ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR …Resumen I ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO...

TESIS FIN DE MÁSTER

ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL

AUTOR: PEDRO MONTOYA INSAUSTI

MADRID, Octubre de 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

INSTITUTO DE POSTGRADO

MÁSTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO

Autorizada la entrega de la tesis al alumno:

Pedro Montoya Insausti

LOS DIRECTORES DE LA TESIS

Julián Calvo Moya

Fdo: Fecha:

Lucía Muñoz Moro

Fdo: Fecha:

EL COORDINADOR DE LA TESIS

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha:

Resumen

I

AANNÁÁLLIISSIISS DDEE LLAARRGGOO PPLLAAZZOO DDEELL SSEECCTTOORR EENNEERRGGÉÉTTIICCOO EESSPPAAÑÑOOLL

Autor: Montoya Insausti, Pedro

Resumen

Han pasado 10 años desde que se liberalizó el sector energético, pero aún quedan muchos

retos que afrontar en el futuro. Toda empresa energética debe prever esos retos y analizar las

oportunidades que le ofrecen.

El objetivo de esta tesis es analizar la situación actual del panorama energético español y

estudiar el desarrollo más probable de los principales factores del sector energético.

Hoy en día, la política energética española viene dada principalmente por las directrices

europeas. En el modelo energético que la Unión Europea se ha planteado, la seguridad de

suministro, la eficiencia económica y la conservación medioambiental se consideran los

principales factores que permiten alcanzar un modelo sostenible en el largo plazo. Para ello, la

Comisión Europea ha promovido políticas de largo plazo en estas direcciones que ofrezcan al

mismo tiempo la estabilidad necesaria en el sector energético. Estas políticas han surgido en

los últimos años principalmente y son objetivo de estudio de esta tesis.

La eficiencia económica se ha promovido mediante un mercado energético europeo, donde la

competencia garantice la formación de los precios más económicos y la asignación óptima de

los recursos.

Respecto a la seguridad de suministro, la política energética se centra en la diversificación del

mix energético como medida para disminuir la dependencia energética exterior y mitigar el

riesgo de falta de suministro que esto acarrea. Las otras medidas que se promueven se

encaminan a garantizar suficiente capacidad instalada en el sistema.

Las medidas más novedosas que se han promovido son las regulaciones medioambientales,

donde los principales objetivos consisten en la reducción de las emisiones ácidas, causantes

de las lluvias ácidas y de los gases de efecto invernadero causantes del cambio climático. Con

el objetivo de convertirse en líderes en la lucha contra el cambio climático, la Unión Europea

se ha propuesto objetivos muy ambiciosos. Estas medidas imponen fuertes restricciones a las

tecnologías más contaminantes.

Como principales medidas tomadas en la política energética europea están el fomento de las

energías renovables y de medidas de ahorro y eficiencia energética. Estas medidas se

concretan el “green package” de la Unión Europea, donde se proponen objetivos de reducción

del 20% de las emisiones de CO2, alcanzar una cuota del 20% de abastecimiento del consumo

Resumen

II

de energía primaria a partir de energía renovables y lograr un 20% de ahorro en energía

primaria para 2020.

En este entorno energético que se plantea, España tiene numerosos retos a los que hacer

frente. España no deja de ser prácticamente una isla energética, escasamente interconectada

con el resto de Europa, con uno de los mayores índices de dependencia energética exterior de

la Unión Europea y uno de los peores índices de consecución de los objetivos

medioambientales.

Con el fin de lograr los objetivos impuestos desde la Unión Europea, garantizar un precio

económico y reducir la dependencia energética exterior, se plantean diversas medidas: El

desarrollo del potencial en energías renovables y de medidas en pro del ahorro y la eficiencia

energética, el desarrollo de la energía nuclear o de las tecnologías térmicas eficientes. La

conjunción de todas estas medidas en un entorno liberalizado y competitivo garantiza un

modelo energético sostenible en el largo plazo.

España cuenta con un alto potencial de desarrollo de las energías renovables y se estima que

la penetración real que puede alcanzar este tipo de energías será superior al 50% de la

producción eléctrica en 2030, principalmente motivado por el desarrollo de los parques

eólicos y del gran potencial solar con que se cuenta.

Las medidas de eficiencia energética aún tienen un alto potencial de desarrollo en España,

especialmente a través del fomento de controles electrónicos y la sustitución de los sistemas

de combustión por dispositivos eléctricos que cuenten al mismo tiempo con suministros de

electricidad sostenibles.

La liberalización efectiva de los mercados energéticos permite garantizar la eficiencia

económica del sistema. El primer paso hacia este modelo, consiste en la desaparición de las

tarifas reguladas, lo que fomentará el desarrollo de las comercializadoras y de la competencia

en los diversos mercados. Para disminuir el riesgo de los agentes se están promoviendo

nuevos mercados que permitan la contratación de la energía a plazo. Por último, este objetivo

se alcanzará con la creación del mercado interior de la electricidad, cuyo primer paso ha sido

el desarrollo del MIBEL. El principal problema de la integración con los mercados europeos

viene dado por las restricciones en las interconexiones, pero ya se existen planes de desarrollo

de éstas aunque se estima que será más allá del 2014.

