factor de intensidad de emisiones en el sector residencial (KgCO2eq/tep)
2025e
3.096
2020e
4.000
2.000
2025e
3.095
2020e
Factor de intensidad de emisiones en el sector industria (KgCO2eq/tep)
3.092
2015e
3.091
2012
3.115
2007
3.448 +0,03%
+0,53% -0,24%
-0,05%
Transporte Industria
Residencial Servicios
0
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152
Figura 6.5.-c. Evolución estimada del índice de intensidad de emisiones I2C-R por sector
Fuente: Eurostat; INE; Ministerio de fomento; IDAE; Directiva de Eficiencia Energética; Odyssee; PRIMES; AIE; elaboración y análisis Fundación Repsol
120
100
80
60
40
2025 2020 2015 2010 2005
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
83,7
85,3
83,5
84,4 81,9
100,0
60
120
100
80
40
2025 2020 2015 2010 2005
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
73,1
77,6
76,0
78,7 75,1
100,0 120
100
2005 2010
60
40
2015
80
2020 2025
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
66,0
64,3 68,6 67,6
100,0
66,7
2010 2020 2015
80
2005
100
2025
120
60
40
100,0 94,4
88,2
I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)
88,1
92,4 91,2
Proyección con medidas de mejora de e�ciencia energética Valores históricos Proyección base
Residencial Servicios
Transporte Industria
-0,2%
-0,3%+0,3%
-0,2%
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
153
7 Conclusiones
Con la publicación de este informe, Fundación Repsol ofrece herramientas técnicas para la medición de la
Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero, que permiten analizar
las palancas más relevantes para potenciar el equilibrio entre desarrollo económico y sostenibilidad
energética y ambiental. La información recogida en los índices definidos, junto con las proyecciones a 2025,
contribuye al debate sobre la evolución del mercado energético, desde una perspectiva global e integrada.
En 2013, la evolución de los mercados energéticos estuvo marcada por la coyuntura de la economía. El
PIB mundial creció un 3%, nivel ligeramente inferior al de 2012. Los estados emergentes crecieron muy
por encima de la media (China 7,7%, India 4,4%), la UE mantuvo un nivel estable y EE.UU. creció un punto
por debajo con respecto a 2012.
La demanda de energía primaria experimentó una evolución similar a la tendencia del PIB. Los
combustibles fósiles representaron el 80% del mix, aunque con una menor demanda global de gas,
debido a la mayor contribución del carbón en los países en vías de desarrollo. Así, la intensidad energética
se mantuvo relativamente estable, mientras que las emisiones de GEI aumentaron notablemente.
En el ámbito regulatorio, se lanzaron iniciativas con objeto de promover mayor Eficiencia Energética y
controlar la emisión de GEI. Entre ellas destacaron: la Cumbre de Varsovia, con un objetivo de acuerdo a
2015 para la reducción de emisiones contaminantes; y la Directiva Europea 2012/27/UE, que presentó un
nuevo marco para el fomento de la Eficiencia Energética.
De la misma manera que ocurrió en el resto del mundo, las tendencia del mercado energético español
estuvieron muy marcadas por el estado de la economía. En este sentido, el PIB continúo cayendo debido
a una disminución del gasto de las Administraciones Públicas, un decrecimiento del consumo privado
y una reducción del empleo y las rentas salariales. La demanda de energía primaria se redujo también
notablemente, con una mayor contribución de las energías renovables y una menor penetración del
carbón. No obstante, el consumo de energía final se redujo en menor proporción, debido a una sustancial
mejora de la eficiencia de transformación.
España, como miembro de la Unión Europea, también llevó a cabo importantes iniciativas en materia
regulatoria en 2013. Entre ellas destaca la reforma del mercado eléctrico, con medidas importantes como
la proposición de un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación en régimen especial
y las redes de transporte y distribución, así como la reducción de los pagos por capacidad que perciben
las centrales de ciclo combinado y un incremento de los peajes de acceso. Además se presentó una
propuesta ministerial como respuesta a la directiva europea con un objetivo importante de ahorro para
2020, derivado de iniciativas para la mejora de la Eficiencia Energética.
