"¿Qué hay detrás de nuestra factura eléctrica?", presentación realizada por Alberto Bañón, Director de Regulación y Asuntos Económicos de UNESA. El 27 de septiembre de 2013, en la Cámara de Comercio de Reus, en el marco de las actividades organizadas por la Sociedad Nuclear Española en dicha ciudad, por la celebración de su 39ª Reunión Anual.

1. EL SUMINISTRO ELÉCTRICO Y LA
FACTURA DOMÉSTICA
39ª Reunión Anual de la Sociedad Nuclear Española
Alberto Bañón
Reus, 26 -27 de septiembre de 2013

2. -2-
El esquema tecnológico del suministro eléctrico:
producción transporte distribución consumo
Se ha mantenido, en lo sustancial, desde sus orígenes
hace algo más de 100 años, hasta la actualidad.
Parece que la introducción masiva de la generación
distribuida puede producir cambios en un futuro.
(Redes inteligentes)

3. -3-
Por contra,
El esquema económico del suministro, se
mantuvo durante 80 años en sus aspectos
básicos para cambiar radicalmente, en Europa,
en los últimos 20 años.

4. -4-
Inicialmente, la industria eléctrica estaba formada por:
– Empresas que realizaban todas las actividades del suministro
(verticalmente integradas).
– Fuesen públicas o privadas, los precios se fijaban
administrativamente.
– La planificación de carácter nacional, también se hacía
administrativamente.
– Salvo, excepciones singulares, las empresas actuaban en
régimen de monopolio en su zona de suministro.

5. -5-
En los años 80 aparecen los ciclos combinados con
importantes ventajas sobre las tecnologías existentes:
– Coste de inversión reducido sin necesidad de recurrir a
instalaciones de gran potencia.
– Períodos cortos de construcción.
– Costes variables, en aquel momento, muy inferiores al carbón o
fuel-oil.
– Menores emisiones de CO2.
En definitiva, estas plantas reducen sensiblemente el coste
marginal del sistema, pero los sistemas de tarificación
imperantes, basados en costes medios, no permiten trasladar
el ahorro de forma inmediata a los consumidores.

6. -6-
A finales de los años 80, motivado en parte por la aparición
de esta nueva tecnología de generación, los ciclos
combinados, se produce un cambio sustancial:
– EE.UU. y la Unión Europea deciden introducir la competencia.
– La Comunidad Europea levanta la prohibición de usar gas
natural para producir electricidad, por considerarlo hasta
entonces un combustible “noble” y escaso.
– Con el coste marginal por debajo del coste medio, se espera
una reducción del precio de la energía eléctrica para los
consumidores.

7. -7-
Dado que las redes de transporte y distribución,
son un monopolio natural se mantienen
reguladas, pero haciéndolas independientes de
la producción y la comercialización que son las
actividades que se abren a la competencia.

8. -8-
Las consecuencias inmediatas son:
– Se rompe la integración vertical de las empresas, separándose
por actividades: generador, transportista, distribuidor y
comercializador.
– La tarifa eléctrica se desdobla en dos:
• El precio de la energía, que pasa a ser negociable.
• Las tarifas de acceso para pagar los costes regulados, que sigue
fijándose administrativamente.
– Los clientes pueden elegir libremente suministrador de energía.
– Se crean los mercados de producción eléctrica en competencia.

9. -9-
En concreto, en España, el cambio se produce con la Ley
54/1997, que:
– Obliga a la separación de actividades en empresas que no
pueden tener en su objeto social, a la vez, actividades reguladas
y liberalizadas.
– Se establece libertad de establecimiento para la generación.
– Se establece un calendario para que los consumidores, según su
“tamaño” vayan adquiriendo el derecho a elegir suministrador.
– Se “reinventa” la Comisión de la Energía. La CNSE se creó por la
LOSEN
– Se “reinventa” el Operador del Sistema para la coordinación
técnica.
– Se crea el Mercado de producción para la coordinación
económica.