Todas estas medidas se reflejan finalmente en las labores de prospectivas llevadas a cabo

desde la Administración. En el escenario de muy largo plazo que proponen, las energías

renovables cubrirían el 38% de la producción eléctrica total, aunque las previsiones de

demanda que plantean aún están muy por encima del potencial de reducción de la intensidad

Resumen

III

energética con que se cuenta. En un escenario de tal crecimiento de la punta de demanda y de

la penetración de las energías renovables, se prevé que el funcionamiento de las tecnologías

térmicas será mucho más apuntado, funcionando pocas horas al año. Desde estas prospectivas

se pretende fomentar a las tecnologías de punta, en especial al bombeo, dado que su

funcionamiento se puede compensar con la producción remanente de las renovables,

obteniendo un escenario más sostenible. Además de estas tecnologías, se apuesta por el

desarrollo de los ciclos combinados, motivado por los buenos resultados que han dado en el

pasado y la flexibilidad que pueden ofrecer al sistema para cubrir las variaciones de las

renovables no-gestionables. Se espera en estos escenarios que se doble su capacidad de aquí a

2030. Si se analiza el escenario de largo plazo propuesto por la Administración, se

determinará que tal capacidad es excesiva, siendo necesarios por lo menos 8 GW menos para

alcanzar unos niveles de fiabilidad (medidos en términos de LOLP) adecuados.

Por otra parte, si sobre los escenarios de sensibilidad propuestos en estas prospectivas

energéticas se le añaden los objetivos reales que se podrían conseguir en el fomento de las

energías renovables y las medidas de ahorro y eficiencia energética, se obtiene un escenario

mucho más ajustado, donde el parque de generación térmico no pasará de las 3 000 horas de

funcionamiento equivalentes en el largo plazo.

Respecto al parque de carbón, se prevé una reducción progresiva de su producción tanto por

cuestiones medioambientales como por la retirada de grupos obsoletos y por la progresiva

reducción del carbón nacional dentro del mix. En el caso de que se instalase un nuevo grupo

en el sistema, sería probablemente una central supercrítica que ya llevase incorporados

sistemas de desulfuración y reducción catalítica para limitar las emisiones ácidas. Además se

prevé la instalación en el largo plazo de alguna central de prueba que permitiese la captura y

secuestro de CO2. Por su parte, la alternativa nuclear aún parece sostenible dado el apoyo de

la Unión Europea, si bien antes se debería solucionar el problema de la gestión de los residuos

y la oposición socio-política. En caso de construir nuevas centrales éstas serían de tercera

generación probablemente. También se plantea la repotenciación de las centrales existentes,

especialmente de las grandes centrales hidráulicas y de los ciclos combinados, que aún tienen

un alto potencial de desarrollo tecnológico.

El escenario que se plantea en esta tesis cuenta con el desarrollo técnico de las centrales

existentes, el fomento ulterior de las energías renovables y de la eficiencia energética,

resultando un escenario factible que cumple con los objetivos europeos pero con unos

requerimientos menores de nueva capacidad, por lo que el escenario resulta económicamente

más eficiente.

Summary

IV

LLOONNGG--TTEERRMM AANNAALLYYSSIISS OOFF TTHHEE SSPPAANNIISSHH EENNEERRGGEETTIICC SSEECCTTOORR

Summary

It’s been 10 years since the energy sector was liberalized in Spain, but there are still many

challenges to face in the future. Every energy enterprise must foresee these challenges and

analyze the chances that they offer.

This thesis’ objective is to analyze the current situation of the Spanish energy scene and to

study the most likely development of the principal drivers in the energy sector.

Nowadays the Spanish energy policy is principally influenced by the European directives. In

the European energy model that has been proposed, the security of supply, the economic

efficiency and the environmental conservation are set as the main priorities to reach a

sustainable system in the long-term. With that purpose, the European Commission has

promoted long-term policies in those issues that offer at the same time the regulatory stability

that the energy sector requires. These policies have arisen in the last years so they are one of

the issues to be studied in this thesis.

The economic efficiency has been promoted by mean of a European energy market where the

competence guarantees the formation of the most economic prices and the optimal allocation

of the resources.

Regarding to the security of supply, the energy policy is focused on the diversification of the

energy mix as measure to reduce the energy external dependence and to reduce the risk of loss

of load. The other measure must be the promotion of enough installed capacity in the system.