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154
Por otro lado, se han analizado en el informe los Índices Repsol de Eficiencia Energética e Intensidad de Emisiones de
GEI para el año 2012, que recogen dinámicas del mercado español y ofrecen una explicación de las causas y los posibles
efectos de las mismas.
El Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España aumentó dos puntos en 2012, debido principalmente a una
caída generalizada del consumo unitario de energía final en todos los sectores.
Dicha caída fue especialmente acentuada en el sector industrial, en el que las industrias metalúrgica, de minerales no
metálicos y textil experimentaron una fuerte reducción de su intensidad energética.
La eficiencia del sector transporte, sin embargo, no llegó a aumentar ya que aunque el consumo unitario de pasajeros
se redujo significativamente y se produjo una mejora del mix modal, la eficiencia de transformación tuvo también una
reducción importante, debido a una mayor penetración del biodiesel y la electricidad. Dicho impacto negativo derivado
de la creciente contribución de la electricidad, fue la causa de que la eficiencia del sector residencial disminuyese. No
obstante, el índice de eficiencia del sector servicios sí aumentó, manteniendo así su tendencia positiva de los últimos
años. En 2013, se espera que el índice de Eficiencia Energética se incremente ligeramente.
En cuanto al Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de GEI en España, analizado para el año 2012, éste
evolucionó de manera análoga al índice de eficiencia, presentando una disminución de 1,6 puntos, debido a la ya
mencionada caída del consumo unitario, pero amortiguada por un notable aumento del factor de emisión global. El
sector servicios fue el único que tuvo un comportamiento dispar, y fue debido a un aumento notable de sus emisiones
específicas. En 2013, se espera que los niveles de emisiones de GEI presenten una leve reducción.
En referencia a los Índices del Pozo al País, el de Eficiencia Energética aumentó considerablemente, debido a una
reducción del factor de consumo, principalmente en los sectores residencial y de servicios, que experimentaron una
mayor participación del gas natural en el mix. Por tanto, el índice de Emisiones Internas de GEI disminuyó a su vez, con
una caída importante del factor de emisiones.
En cuanto al comportamiento futuro del mercado energético español, la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo
relativa a la Eficiencia Energética establece dos objetivos sobre el consumo energético en España en el año 2020: (i) la
reducción de un 20% de la demanda de la energía en 2020 sobre los valores previstos en las proyecciones realizadas
en 2007 (que en España se traducen en una demanda de energía final menor a 130 Mtep y un consumo de energía
final menor a 98 Mtep en 2020), y (ii) la introducción de un Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, que
se traducen, en la interpretación más flexible (y preferida por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo) y en la
necesidad de justificar ahorros energéticos en el consumo de energía final resultado de iniciativas de mejora de la
Eficiencia Energética por 16 Mtep en el periodo 2014-20.
De acuerdo a las proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final realizadas en el Informe, según
tres escenarios distintos de crecimiento económico hasta 2025 España debería, con alta probabilidad, lograr cumplir los
objetivos absolutos de demanda de energía primaria (130 Mtep) y consumo de energía final (98 Mtep) en 2020 de la
directiva europea. Esto se debe, principalmente, a la fuerte reducción de la demanda de energía ocurrida desde 2007 (año
en el que se establecieron las bases para el cálculo de los objetivos) a consecuencia de la crisis económica.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
155
El cumplimiento del segundo objetivo establecido por la directiva europea (16 Mtep de ahorro acumulado entre 2014 y
2020 por iniciativas de Eficiencia Energética) parece sin embargo mucho más difícil de alcanzar. Las iniciativas de mejora
de la Eficiencia Energética consideradas en la Directiva Europea y el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020
del Gobierno de España no parecen tener el potencial suficiente en España para alcanzar el objetivo establecido. Serían
necesarias iniciativas adicionales, y la consiguiente movilización de recursos, para intentar acercarse todavía más al objetivo.