10. -10-
En resumen, en el sistema eléctrico hoy en día actúan:
– Clientes.
– Comercializadores.
– Distribuidores.
– Transportista.
– Generadores.

11. -11-
Clientes
Todos los clientes tienen que:
– Pagar una tarifa de acceso en función de las características de
su consumo y que es la misma, sea cual sea la forma en que
adquieren la energía.
– Adquirir la energía, para lo cual tienen varias posibilidades.

12. -12-
Clientes: contratación del suministro
En la actualidad todos los clientes tienen dos posibilidades:
– Contratar el suministro íntegramente con un comercializador a
un precio acordado que incluirá la tarifa de acceso.
– Contratar con el distribuidor la tarifa de acceso y comprar la
energía en el mercado, directamente a un productor (contrato
bilateral) o a un comercializador.
Adicionalmente
– Los clientes de baja tensión con una potencia contratada
inferior a 10 kW pueden acogerse a la tarifa de último recurso
(TUR), que engloba la tarifa de acceso y el precio de la energía,
calculado este último a partir de los resultados de una subasta
organizada y supervisada por la Administración, expresamente a
estos efectos.
Pero aún hay otra posibilidad.

13. -13-
Bono social
Los clientes con derecho a Tarifa de Ultimo Recurso (TUR)
que cumplan una de las siguientes condiciones:
– Tengan contratada una potencia inferior o igual a 3 kW.
– Los pensionistas con pensión mínima.
– Las unidades familiares con todos sus miembros en paro.
– Las familias numerosas.
Tienen congelada la Tarifa desde el 1 de julio de 2009.

14. -14-
Evolución de la retribución por energía circulada
(Base 100 = 1998)
Transporte y distribución. Coste
Las actividades reguladas de transporte y distribución son
retribuidas administrativamente.
La evolución de la retribución unitaria ha sido distinta para
ambas actividades.
Incremento medio anual
del transporte: 6,2%
Incremento medio anual
de la distribución: 1,6%
0
50
100
150
200
250
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Distribución
Transporte

15. -15-
Régimen ordinario. Producción
Cada vez producen menos por el gran desarrollo del
régimen especial, cuya producción tiene preferencia.
Régimen Especial
Régimen Ordinario
16%
17% 18% 19% 19%
20% 24%
30% 32%
34%
37%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

16. -16-
Precio medio de generación
Régimen ordinario. Precio
El precio de la energía del régimen ordinario, incluida retribución
por capacidad, prácticamente no se ha incrementado desde la
liberalización, a diferencia de otros productos energéticos.
53,1 €/MWh fue
el precio del año
anterior a la
liberalización.
€/MWh
45.6
37.3 35.6
62.4
67.6
46.4
69.0
42.0
44.4
59.2 59.4
0
20
40
60
80
100
2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010 2,011 2,012

17. -17-
Régimen especial. Coste por MWh suministrado
en contador
€/MWh
5.1 4.9
6.9
8.5
12.6
24.4
27.3 27.2
34.2
40.5
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

18. -18-
La Factura eléctrica
Desde la liberalización, la factura eléctrica para todos los
clientes es la suma de dos importes:
– El precio de la energía.
– Los costes regulados.
Como ya se ha mencionado, los consumidores de Baja
Tensión con potencia contratada inferior a 10 kW pueden
acogerse a la Tarifa de Último Recurso que les da sumados
ambos importes.

19. -19-
La Factura eléctrica: liquidación de las actividades
reguladas
La CNE con lo recaudado por TA debe pagar los siguientes
costes:
– Transporte.
– Distribución.
– Primas al régimen especial.
– Anualidad para la recuperación de los déficits
– Otros costes.
El importe de estas partidas lo fija la Administración.