The most innovative measures that have been promoted are the environmental regulations,

where the main objectives are the reduction of the acid emissions that cause the acid rain and

of the greenhouse gases that cause the climate change. With the purpose to become the

leaders in the fight against the climate change, the EU has set ambitious targets. These

measures impose strong restrictions to the most polluting technologies.

The main measures taken in the European energy policy are focused on the promotion of the

renewable energies and the energy efficiency. These targets become a reality in the European

“green package” and consist of a reduction of 20% in the CO2 emissions, a share of the 20%

in the primary energy consumption for the renewable energies and a saving of 20% in the

primary energy consumption for 2020.

Summary

V

In this energy outlook, Spain has many challenges to face. It remains as an energy island

practically, scarcely interconnected with the rest of Europe and with one of the worst indexes

in the exterior energy dependence and in the consecution of the environmental targets.

With the purpose of achieving the European targets at a competitive price and reducing the

exterior energy dependence, the following measures are considered: The development of the

potential in renewable energies and the energy efficiency, the development of nuclear energy

and of efficient thermal technologies. The combination of these factors in a liberalized and

competitive environment guarantees a sustainable energy model in the long-term.

Spain relies on a high potential of development of the renewable energies. It’s estimated that

the real share that these technologies can achieve in 2030 could be higher than 50% in the

electric production balance, principally motivated by the development of wind parks and the

huge potential of the solar energy.

The efficiency measures still have a high potential in Spain, especially by mean of the

promotion of electronic drivers and the replacement of combustion systems by electrical

devices in a sustainable electric supply.

The effective liberalization of the energy markets allows the achievement of the economic

efficiency. The first step towards this model consists of the extinction of the regulated tariffs,

what will encourage the development of the retailers and the competence in the different

markets. As a mean to reduce the risk of the agents, new markets are already being promoted

where agents can engage their energy supplies in the long-term. The final measure to promote

the market efficiency will be finally achieved with the creation of the European energy

market. The first step towards this market became reality with the MIBEL. The main problem

for the integration with the European markets comes form the restrictions in the

interconnections, but there are already plans for their development although they are expected

to be operative further 2014.

All these measures are finally reflected in the energy outlooks that Administration has carried

on. In the long-term scenario they propose that the renewable energies will cover up to the

38% of the electrical demand, although the demand forecasts are still too high over the

potential of reduction of the energy intensity.

In a scenario where the peak of demand and the renewable share grow too much, it is

expected that the thermal technologies will work as peak units, very few hours per year. In

these outlooks it is promoted the development of peaking units, such as the hydro pumping

groups that can cover the remaining production from the renewable energies, obtaining a

much more sustainable system.

Summary

VI

Besides these technologies, they bet on the expect gas turbines combined cycles, given the

flexibility that they have offered to the system in the past to cover the variations of the non-

manageable renewable energies. They expect to double their capacity by 2030. However, if

we analyze the optimal capacity needed in the scenario proposed to cover the demand without

risk, over 8 GW less than what they promote should be required.

On the other hand, if the sensibility scenarios that the Administration proposes add the targets

that could be achieved in the promotion of renewable energies and efficiency measures, we

can expect a much more adjusted scenario where the thermal capacity won’t work more than

3 000 full load equivalent hours per year in the long-term.

Regarding to the coal power plants, it is expected that they reduce their output due to the

environmental restrictions, the withdrawal of the obsolete power plants and the progressive

reduction of the national coal in the input mix. In case that a new coal power plant would be

promoted, it would probably incorporate a supercritical boiler, a flue gases desulfuration unit

and a catalytic NOx removal unit. It is also expected to rely on a new trial power plant that

allows the captures and sequestration of CO2.

The nuclear alternative still looks sustainable with the European support, although it remains

the problem with radioactive wastes and the social concern as the main problems to be solved.

In case of achieving a new nuclear power plant, it would consist of a 3rd generation power

plant.

It is also expected the repowering of the existing units, specially the hydro power plants and

the gas turbines combined cycles, on which a huge potential of development can be still

expected.

The scenario that is exposed in this thesis that takes into account the technical development of

the existing power plants and the further promotion of renewable energies and efficiency

measures results not only the most sustainable scenario that accomplishes the European

targets, but the most economic scenario as it is demonstrated that it requires less installed

capacity.