Fundación Repsol continúa su compromiso con el desarrollo y estudio de las técnicas de medición de la Eficiencia
Energética y de la intensidad de emisiones, a fin de identificar y potenciar las medidas e iniciativas clave para la
consecución de un desarrollo económico y energético más sostenible.
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156
A Glosario
Balance energético: aplicación del principio de conservación de la energía a un sistema concreto mediante el cual se
determinan todos los aportes y pérdidas de energía, experimentalmente o mediante cálculo.
Biocombustible: carburante o combustible obtenido a partir de la biomasa.
Biodiesel: biocombustibles que se obtiene a partir de lípidos vegetales.
Biogás: gas constituido principalmente por una mezcla de metano y dióxido de carbono y que proviene de la
fermentación anaerobia de la biomasa.
Biomasa: masa de materia orgánica, no fósil, de origen biológico. Una parte de este recurso puede ser explotado,
eventualmente, con fines energéticos.
Cambio climático: modificación del clima con respecto al historial climático a una escala regional o global.
Calentamiento global: término utilizado para referirse al fenómeno del aumento de la temperatura media global de
la atmósfera terrestre.
Carbón: materia sólida, ligera, negra y muy combustible que resulta de la destilación o de la combustión incompleta
de la leña o de otros cuerpos orgánicos.
CCGT: Combined Cycle Gas Turbine (turbina de gas de ciclo combinado).
Central de carbón: central termoeléctrica que utiliza carbón como combustible.
CH4: metano, gas de efecto invernadero.
CNE: Comisión Nacional de la Energía.
CO2: dióxido de carbono, gas de efecto invernadero.
Coalbed Methane Gas: gas natural (metano) no convencional extraído de camas de carbón.
Combustión: reacción química exotérmica de una sustancia o mezcla de sustancias que generalmente desprende una
gran cantidad de calor.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
157
Cogeneración: producción asociada de energía eléctrica y calor en una planta termoeléctrica, para su utilización industrial.
Combustible fósil: combustible a partir de sustancias de origen orgánico, más o menos petrificadas, que por causas
naturales se encuentra en las capas terrestres.
Coque: combustible sólido, ligero y poroso que resulta de calcinar ciertas clases de carbón mineral.
Dependencia energética: relación entre el consumo de combustibles autóctonos y el consumo total nacional de
recursos energéticos.
Directiva Europea: documento legal elaborado por el Consejo de la Comisión Europea, que dirige la forma de legislar
en cada Estado Miembro para que resulte uniforme en toda la Unión Europea.
Energía solar térmica: energía térmica obtenida mediante la conversión directa de la radiación solar.
Energía fotovoltaica: energía eléctrica obtenida a partir de la radiación solar.
Energía final: energía suministrada al consumidor.
Energía nuclear: energía producida por reacciones atómicas de fusión o fisión.
Energía primaria: energía obtenida de la naturaleza y que no ha sido sometida a ningún proceso de transformación.
Energías renovables: energías cuya utilización y consumo no suponen una reducción de los recursos o potencial
existente de las mismas.
Energía térmica solar: energía eléctrica generada mediante el calentamiento de un fluido portador de calor por efecto
de la radiación solar.
Gas natural: gas combustible procedente de formaciones geológicas y compuesto principalmente por metano.
Gas no convencional: gas que se encuentra en yacimientos no comunes de depósitos de hidrocarburos, ubicado
en formaciones rocosas de baja permeabilidad, lo cual hace difícil su proceso de extracción. Entre los gases no
convencionales destacan: Shale Gas, Tight Gas, Coalbed Methane Gas.
Gas natural licuado (GNL): gas natural procesado y enfriado a -161°C para poder ser transportado en forma líquida.
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Gases licuados del petróleo (GLP): mezcla de gases fácilmente condensables aumentando presión o disminuyendo
la temperatura y que están presentes en el gas natural y disueltos en el petróleo.
Gasóleo(s): fracción destilada del petróleo crudo, que se purifica especialmente para eliminar el azufre. Se usa
normalmente en los motores diesel y como combustible en hogares abiertos.