20. -20-
La Factura eléctrica: liquidación de las actividades
reguladas
¿Qué pasa si la CNE no tiene suficiente dinero para pagar
todos los costes regulados?
– La diferencia entre los costes regulados a pagar y los ingresos
de las TA es lo que se denomina Déficit de Tarifas.
– En lo que se ha liquidado del año 2012 los ingresos por tarifas
de acceso ascendieron a 14.798 millones de euros, y los costes
que se pagaron con cargo a las mismas fueron de 20.309
millones de euros. A esta diferencia (5.511 millones de
euros), se la llama Déficit de Tarifas y se viene produciendo
desde el año 2002
– La Ley 6/2009 del año 2009 estableció que determinadas
empresas deben prestar obligatoriamente el dinero que falte en
las liquidaciones, es decir, deben financiar el déficit.
Asimismo, establece las condiciones para su recuperación por
parte de dichas empresas.

21. -21-
El déficit tarifario a finales de 2012
Quedan pendientes de pago casi 26.000 M€ (~2,5% del PIB)
Categoría
Déficit en
origen
Déficit
amortizado
Déficit pendiente de cobro a
31/12/2012
Total
Cedido a
terceros
UNESA
Hasta 2005 6.274 3.897 2.377 2.349 28
2006 2.967 2.967 0 0 0
2007 1.575 614 961 961 0
2008 4.603 4.603 0 0 0
2009 4.300 4.300 0 0 0
2010 5.554 3.398 2.156 0 2.156
2011 3.850 1.833 2.017 0 2.017
2012 5.511 1.500 4.011 0 4.011
FADE 0 -14.417 14.417 14.417 0
Total 34.634 8.695 25.939 17.727 8.211

22. -22-
Expectativas para 2013. ¿Suficiencia tarifaria?
Los ingresos y los costes están muy ligados a los PGE:
– Impuestos a la generación y crédito extraordinario.
– Traspaso de parte sobrecoste SEIE en 2013 a PGE en 2014.
M€
Ingresos 21.580
Ingresos por TA 14.971
Crédito extraordinario PGE 2.200
Otros PGE (impuestos y SEIE) 3.550
Subasta CO2 150
Excedente FADE 709
Costes 21.776
Redes 6.619
Primas RE 9.251
Anualidad del déficit 2.868
Otros 3.038
Déficit(-) / Superávit (+) -196

23. -23-
Desglose de la factura eléctrica
Los costes de suministro (impuestos incluidos) en 2012
Energía
35.0%
Primas
21.8%
Transporte
3.7%
Distribución
12.8%
Resto
6.6%
Impuestos
20.1%
Administración
65%
Mercados
35%

24. -24-
Incremento de los costes ajenos al suministro
Una gran parte de los costes considerados no deberían
formar parte de la factura eléctrica, pues se corresponden
con costes de política social o medioambiental.
El peso de los costes de directamente ligados al suministro
han pasado de representar el 73% en 2005 al 52% en 2011.

25. -25-
Factura por energía para un cliente doméstico
Tecnología
Consumo Precio Factura antes de impuestos
kWh/año % c€/kWh €/año %
Total R.O. 1.888 63% 76 144 45%
Total R.E. 1.113 37% 156 173 55%
Eólica 534 18% 104 55 17%
Solares 138 5% 416 58 18%
Resto 441 15% 137 60 19%
Total 3.000 100% 106 318 100%
Ejemplo para un cliente con un consumo de 3.000 kWh/año.
El coste de generación sería el siguiente:

26. CONTRATACIÓN ELÉCTRICA EN EL MERCADO LIBRE
Fórmulas de Contratación

27. -27-
Magnitudes relevantes
TENSIÓN
POTENCIA
PERIODOS TARIFARIOS

28. -28-
Las tensiones están agrupadas por niveles.
No se puede contratar una tensión superior a la de la red
de distribución de la zona.
Si la potencia es superior a 100 kW no se puede contratar
en Baja Tensión.
Tensión
Niveles de Tensión
≤ 1 kV 0
≥ 1 kV y < 36 kV 1
≥ 36 kV y < 72,5 kV 2
≥ 72,5 kV y < 145 kV 3
≥ 145 kV 4
Conexiones internacionales 5

29. -29-
Potencia
Determinada por la demanda máxima que se va a requerir
de forma instantánea. Será aproximadamente la suma de la
potencia de todos los aparatos y máquinas eléctricas que
pueden llegar a estar conectados a la vez en algún
momento.
Es el elemento que determina la capacidad necesaria en la
red de distribución y las inversiones necesarias que son un
coste fijo y el más importante. Control de Potencia con ICP
(≤ 15 kW) y maxímetros (> 15 kW).
Las potencias de pequeños consumidores (< 15 kW) están
normalizadas.