Índice

VII

Índice

Resumen.................................................................................................................................................................. I

Summary ............................................................................................................................................................. IV

Índice...................................................................................................................................................................VII

Índice de Figuras ................................................................................................................................................XI

Índice de Tablas............................................................................................................................................... XIV

Parte I Análisis Regulatorio ................................................................................................. 1

Capítulo 1 Introducción..................................................................................................... 2

1 Análisis de la regulación española:....................................................................................... 3

2 Normativa energética europea: ............................................................................................. 9

3 Ley 17/2007:........................................................................................................................... 15

4 Prospectiva regulatoria e integración de mercados europeos: ....................................... 22

Capítulo 2 Medidas para la promoción de la competencia........................................ 26

1 Mercados a plazo:.................................................................................................................. 33

1.1 Mercados organizados (OMIP) .................................................................................................... 35

1.2 Mercados OTC:............................................................................................................................... 37

1.3 Subasta reguladas: ......................................................................................................................... 39

Capítulo 3 Regulación de la Seguridad de Suministro................................................ 47

1 Diversificación de las necesidades:..................................................................................... 48

2 Mecanismos para preservar la Garantía de Potencia ....................................................... 52

2.1 Contratación bilateral a largo plazo obligatoria: ....................................................................... 55

2.2 "Leave it to the Market"................................................................................................................. 56

2.3 Subastas para nuevos entrantes ................................................................................................... 58

2.4 Compra de centrales por parte del Operador del Sistema ....................................................... 60

2.5 Pagos por Capacidad..................................................................................................................... 63

2.6 Mercados de Capacidad................................................................................................................ 72

3 Regulación de la calidad del suministro de los productos energéticos:........................ 74

Capítulo 4 Regulación medioambiental........................................................................ 76

1 Emisiones ácidas:................................................................................................................... 77

1.1 Propuesta de la Comisión Europea de Nueva Directiva sobre emisiones industriales

(GIC+IPCC)........................................................................................................................................... 81

1.2 Otras regulaciones ambientales: .................................................................................................. 87

2 Gases de efecto invernadero ................................................................................................ 88

2.1 Protocolo de Kyoto: ....................................................................................................................... 88

Índice

VIII

2.2 El Esquema de Comercio de Emisiones Europeo (European Trading Scheme).................... 92

2.3 La lucha contra el cambio climático: ......................................................................................... 102

Parte II Potenciales de Desarrollo ................................................................................... 113

Capítulo 5 Potencial de las Renovables...................................................................... 114

1 Análisis de los objetivos en energías renovables: ........................................................... 115

1.1 Prospectiva energética de Greenpeace:..................................................................................... 117

1.2 Potencial de las energías renovables en el año 2030 del IDAE: ............................................. 124

2 Regulación del Régimen especial...................................................................................... 126

2.1 RD 661/2007 ................................................................................................................................. 126

2.2 Garantías de origen...................................................................................................................... 134

2.3 Fomento de la cogeneración ....................................................................................................... 140

3 Futuros objetivos de desarrollo de las energías renovables.......................................... 141

3.1 Potencial económicamente racional de las energías renovables para la cobertura del

objetivo 2020 ....................................................................................................................................... 142

3.2 Implicaciones económicas del objetivo propuesto .................................................................. 150

3.3 Conclusiones................................................................................................................................. 154

Capítulo 6 Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética.......... 155

1 Plan de acción 2008-2012 sobre eficiencia energética ..................................................... 155

1.1 Marco general de las medidas.................................................................................................... 158

1.2 Marco sectorial para el sector de transformación de la energía. ........................................... 161

2 Estudio “The Role of Electricity” (Eurelectric)................................................................ 162

3 Prospectiva de las políticas de ahorro y eficiencia en el largo plazo ........................... 169

Capítulo 7 Análisis tecnológico.................................................................................... 172

1 Los ciclos inversores en el sistema eléctrico español...................................................... 173

2 Tecnología nuclear: ............................................................................................................. 179

3 Tecnología de carbón: ......................................................................................................... 194

3.1 Captura y Secuestro de CO2:...................................................................................................... 208

3.2 Mercados de carbón:.................................................................................................................... 212

3.3 Prospectiva del sector del carbón en España a 2030 ............................................................... 215

4 Tecnología hidráulica:......................................................................................................... 218

5 Turbinas de gas:................................................................................................................... 221

5.1 Planta de “back-up”: ................................................................................................................... 221

5.2 Planta “peaker”: ........................................................................................................................... 221

5.3 Mercados internacionales de gas natural ................................................................................. 223

Índice

IX

6 Cogeneraciones:................................................................................................................... 224

7 Ciclos Combinados:............................................................................................................. 226

8 Energías Renovables: .......................................................................................................... 235

8.1 Turbinas eólicas:........................................................................................................................... 235

8.2 Centrales de biomasa:.................................................................................................................. 237

8.3 Energía solar: ................................................................................................................................ 238

8.4 Aprovechamiento mareomotriz:................................................................................................ 240

Parte III Prospectiva energética ....................................................................................... 241

Capítulo 8 Análisis de prospectivas energéticas........................................................ 242

1 Prospectiva energética del MITYC a 2016........................................................................ 243

1.1 Energía y Medio Ambiente......................................................................................................... 244

1.2 Evolución reciente del consumo energético ............................................................................. 247

1.3 Descripción del escenario: .......................................................................................................... 249

1.4 Previsión de la evolución energética española 2003 - 2016 .................................................... 253

1.5 Sector eléctrico.............................................................................................................................. 257