Gasolina(s): mezcla de hidrocarburos líquidos volátiles e inflamables obtenidos del petróleo, que se usa como
combustible en diversos tipos de motores.
GEI: Gases de Efecto Invernadero. Se han tenido en cuenta el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4) y el óxido
nitroso (N2O).
Generación eólica: energía eléctrica obtenida a partir de la energía cinética del viento.
Generación geotérmica: energía eléctrica generada a partir del aprovechamiento del calor del interior de la tierra.
Generación hidráulica: electricidad obtenida a partir del aprovechamiento de la energía cinética y potencial de las
corrientes de agua.
Generación marina: energía eléctrica generada por el movimiento de las olas o las mareas.
Global Insight Coal Index: índice de precios de carbón.
Henry Hub: mercado spot y de futuros de gas natural en Estados Unidos.
Hidrocarburo: compuesto resultante de la combinación del carbono con el hidrógeno.
IDAE: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.
AIE: Agencia Internacional de la Energía.
INE: Instituto Nacional de Estadística.
Intensidad energética primaria: cociente entre la demanda de energía primaria y el Producto Interior Bruto en
términos reales.
Intensidad energética final: cociente entre el consumo de energía final y el Producto Interior Bruto en términos reales.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
159
Intertrimestral: comparación entre una cantidad y la correspondiente a un trimestre antes.
Interanual: comparación entre una cantidad y la correspondiente a un año antes.
IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change.
National Balancing Point (NBP): mercado spot y de futuro de gas natural en el Reino Unido.
NETL: National Energy Technology Laboratory.
N2O: óxido nitroso, Gas de Efecto Invernadero.
OCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico.
ONU: Organización de las Naciones Unidas.
ppm: parte por millón.
Petróleo: líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por una mezcla de hidrocarburos, que se extrae de lechos
geológicos continentales o marítimos. Mediante diversas operaciones de destilación y refino se obtienen de él distintos
productos utilizables con fines energéticos o industriales, como la gasolina, la nafta, el queroseno, el gasóleo, etc.
PIB: Producto Interior Bruto.
Planta gasificadora: instalación industrial que regasifica el gas natural licuado (GNL) para que posteriormente pueda
ser distribuido por la red de distribución.
Producción de petróleo: extracción de petróleo de los yacimientos.
Punto de suministro de gas natural: conexión de la red de distribución de gas natural a un consumidor.
REE: Red Eléctrica de España.
RENFE: Red Nacional de Ferrocarriles Españoles.
Queroseno: una de las fracciones del petróleo natural, obtenida por refinación y destilación, que se destina al
alumbrado y se usa como combustible en la aviación.
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160
Refinería: unidad industrial que transforma petróleo crudo en productos derivados o refinados (gas licuado, gasolina,
gasóleo, queroseno, asfalto…).
Shale Gas (Gas de Esquisto o Pizarra): gas natural no convencional extraído de formaciones de esquisto.
TCMA: Tasa de Crecimiento Media Anual.
Tight Gas: gas natural no convencional en areniscas apretadas de baja porosidad y permeabilidad.
Tonelada equivalente de petróleo (tep): energía liberada por la combustión de una tonelada de petróleo que, por
definición de la Agencia Internacional de la Energía, equivale a 107 Kcal.
UE: Unión Europea.
UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate Change.
VAB: Valor Añadido Bruto.
Vivienda principal: toda vivienda familiar que es utilizada como residencia habitual de uno o más hogares y que es
ocupada por éstos la mayor parte del año.