30. -30-
Periodos Tarifarios
El coste y los precios varían, como en casi todo, con la demanda.
El consumo eléctrico tiene unas pautas regulares de consumo
dentro del día y en cada uno de los meses, lo que permite agrupar
horas de similar demanda en “periodos”.

31. -31-
Nuevos Suministros
Una vez nuestra instalación particular está lista y
disponemos del boletín de instalación, nos dirigimos al
distribuidor para solicitar la conexión a la red.
Facilitamos:
– Boletín de instalación.
– Tensión de suministro.
– Potencia de acometida solicitada.
Nos devolverá el pliego de condiciones técnicas y
propuesta económica.

32. -32-
Condiciones Técnicas Y Económicas
Extensión natural de red:
Refuerzos de nuevos suministros que respondan al crecimiento
vegetativo de la demanda. Infraestructuras a cargo de la
empresa distribuidora.
Nueva extensión de red:
Acometida a baremos oficiales (€/kW):
– Baja Tensión: Hasta 100 kW.
– Alta Tensión: Hasta 250 kW.
– Instalación de extensión a realizar por el distribuidor. El cliente
paga los derechos de acometida.
Acometidas a presupuesto:
– Instalación de extensión a cargo del cliente, a realizar por
instalador autorizado de acuerdo con las condiciones técnicas y
de seguridad reglamentarias.

33. -33-
Contratación del Suministro
Todas las modalidades de contratación conllevan la
contratación de una tarifa de acceso y un contrato de
energía. En la mayoría de los casos, el cliente sólo percibe
un contrato pero siempre está contratando ambas cosas.
− Tarifa de acceso
Regulada por el BOE, el precio no es negociable pero hay
opciones que influyen significativamente en el precio final.
− Precio de la Energía
Lo fijan los diferentes mercados a los que se puede acudir o la
libre negociación con un comercializador.

34. -34-
Tarifas de baja tensión (U ≤ 1 kV) Tarifas de alta tensión (U > 1 kV)
Tarifa 2.0 A: tarifa simple (1, 2 ó 3
períodos horarios y Potencia
contratada ≤ 10 kW)
Tarifa 3.1 A: tarifa específica (3
períodos horarios y potencia
contratada ≤ 450 kW)
Tarifa 2.1 A: tarifa simple (1, 2 ó 3
períodos horarios y Potencia
contratada >10 kW y ≤ 15kW)
Tarifas 6.X A: tarifas generales para
alta tensión (6 períodos horarios y
5 escalones de tensión)
Tarifa 3.0 A: tarifa general (3 períodos
horarios) > 15 kW
Tarifa de Acceso
La Tarifa de Acceso está determinada por la Tensión y la Potencia

35. -35-
Facturación de la Tarifa De Acceso
Elementos que determinan la factura
de tarifas de acceso:
– Potencia contratada
– Energía consumida
– Energía reactiva
– Descuentos por calidad
Tarifas de acceso medias
por categoría tarifaria
TARIFA €/MWh
2.0 A 108,50
2.0 DH 53,80
2.1 A 112,79
2.1 DH 63,54
3.0 A 70,31
3.1 A 56,68
6.1 A 35,98
6.2 A 15,76
6.3 A 12,61
6.4 A 8,14
6.5 A 7,43
Fuente CNE. Datos 2012