1.6 Sector del gas ................................................................................................................................ 275

2 Planificación del MITYC a 2030......................................................................................... 279

2.1 Escenario tendencial (“business as usual”) - E1: ..................................................................... 280

2.2 Escenario E2 y sus análisis de sensibilidad .............................................................................. 282

3 Prospectiva energética del foro nuclear a 2030 ............................................................... 287

3.1 Análisis de potencia (cobertura de la demanda punta).......................................................... 288

3.2 Análisis de energía....................................................................................................................... 292

3.3 Criterios a considerar sobre centrales hidráulicas................................................................... 293

3.4 Criterios a considerar sobre centrales térmicas ....................................................................... 294

3.5 Criterios a considerar sobre el Régimen Especial.................................................................... 296

3.6 Intercambios internacionales...................................................................................................... 300

3.7 Ahorro energético y gestión de la demanda ............................................................................ 300

3.8 Resultados:.................................................................................................................................... 300

4 Prospectiva energética de Greenpeace: ............................................................................ 302

4.1 Conclusiones del análisis “Renovables 100%”......................................................................... 307

Capítulo 9 Análisis de cobertura de la demanda en el escenario más probable ... 310

1 Demanda eléctrica: .............................................................................................................. 311

1.1 Escenario de mínimo hueco térmico: ........................................................................................ 313

1.2 Escenario de máximo hueco térmico:........................................................................................ 313

2 Generación:........................................................................................................................... 314

Índice

X

2.1 Equipo hidráulico: ....................................................................................................................... 314

2.2 Equipo térmico ............................................................................................................................. 315

2.3 Energías renovables:.................................................................................................................... 319

2.4 Intercambios internacionales...................................................................................................... 322

2.5 Medidas de Ahorro y Gestión de la demanda: ........................................................................ 323

3 Escenario tendencial resultante de las políticas energéticas actuales .......................... 324

3.1 Variables e hipótesis .................................................................................................................... 325

3.2 Resultados..................................................................................................................................... 326

3.3 Análisis de la cobertura de la punta:......................................................................................... 330

3.4 Escenarios alternativos:............................................................................................................... 338

3.5 Conclusiones................................................................................................................................. 339

Bibliografía ...............................................................................................................................I

Índice de Figuras

XI

Índice de Figuras

Figura 1. Comparativa de la concentración en el mercado eléctrico por países europeos........................ 4

Figura 2. Cuota de mercado por agentes (1997 y 2010)........................................................................ 32

Figura 3. Liquidación de contratos en una cámara de compensación ................................................... 36

Figura 4. Curva de demanda usada para la subasta............................................................................. 68

Figura 5. Evolución del nivel de emisiones en % respecto a los niveles de 1990 ................................. 96

Figura 6. Comparativa de las asignaciones entre carbón y ciclo combinado en los distintos Planes

Nacionales de Asignación ..................................................................................................................... 98

Figura 7. Potencia instalada por tecnología en el año 2006. Fuente: CNE......................................... 115

Figura 8. Máximo Potencial de renovables (GW)............................................................................... 118

Figura 9. Máximo potencial de renovables (TWh).............................................................................. 119

Figura 10. Escenario económico de renovables 100% en 2050 .......................................................... 121

Figura 11. Potencial técnicamente viable en el año 2030. Fuente: IDAE........................................... 124

Figura 12. Evolución de la potencia instalada de régimen especial. Fuente: CNE ............................. 127

Figura 13. Comparación de precios entre el RD 661/2007 y el RD 436/2004.................................... 134

Figura 14. Mapa del sistema eléctrico español mostrando la potencia eólica instalada ...................... 146

Figura 15. Evolución de la intensidad energética en España (1980-2005)......................................... 156

Figura 16. Demanda de energía final y de electricidad en cada escenario........................................... 167

Figura 17. Evolución del mix de producción en cada escenario.......................................................... 167

Figura 18. Alcance de las medidas tomadas en cada escenario ........................................................... 168

Figura 19. Resultados del escenario “Role of electricity” ................................................................... 169

Figura 20. Potencial de reducción de emisiones de CO2..................................................................... 171

Figura 21. Evolución de la potencia instalada en España................................................................... 173

Figura 22. Numero de reactores clasificados por edad en el mundo.................................................... 181

Figura 23. Desarrollo histórico y futuro de los reactores nucleares.................................................... 182

Figura 24. Evolución del factor de carga de las centrales nucleares de EEUU................................... 185

Índice de Figuras

XII

Figura 25. Producción de Uranio al año por país ............................................................................... 185

Figura 26. Reservas de uranio por país............................................................................................... 186

Figura 27. Evolución de los costes de Operación y Mantenimiento enlas centrales nucleares de EEUU

............................................................................................................................................................. 188

Figura 28. Estructura de costes de las centrales por tecnología.......................................................... 188