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
161
B Bibliografía
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Agencia Internacional de la Energía (AIE), World Energy Outlook, 2013, París, Francia
Agencia Internacional de la Energía (AIE), Energy balances of OECD Countries, 2013, París, Francia
Agencia Internacional de la Energía (AIE), Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012, París, Francia
Agencia Internacional de la Energía (AIE), Oil Market Report (OMR), abril 2014, París, Francia
Asociación Española de Fabricantes de Automóviles y Camiones, Memoria anual, 2013, Madrid, España
CORES, Boletín Estadístico de Hidrocarburos, 2013, Madrid, España
Comisión de las Comunidades Europeas, Libro Verde sobre la Eficiencia Energética, junio 2005,
Bruselas, Bélgica
Comisión de las Comunidades Europeas, Directiva 2006/32/CE de Eficiencia en los servicios, abril 2006,
Bruselas, Bélgica
Comisión de las Comunidades Europeas, Estrategia Europea de Desarrollo Sostenible, junio 2006,
Bruselas, Bélgica
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octubre 2006, Bruselas, Bélgica
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Comisión de las Comunidades Europeas, Directiva 2009/30/CE relativa a las especificaciones de la gasolina, diesel y
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Comisión de las Comunidades Europeas, Directiva 2012/27/UE relativa a la Eficiencia Energética, por la que se modifican
las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE, octubre 2012,
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2009, España
Real Decreto 134/2010 Establecimiento del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, febrero
2010, España
Real Decreto-ley 6/2010. Medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo, abril 2010, España.
Real Decreto-ley 14/2010, Medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, diciembre 2012, España
Real Decreto 1221/2010, Modifica del Real Decreto 134/2010, por el que se establece el procedimiento de resolución de
restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 por el que se organiza y regula el mercado
de producción de energía eléctrica, octubre 2012, España
Real Decreto-ley 1/2012, Suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y supresión de los incentivos
económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía
renovables y residuos, enero 2012, España
Real Decreto-ley 13/2012. Transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de
comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los
costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, marzo 2012, España
Real Decreto 235/2013, Aprobación del procedimiento básico para la certificación de la Eficiencia Energética de los edificios,
abril 2013, España
Real Decreto-ley 17/2012. Medidas urgentes en materia de medio ambiente, mayo 2012, España.
Real Decreto-ley 9/2013. Medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, julio 2013, España
Red Eléctrica Española, Anuario 2011, Madrid, España
Red Eléctrica Española, Avance del informe 2012, diciembre 2012, Madrid, España
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
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Reglamento (CE) Nº 443/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo por el que se establecen normas de comportamiento
en materia de emisiones de los turismos nuevos como parte del enfoque integrado de la Comunidad para reducir las
emisiones de CO2 de los vehículos ligeros, abril 2009, Bruselas, Bélgica
Reglamento (UE) Nº 510/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo por el que se establecen normas de comportamiento
en materia de emisiones de los vehículos comerciales ligeros nuevos como parte del enfoque integrado de la Unión para
reducir las emisiones de CO2 de los vehículos ligeros, mayo 2011, Bruselas, Bélgica
RENFE, Memoria Anual, 2013, Madrid, España
Statistical Review of World Energy, BP, junio 2013
Well to wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context, CONCAWE, EUCAR,
European Comission Joint Research Centre, 2003-2008
The White House, Blueprint for a Secure Energy Future, marzo 2011
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C Bases de datos para el cálculo de los indicadores
Datos nacionales e internacionales para el cálculo del IE2-R
• Comisión Europea
• Eurostat
• Agencia Internacional de la Energía (AIE)