36. -36-
Potencia Contratada
Un pago fijo resultante de multiplicar un precio determinado
al número de kW contratados o medidos en cada uno de los
periodos de la tarifa. Potencia máxima en la punta.
Exceso de potencia para suministros con maxímetro Pc > 15
kW
– Tarifas 3.0 A y 3.1 A
• Pmax < 0,85 Pc; Pf = 0,85 Pc
• 0,85 Pc ≤ Pmax ≤1,05 Pc; Pf = Pc
• Pmax> 1,05 Pc; Pf = Pmax
– Tarifas 6
• Fórmula específica para la facturación de los excesos de potencia en
función de las diferencias entre potencia demandada y contratada en los
distintos periodos tarifarios.
Pf=Potencia facturada
Pc=Potencia contratada
Pmax=Potencia medida por maxímetro

37. -37-
Energía
Energía consumida:
Precio variable en función de la energía consumida.
Una reminiscencia del pasado, de las tarifas integrales que incluían la
energía.
Energía reactiva:
Un precio (hasta 0,0623€/KVArh) cuando el consumo de energía
reactiva exceda el 33% del consumo de energía activa (cos ϕ< 0,95).

38. -38-
Otros Pagos Regulados en la Factura
Pagos por capacidad
Alquiler de equipos de medida:
Los consumidores de Baja Tensión tienen el derecho a alquilar al
distribuidor (unos 10€/mes) o tener en propiedad el contador
Impuesto sobre electricidad: 5,1125% x importe factura
IVA: 21% x (importe factura + impuesto sobre electricidad)

39. -39-
Pagos por Capacidad
Peajes de acceso
Precio unitario para la financiación de los pagos por capacidad
Euro/kWh (b.c.)
P1 P2 P3 P4 P5 P6
Baja tensión:
2.0 A (Pc = 10 kW) 0,009812
2.0 DHA (Pc = 10 kW) 0,010110 0,001706
2.1 A (10< Pc = 15 kW) 0,009812
2.1 DHA (10< Pc = 15 kW) 0,010110 0,001706
3.0 A (Pc > 15 kW) 0,017747 0,009122 0,000122
Alta tensión:
3.1 A (1 kV a 36 kV) 0,013630 0,007339 0,000000
6.1 (1 kV a 36 kV) 0,013630 0,006291 0,004193 0,003145 0,003145 0,000000
6.2 (36 kV a 72,5 kV) 0,013630 0,006291 0,004193 0,003145 0,003145 0,000000
6.3 (72,5 kV a 145 kV) 0,013630 0,006291 0,004193 0,003145 0,003145 0,000000
6.4 (Mayor o igual a 145 kV) 0,013630 0,006291 0,004193 0,003145 0,003145 0,000000