Figura 29. Vida de los residuos radioactivos....................................................................................... 189

Figura 30. Esquema termodinámico de un ciclo de Rankine............................................................... 195

Figura 31. Esquema de un proceso de gasificación de carbón (IGCC) ................................................ 201

Figura 32. Esquema de una central futura de carbón ......................................................................... 206

Figura 33. Localización de las centrales térmicas de carbón actuales ................................................. 207

Figura 34. Mapa de áreas de interés para el almacenamiento geológico de CO2................................ 211

Figura 35. Reparto de la producción mundial de carbón por regiones................................................ 212

Figura 36. Evolución estimada de las reservas de combustibles ......................................................... 212

Figura 37. Reparto de la producción mundial de carbón por países (año 2007) ................................. 213

Figura 38. Fin de vida útil de las centrales térmicas de carbón .......................................................... 217

Figura 39. Diagrama TS del ciclo combinado gas-vapor .................................................................... 226

Figura 40. Diagrama TS de ciclos combinados supercríticos y con varios niveles de presión

respectivamente ................................................................................................................................... 233

Figura 41. Características termodinámicas de una mezcla ................................................................. 234

Figura 42. Precios de las energías importadas en la Unión Europea.................................................. 250

Figura 43. Evolución de la población en España................................................................................. 251

Figura 44. Evolución de la estructura del consumo hasta el año 2016............................................... 253

Figura 45. Evolución de la estructura del consumo de energía .......................................................... 255

Figura 46. Estructura de generación (% sobre generación bruta) ...................................................... 257

Figura 47. Evolución del consumo eléctrico por habitante ................................................................. 258

Figura 48. Evolución del consumo eléctrico en relación con su precio, la economía y la población ... 259

Figura 49. Variación anual de la demanda anual en los dos escenarios planteados (escenario central del

OS y escenario de eficiencia) ............................................................................................................... 261

Índice de Figuras

XIII

Figura 50. Evolución del PIB y la población a 2030 ........................................................................... 280

Figura 51. Evolución de la intensidad energética a 2030.................................................................... 280

Figura 52. Mix de generación a 2030 en el escenario “business as usual”......................................... 281

Figura 53. Mix de producción a 2030 en el escenario “business as usual” ........................................ 281

Figura 54. Incrementos de potencia instalada respecto a 2006 ........................................................... 286

Figura 55. Mix óptimo de generación en 2030 (escenario UNESA) .................................................. 301

Figura 56. Mix de generación en un escenario absolutamente renovable en 2050 ............................. 304

Figura 57. Reparto por CCAA de las tecnologías renovables en el escenario 100% renovables......... 305

Figura 58. Escenario económico de renovables 100% en 2050 ........................................................... 306

Figura 59. Hueco térmico en los escenarios de la Administración...................................................... 327

Figura 60. Rango de variación del hueco térmico en los escenarios de sensibilidad de la Administración

............................................................................................................................................................. 328

Figura 61. Rango de variación del hueco térmico imponiendo medidas de eficiencia y fomento de las

renovables............................................................................................................................................ 330

Figura 62. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en %.......................................... 336

Índice de Tablas

XIV

Índice de Tablas

Tabla 1. Análisis de la concentración del sector eléctrico español........................................................... 4

Tabla 2. Objetivos del RD 661/2007 (MW)........................................................................................ 129

Tabla 3. Potencia instalada y producción actual. Fuente: CNE.......................................................... 142

Tabla 4. Plan de Energías Renovables 2005-2010 (calculado sobre una demanda de 337 TWh) ....... 142

Tabla 5. Objetivos de Energías Renovables en el horizonte 2020 ....................................................... 145

Tabla 6. Supuestos de primas de renovables en 2007 (c€/kWh). Fuente: RD 661/2007..................... 151

Tabla 7. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas y carbón

............................................................................................................................................................. 152

Tabla 8. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas ........... 152

Tabla 9. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas y carbón.. 153

Tabla 10. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas .............. 154

Tabla 11. Hipótesis de los escenarios alternativos del estudio “Role of Electricity”........................... 166

Tabla 12. Resultados de cada escenario ............................................................................................... 168

Tabla 13. Aprovisionamiento de Uranio en España y servicios de conversión y enriquecimiento ..... 187

Tabla 14. Costes de las centrales nucleares (diversas fuentes)............................................................ 187

Tabla 15: Clasificación de distintos tipos de carbón............................................................................ 196

Tabla 16. Resumen de costes por tipo de tecnología de central térmica de carbón.............................. 204

Tabla 17. Resumen de tasas de emisión por tipo de tecnología de central térmica de carbón ............. 204

Tabla 18. Métodos de secuestro de CO2.............................................................................................. 209

Tabla 19. Características de las tecnologías que usan turbinas de gas................................................ 222

Tabla 20. Generación eléctrica por tecnologías ................................................................................... 257