• Instituto Nacional de Estadística (INE)
• Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)
• Ministerio de Fomento
• Odyssee
• PRIMES
Datos nacionales e internacionales para el cálculo del I2C-R
• Comisión Europea
• Eurostat
• Agencia Internacional de la Energía (AIE)
• Instituto Nacional de Estadística (INE)
• Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)
• Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC)
• Ministerio de Fomento
• Ministerio de Alimentación, Agricultura y Medioambiente
• Odyssee
• PRIMES
Otras bases de datos utilizadas para el desarrollo de los gráficos y otros cálculos
• Asociación Española de Fabricantes de Coches y Camiones (ANFAC)
• Cedigaz
• Comisión Nacional de energía (CNE)
• Climate Research Unit
• Club Español de la Energía
• Comisión Europea
• CONCAWE (Conservation of Clean Air and Water in Europe)
• Council of European Energy Regulators
• Datastream
• Dirección General de Tráfico (DGT)
• Economist Intelligence Unit (EIU)
• Enagás
• Energy Information Administration (EIA)
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
167
• Energy Star
• Europa Press
• EUCAR (European Council for Automotive R&D)
• Euroconstruct
• Euromonitor
• European Comission Joint Research Centre
• European Smart Grids Technology Platform
• European Environment Agency (EEA)
• Federación Empresarial de la Industria Química Española (FEIQUE)
• Fondo Monetario Internacional (FMI)
• Ganvam
• Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE)
• Instituto Nacional de Estadística (INE)
• Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC)
• National Energy Technology Laboratory (NETL)
• National Snow and Ice Data Center
• Oficemen
• International Association of Oil & Gas producers (OGP)
• Organización de Naciones Unidas (ONU)
• Red Eléctrica Española (REE)
• Rystad
• United States Energy Protection Agency (EPA)
• United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCC)
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D Índice de figuras
Figura 2.1.-a. Evolución del crecimiento del PIB en el mundo 7
Figura 2.1.-b. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por regiones (2000-2013) 8
Figura 2.1.-c. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por fuente de energía (2000-2013) 9
Figura 2.1.-d. Escenario de la AIE de demanda futura de energía primaria mundial 11
Figura 2.3.1.-a. Evolución de la demanda mundial de petróleo (2000-2013) 15
Figura 2.3.1.-b. Precios del petróleo en dólares por barril (2002-2013) 16
Figura 2.3.1.-c. Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012 17
Figura 2.3.2.-a. Evolución de la demanda mundial de gas natural (2000-2013) 18
Figura 2.3.2.-b. Evolución del precio de gas natural en $/MBtu (2000-2013) 19
Figura 2.3.2.-c. Principales rutas de comercio internacional de gas natural en 2012 20
Figura 2.3.3.-a. Evolución de la demanda mundial de carbón (2000-2013) 21
Figura 2.3.3.-b. Evolución de los precio del carbón (2003-2014) 22
Figura 2.3.3.-c. Principales rutas de comercio internacional de carbón 2012 23
Figura 2.3.4.-a. Generación eléctrica mundial de origen renovable por tipo de fuente (2000-2012) 25
Figura 2.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía y del PIB (índice 1990=100) 27
Figura 2.4.2.-a. Evolución de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (2000-2012) 29
Figura 2.5.1.-a. Comparación de precios de la Gasolina sin plomo 95 en 2011 y en 2013 entre Estados Unidos, Japón y UE-27 31
Figura 2.5.1.-b. Comparación de precios del Gasóleo para automóviles para uso no profesional en 2011 y en 2013
entre EE.UU., Japón y UE-27 32
Figura 2.5.2.-a. Comparación de costes de aprovisionamiento del gas en 2013 entre Estados Unidos, España, Alemania y Japón 34
Figura 2.5.2.-b. Comparación de precios del gas para uso industrial y residencial en 2013 entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania 35
Figura 2.5.3.-a. Comparación de precios del carbón para generación eléctrica en 2013 entre Estados Unidos y Alemania 37
Figura 2.5.4.-a. Comparación de precios de la electricidad para uso industrial y residencial en 2013
entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania 39
Figura 3.1.-a. Evolución de la economía española (2008-2013) 41
Figura 3.1.-b. Evolución de la demanda de energía primaria en España (2000-2013) 42
Figura 3.1.-c. Evolución del consumo de energía final en España (2000-2013) 43