40. -40-
Precios Tarifas de Acceso Vigentes
Agosto 2013
Término de Potencia (€/KW)
Per 1 Per 2 Per 3 Per 4 Per 5 Per 6
2.0 A (para TUR) Pc =< 10 kW 31,649473
2.0 DHA (para TUR) Pc =< 10 kW 31,649473
2.0 DHS Pc =< 10 kW 31,649473
2.1 A 10 kW < Pc =< 15 kW 39,978187
2.1 DHA 10 kW < Pc =< 15 kW 39,978187
2.1 DHS 10 kW < Pc =< 15 kW 39,978187
3.0 A Pc > 15 kW 39,688104 23,812861 15,875243
3.1 A 1 kV < T =< 36 kV) 57,605223 35,523594 8,145965
6.1 A 1 kV < T =< 36 kV) 38,102134 19,067559 13,954286 13,954286 13,954286 6,366846
6.2 A 36 kV < T =< 72,5 kV 21,550117 10,784384 7,892379 7,892379 7,892379 3,601014
6.3 A 72,5 kV < T =< 145 kV 18,396962 9,206443 6,737588 6,737588 6,737588 3,074123
6.4 A T > 145 kV 13,320989 6,666262 4,878598 4,878598 4,878598 2,225932
6.5 A Conexiones internacionales 13,320989 6,666262 4,878598 4,878598 4,878598 2,225932
Término de Energía (€/kWh)
Per 1 Per 2 Per 3 Per 4 Per 5 Per 6
2.0 A (para TUR) Pc =< 10 kW 0,053255
2.0 DHA (para TUR) Pc =< 10 kW 0,074558 0,002663
2.0 DHS Pc =< 10 kW 0,074558 0,003728 0,001332
2.1 A 10 kW < Pc =< 15 kW 0,060781
2.1 DHA 10 kW < Pc =< 15 kW 0,079015 0,013979
2.1 DHS 10 kW < Pc =< 15 kW 0,079015 0,018872 0,006989
3.0 A Pc > 15 kW 0,018283 0,012254 0,004551
3.1 A 1 kV < T =< 36 kV) 0,013955 0,012416 0,007598
6.1 A 1 kV < T =< 36 kV) 0,025967 0,019393 0,010334 0,005143 0,003321 0,002080
6.2 A 36 kV < T =< 72,5 kV 0,015159 0,011321 0,006034 0,003002 0,001938 0,001213
6.3 A 72,5 kV < T =< 145 kV 0,014635 0,010929 0,005823 0,002897 0,001871 0,001173
6.4 A T > 145 kV 0,008227 0,006825 0,003912 0,002221 0,001434 0,000989
6.5 A Conexiones internacionales 0,008227 0,006825 0,003912 0,002221 0,001434 0,000989
Tarifa
Tarifa
Colectivo de aplicación
Colectivo de aplicación

41. -41-
Otros contratos de Acceso
 Eventuales
– Duración inferior doce meses, para un fin concreto, transitorio
y esporádico como los provisionales de obra, ferias u otros,
circunstancia que se deberá consignar en el contrato.
– Precios del término de potencia se aumentarán en un 80%
para los meses de temporada alta (nov. – feb.) y en un 40%
para los restantes en que se reciba la energía.
 Temporada
– Utilización del suministro con una duración inferior a un año y
de forma repetitiva en los sucesivos años.
– Precios del término de potencia se aumentarán en un 100%
para los meses de temporada alta (nov. – feb.) y en un 50%
para los restantes en que se reciba la energía.
La tarifa simple de baja tensión no es aplicable a estos contratos

42. -42-
Contrato de Energía
Adquisición directa en el mercado
– Fortia Energia: 5,5%
Contratación bilateral: 5%
Comercializador:
– Es un contrato libremente pactado en plazo, precio, cláusulas
de rescisión y todo aquello que acuerden las partes.
Normalmente cada comercializadora ofrece unos contratos tipo
suficientemente flexibles para que sirvan a la inmensa mayoría.

43. -43-
Contratos Habituales
Se oferta el servicio completo:
– Tarifa de Acceso + Energía.
Para la Tarifa de Acceso se acuerda el traspaso de la
variación que se establezca en el BOE.
Para la energía se oferta un precio fijo por kWh,
diferenciado o no por periodos, o un precio variable
indexado a los mercados.

44. -44-
Indexaciones Frecuentes
Modalidades de indexación
– Al mercado diario. OMIE
– Al mercado a plazo. OMIP
Características de la indexación
– Precio (OMIE/OMIP) + C (C recoge costes no incluidos en el
precio)
– Precio acordado *K (K recoge la evolución del correspondiente
mercado)

45. -45-
Mercado Diario
Precio horario del mercado diario. 29/05/2013

46. -46-
Mercado Diario
Precio medio mensual. Año 2012

47. -47-
Mercado a Plazo
Más frecuentes como cláusulas de revisión.
Precios* de los contratos de futuros trimestrales en 2012 y en el
1er trimestre de 2013
(*) Precio medio del último mes de cotización

48. -48-
Comparador de la CNE
€0
€2,000
€4,000
€6,000
€8,000
€10,000
€12,000
€14,000
Pot.: 45 kW; Consumo: 45.000 kWh/año
http://www.comparador.cne.es/comparador/index.cfm

49. Contratación Eléctrica en el Mercado Libre

50. -50-
El coste de la electricidad en España en relación a
los países de su entorno
El precio de la energía está en la banda media-baja de la UE.
Los costes regulados son muy superiores a los de la UE.
El resultado es que el precio total es algo superior a la media
europea.