Tabla 21. Evolución del PIB y de la demanda eléctrica en b.c. peninsular ......................................... 260

Tabla 22. Demanda anual para cada escenario ................................................................................... 262

Tabla 23. Puntas de demanda peninsular en el período 200-2006...................................................... 262

Tabla 24. Previsión de las puntas de demanda anuales en el escenario del OS .................................. 263

Índice de Tablas

XV

Tabla 25. Previsión de puntas de demanda anuales en el escenario de eficiencia................................ 264

Tabla 26. Evolución de la potencia en régimen especial conectada al sistema peninsular ................. 268

Tabla 27. Evolución de la producción del RE en un año hidrológico medio ....................................... 268

Tabla 28. Situación administrativa de las centrales de ciclo combinado en Marzo de 2007............... 268

Tabla 29. Previsión de potencia eólica instalada ................................................................................. 269

Tabla 30. Balance de potencia peninsular en el escenario de eficiencia............................................... 272

Tabla 31. Balance de potencia peninsular en el escenario de operador del sistema ............................. 272

Tabla 32. Balance de energía peninsular en el escenario de eficiencia................................................. 273

Tabla 33. Balance de energía peninsular en el escenario de operador del sistema............................... 273

Tabla 34. Previsión de demanda anual en el escenario de eficiencia ................................................... 276

Tabla 35. Previsión de demanda anual en el escenario del gestor del sistema..................................... 277

Tabla 36. Balance en potencia a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC .................................... 285

Tabla 37. Balance energético a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC ...................................... 285

Tabla 38. Hipótesis de los escenarios del Foro Nuclear....................................................................... 288

Tabla 39. Características de regulación para cada tecnología de generación. ..................................... 301

Tabla 40. Balance energético en los escenarios de variación del hueco térmico................................... 329

Tabla 41. Disponibilidades medias de generadores según tipo de tecnología...................................... 334

1

Parte I ANÁLISIS REGULATORIO

Análisis Regulatorio Introducción

2

Capítulo 1 INTRODUCCIÓN

La energía es concebida en España como un bien público pero el carácter que tiene es

más bien de producto esencial. Los productos esenciales se caracterizan por ser

aquéllos sin los cuales el desarrollo humano no es posible acorde con los tiempos en

que se vive. Por ello, la electricidad, a diferencia de otros productos, está fuertemente

regulada. Históricamente los sistemas eléctricos habían estado regulados bajo un

sistema centralizado donde el Regulador tomaba todas las decisiones de inversión y

de operación del sistema, siendo el cliente final quien debía hacer frente a toda

aquella mala decisión, sin embargo, desde los años noventa, se ha producido un

creciente movimiento en favor de la liberalización de los mercados, con el fin triple

de trasladar estos riegos a los inversores privados, descargar a los Reguladores de las

difíciles tomas de decisión y de obtener un mercado energético más eficiente y que

por consiguiente resulte más económico para los clientes finales.

En España se ha apostado fuertemente por la liberalización, llegando a un punto de

apertura del mercado que sólo es comparable al de países históricamente liberales

como Reino Unido o Norteamérica, pero no por ello, la regulación deja de suponer

una pieza clave en el análisis del sector. En este capítulo se intenta:

• Ofrecer una visión de los últimos cambios regulatorios que han acontecido al

sector en España

• Descubrir los principales aspectos que preocupan al Regulador y en los cuales

puede haber mayor incertidumbre regulatoria

• Analizar el creciente impacto de las políticas comunitarias de Unión Europea

sobre la regulación española.


3

1 Análisis de la regulación española:

Los mercados energéticos comenzaron su proceso de la liberalización el año 1996, si

bien este proceso no cuajó hasta la creación del mercado spot en el año 1998. La ley

que regula el sector eléctrico español es la ley 54/1997.

La ley española no permite que las empresas energéticas estén verticalmente

integradas, siendo necesaria la separación de las actividades reguladas (transporte y

distribución) y las actividades liberalizadas (generación y comercialización).

Por otra parte, se establecieron dos formas de comerciar la electricidad, la primera

consiste en un mercado diario y otros mercados intradiarios, gestionado por OMEL

(el Operador del Mercado) y una serie de mercados posteriores, gestión de desvíos o

mercados de reserva secundaria y terciaria, que tienen un carácter más operativo y

que gestiona REE (el Operador del Sistema), mientras que para la segunda opción, se

habilitó la modalidad de mercado a través de contratos bilaterales entre agentes. Sin

embargo, una mala regulación (relativa al pago de la garantía de potencia), provocó

que los mercados bilaterales no se llegaron a desarrollar en el tiempo; es por ello, que

la actividad de comercialización ha encontrado grandes riesgos a la hora de

implementarse en España, lo que afecta negativamente a la apertura real de los

mercados. Este mismo hecho ha provocado que, a diferencia del mercado spot, que

ha sufrido un gran desarrollo en España, los mercados de futuros no hayan corrido la

misma suerte. Si bien esta situación, se está solucionando, al tiempo que se promueve

la contratación de energía a plazo, promoviendo estos mercados, ya sea a través de

mercados organizados como OMIP o a través de subastas organizadas para la venta

de energía a plazo a los consumidores regulados.