Figura 3.1.-d. Evolución del índice de eficiencia en la transformación (2000-2013) 44
Figura 3.1.-e. Evolución del consumo de energía final en España por sectores (2000-2012) 45
Figura 3.2.2.-a. Evolución del déficit del sistema eléctrico español (2000-2013) 47
Figura 3.2.2.-b. El déficit tarifario generado en 2012 alcanzó los 5600 M€ 49
Figura 3.2.2.-c. Impacto estimado en 2014 de la reforma del mercado eléctrico 50
Figura 3.3.1.-a. Evolución de importaciones de petróleo en España y sus principales suministradores 51
Figura 3.3.1.-b. Precio medio anual de las importaciones de petróleo a España (2000-2013) 52
Figura 3.3.2.-a. Evolución de importaciones de gas en España y sus principales suministradores 53
Figura 3.3.2.-b. Precio medio anual de las importaciones de gas natural a España (2000-2013) 54
Figura 3.3.3.-a. Evolución del consumo de carbón en España y sus principales suministradores 55
Figura 3.3.3.-b. Precio medio anual de las importaciones de carbón a España (2000-2013) 56
Figura 3.3.4.-a. Producción eléctrica y capacidad instalada de origen renovable en España (excluyendo hidráulica) 57
Figura 3.3.4.-b. Producción eléctrica y capacidad instalada en España 58
Figura 3.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética en España (2000-2013) y comparación con otros países de la Unión Europea (2012) 60
Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014
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Figura 3.4.1.-b. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía y del PIB
(índice año 2000=100%) 61
Figura 3.4.2.-a. Evolución de emisiones de GEI en España (2000-2013)6 62
Figura 3.4.2.-b. Emisiones de CO2 per cápita en España 63
Figura 4.1.-a. Evolución del IE2-R en España 65
Figura 4.1.-b. Evolución de los IE2-R sectoriales en España (2000-2012) 66
Figura 4.1.-c. Comparación de la Eficiencia Energética de España con la UE-15 a nivel global y sectorial 67
Figura 4.1.-d. Perspectiva global de los resultados del IE2-R 68
Figura 4.2.-a. Evolución del IE2-R del transporte 69
Figura 4.2.-b. IE2-R del sector transporte (2000-2012) 70
Figura 4.2.-c. Detalle por indicador de la Eficiencia Energética del sector transporte a través del IE2-R 71
Figura 4.2.1.-a. Evolución del mix modal para el transporte de pasajeros 72
Figura 4.2.1.-b. Indicadores y factores explicativos del consumo unitario del transporte de pasajeros 73
Figura 4.2.1.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en coche 74
Figura 4.2.1.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en autobús 75
Figura 4.2.1.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en tren 76
Figura 4.2.1.4.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en avión 77
Figura 4.2.2.-a. Evolución del mix modal para el transporte de mercancías 78
Figura 4.2.2.-b. Indicadores y factores explicativos de la Eficiencia Energética del transporte de mercancías 79
Figura 4.2.2.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías por carretera 80
Figura 4.2.2.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías marítimo 81
Figura 4.2.2.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías en tren 82
Figura 4.3.-a. Evolución del IE2-R de la industria 83
Figura 4.3.-b. Evolución de IE2-R del sector industrial y de las intensidades energéticas 84
Figura 4.3.-c. Evolución de intensidad energética en las principales industrias españolas 85
Figura 4.3.-d. Comparación del IE2-R de la industria española con el de la industria de UE-15 86
Figura 4.4.-a. Evolución del IE2-R residencial (2000-2012) 87
Figura 4.4.-b. Evolución de IE2-R del sector residencial y de las intensidades energéticas 88
Figura 4.5.-a. Evolución del IE2-R servicios (2000-2012) 89
Figura 4.5.-b. Evolución de IE2-R del sector servicios y de las intensidades energéticas 90
Figura 4.6.-a. Indicadores de eficiencia para la transformación de la energía 91
Figura 4.6.-b. Evolución del mix energético en la generación eléctrica y Eficiencia Energética implícita 92
Figura 4.6.-c. Destino del petróleo, gas natural, electricidad, biomasa y carbón en el balance energético (2012) 93
Figura 4.7.-a. Evolución del índice IE2-Rpp global en España 94
Figura 4.7.-b. Factor del consumo específico en España y consume específico del pozo al país del índice IE2-Rpp global 95
Figura 4.7.-c. Factores de eficiencia del pozo al país y consumo específicos sectoriales 97
Figura 5.1.-a. Evolución del I2C-R global en España (2000-2012) 99