51. -51-
Precio para consumidores domésticos con impuestos
(Consumo entre 2.500 y 5.000 kWh) S2-2012
Fuente: EUROSTAT
España está un 16%
por encima de la
media de la UE

52. -52-
Precio para consumidores industriales sin impuestos
(Consumo entre 500 y 2.000 MWh) S2-2012
Fuente: EUROSTAT
España está un 21%
por encima de la
media de la UE

53. -53-
Precios del mercado mayorista en 2012
Evolución del precio del mercado mayorista
generación
€/MWh
Sin embargo, el precio del mercado en España se sitúa en la
banda media de los principales mercados europeos.
0
20
40
60
80
100
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
España Italia Alemania
Francia Holanda Escandinavia
Media 2012 €/MWh
España 47,4
Italia 75,9
Alemania 42,6
Francia 47,7
Holanda 48,2
Escandinavia 31,6

54. Estimación del coste de acceso y energía (datos S2
2012) que paga un consumidor doméstico entre 2,5
y 5,0 MWh/año
Fuente: EUROSTAT, Mercados mayoristas y Elaboración propia
54
Salvo en Italia y Noruega el pago por energía es similar, la diferencia es
en los costes de acceso, especialmente grandes en España.

55. -55-
La Industria Eléctrica
Las empresas asociadas en UNESA:
– IBERDROLA
– ENDESA
– GAS NATURAL FENOSA
– EDP
– EON ESPAÑA
Producen el 74% de la energía eléctrica consumida en
España.
Distribuyen el 97% de la misma.
Comercializan el 84% del suministro libre y el 100% del
suministro de último recurso.
Dan empleo directo a 37.000 trabajadores y a 152.000 más
de forma indirecta e inducida, que trabajan para unas 10.000
PYMES en España.

56. -56-
La Industria Eléctrica. Rentabilidad
La actividad eléctrica nacional de las empresas asociadas en
UNESA tiene una Rentabilidad sobre activos (ROA) inferior al
coste de financiación de los mismos (WACC) con la
correspondiente destrucción de valor que estas empresas
compensan con otras actividades en España y, sobre
todo, con su actividad internacional.
En comparación a otras empresas europeas, la rentabilidad
de las españolas está en la media.

57. -57-
Evolución ROA vs WACC de la Actividad Eléctrica en España %
Fuente: Memoria Estadística de UNESA y Elaboración Propia.
5.0
5.2
5.6
5.7
5.2 5.4
4.4
3.9
4.1
6.3
6.2
6.7
7.1
6.9
6.5
7.2
7.7 7.6
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
ROA WACC

58. -58-
La Actividad de las Empresas
Cifra de Negocios de UNESA (%)
93.0
63.0
59.3
57.6
47.5
40.0
30.9
30.8
30.6
7.0
37.0
40.7
42.4
52.5
60.0
69.1
69.2
69.4
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2011 2012
Actividad Eléctrica en España Otras actividades

59. -59-
Beneficio de la actividad eléctrica nacional
Beneficio después de impuestos 2012 2011 2010
Otras actividades 5.684 5.666 5.526
Actividad eléctrica nacional 3.157 2.896 4.855

60. -60-
Evolución de la rentabilidad de la Actividad Eléctrica en España
(UNESA) y del resto de las actividades 2000-2011 (%)
Fuente: Memoria Estadística de UNESA y Elaboración Propia.
5.4
5.9 6.0
5.7
5.0
5.2
5.6 5.7
5.2
5.4
4.4
3.9
4.1
4.0 3.5
4.0
6.0 5.6
6.5
7.9 7.9 7.6
6.5
5.9
6.4
6.3
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
ROA Actividad Eléctrica en España ROA Otras actividades