Figura 5.1.-b. Cálculo del I2C-R 100
Figura 5.1.-c. Emisiones específicas por fuente de energía (2010-2012) 101
Figura 5.1.-d. Emisiones medias en la generación eléctrica en la UE-15 102
Figura 5.1.-e. Evolución de los índices I2C-R sectoriales en España (2000-2012) 103
Figura 5.1.-f. Comparación de la intensidad de emisiones internas de GEI en España con la UE-15 104
Figura 5.1.-g. Evolución de los factores de emisiones sectoriales y del mix de combustibles 105
Figura 5.2.-a. I2C-R del sector transporte en España (2000-2012) 106
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Figura 5.2.-b. Evolución de las emisiones por unidad de energía consumida en el transporte en España 107
Figura 5.3.-a. Evolución del I2C-R industrial en España 108
Figura 5.3.-b. Desglose de la evolución del factor de emisión del sector industria 109
Figura 5.4.-a. Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI (I2C-R) en el sector residencial 110
Figura 5.4.-b. Evolución del factor de emisión en el sector residencial 111
Figura 5.5.-a. Evolución del I2C-R del sector servicios 112
Figura 5.5.-b. Evolución del factor de emisión del sector servicios 113
Figura 5.6.-a. Evolución del índice I2C-Rpp en España 114
Figura 5.6.-b. Efectos del consumo específico y factor de emisión en el índice I2C-Rpp global 115
Figura 6.1.1.-a. Objetivos de energía primaria y final para 2020 establecidos por la Directiva de Eficiencia Energética 117
Figura 6.1.1.-b. Objetivos de energía primaria y final para 2020 en España, establecidos por la Directiva de Eficiencia Energética 118
Figura 6.1.1.-c. Consumo de energía primaria en la UE-27, y proyecciones PRIMES 2007, 2009 y 2013 119
Figura 6.1.1.-d. Comparación para los principales países miembros de la Unión, de la demanda de energía primaria en 2012,
y la cifra proyectada para 2020 120
Figura 6.1.2.-a. Opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética 122
Figura 6.1.2.-b. Cuatro escenarios de ahorro para el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética definido por la directiva 123
Figura 6.2.1.-a. Escenarios de crecimiento de PIB utilizados en las proyecciones 124
Figura 6.2.2.-a. Proyecciones de demanda de energía final en España 126
Figura 6.2.2.-b. Proyecciones de demanda de energía final en España por sector. 127
Figura 6.2.2.-c. Proyecciones de demanda de energía final por fuente en España 128
Figura 6.2.2.-d. Aplicación del sistema de sbligaciones de Eficiencia Energética a la proyección de energía final en España 130
Figura 6.2.3.-a. Proyecciones de demanda de energía primaria en España 131
Figura 6.2.3.-b. Proyecciones de demanda de energía primaria por fuente en España 132
Figura 6.2.3.-c. Evolución del mix de generación eléctrica en España 133
Figura 6.3.-a. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte 137
Figura 6.3.-b. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte, y ahorro en términos de energía final 138
Figura 6.3.-c. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios 139
Figura 6.3.-d. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios,
y ahorro en términos de energía final 140
Figura 6.3.-e. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética con ahorro de energía final difícilmente medible y acreditable 141
Figura 6.3.-f. Iniciativas sin ahorro efectivo de energía final 142
Figura 6.3.-g. Impacto total de las medidas propuestas en la Directiva y el Plan Nacional de Eficiencia Energética en España
vs. ahorro objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética 143
Figura 6.3.-h. Evaluación de la inversión requerida para la implantación de las iniciativas 145
Figura 6.3.-i. Modificación de las proyecciones de energía final como resultado de la aplicación de los ahorros obtenidos
por mejoras de eficiencia (incluyendo usos no energéticos) 146
Figura 6.4.-a. Rango de proyección del índice IE2-R 147
Figura 6.4.-b. Eficiencia de transformación en los diferentes sectores 148
Figura 6.4.-c. Índice de Eficiencia Energética por sector 149
Figura 6.5.-a. Evolución del índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI 150
Figura 6.5.-b. Factor de intensidad de emisiones en los diferentes sectores 151
Figura 6.5.-c. Evolución estimada del índice de intensidad de emisiones I2C-R por sector 152
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y Comunicación
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