En el ámbito de la generación, la entrada de nuevos agentes ha resultado más

destacada. En el año 1998, se contaba con cinco grandes empresas, la liberalización

real de los mercados, las escasas barreras a la entrada de nuevos agentes (a diferencia

de la situación en otros mercados europeos), unido a las oportunidades que suponían

el desarrollo de ciclos combinados, ha permitido la entrada de nuevos agentes

extranjeros al sistema español, tales como la belga Electrabel o la americana AES.


4

Los principales objetivos que ha declarado la Administración como primordiales en

el desarrollo de la planificación y la regulación energética son:

• Incremento de la competencia en los mercados energéticos.

• Liderazgo en la lucha contra el cambio climático.

• Desarrollo de una política basada en el ahorro y la eficiencia energética.

• Apuesta por las energías limpias.

• Seguridad de suministro.

• Mejora de la calidad de la distribución.

• Estabilidad regulatoria

Respecto al primer objetivo, el incremento de la competencia, se ha de decir, que

desde el año 1998, muchas centrales ya obsoletas han sido clausuradas (alguna

nuclear incluida), unido a la entrada de nuevos agentes, ha hecho que los índices de

concentración del mercado, sean de los más bajos del sector:

Tabla 1. Análisis de la concentración del sector eléctrico español

Figura 1. Comparativa de la concentración en el mercado eléctrico por países europeos


5

Una consecuencia de la baja competitividad y baja concentración del mercado es que

los precios del mercado reflejan completamente los costes de producción y los

precios de electricidad se sitúan ya muy por debajo de los precios europeos.

El escaso nivel de interconexión del sistema ibérico tanto a nivel eléctrico como

gasístico con el resto de países europeos, hace que la apertura del mercado sea

menor. Sin embargo, desde la Unión Europea, se está promoviendo el desarrollo de

nuevas interconexiones, que podrían estar disponibles para el año 2014. La razón de

que los precios en España hayan convergido hacia los precios europeos, ha sido a

causa de la marginalidad del ciclo combinado, tecnología que se desarrolla a ambos

lados de los Pirineos.

Además, se han promovido diversas subastas para la venta de energía a plazo para el

consumo regulado, tales como las subastas CESUR o las emisiones primarias, con el

objetivo de fomentar los mercados a plazo, de conocer el precio final de la

electricidad con antelación de cara al diseño de las tarifas reguladas y la disminución

de la concentración en los diversos mercados. Estas subastas se explicarán con más

detalle en el capítulo de análisis de la competitividad.

Respecto a los siguientes objetivos, se ha de tener en cuenta que España ha sido uno

de los países industrializados con mayor crecimiento en los últimos años y se espera

que la tendencia siga siendo creciente. Por ello, es fundamental para el sistema

español el fomento del ahorro y la eficiencia y de cara a cubrir su demanda

energética, supone una gran oportunidad el fomento de las renovables con el

objetivo de ahorrar en el consumo de combustibles y disminuir la dependencia

energética exterior. Al mismo tiempo, ante grandes crecimientos de la demanda, es

necesario controlar los daños realizados al medioambiente, que deben ser limitados.

Los actuales desarrollos regulatorios en este ámbito imponen fuertes limitaciones a

las centrales de generación. Todos estos desarrollos, están contemplados en el

análisis medioambiental de esta tesis.

En cuanto a la seguridad de suministro, ante un escenario de crecimiento, en el que

las necesidades energéticas son cada vez mayores, pero las interconexiones con el

resto de países están fuertemente limitadas, la seguridad de suministro supone una


6

de las principales preocupaciones para la Administración. Existen diversos

mecanismos del fomento de nuevas inversiones, al mismo tiempo, se ha desarrollado

un nuevo mecanismo de garantía de potencia. Todos ellos serán analizados en el

capítulo de análisis de la seguridad de suministro.

En cuanto a la estabilidad regulatoria, la situación actual resulta contradictoria

respecto a este objetivo. A pesar del fuerte apoyo que ha tenido la liberalización del

sector energético en España, los mercados energéticos españoles son de los más

intervenidos por procesos regulatorios cambiantes, algo que ha sido fuertemente

criticado desde la Unión Europea.

Las principales intervenciones en los mercados han venido dadas por el

mantenimiento de las tarifas reguladas y los problemas en los que esta medida ha

desembocado. La unión Europea había establecido un límite a la desaparición de las

tarifas reguladas en toda Europa para el año 2008, sin embargo, España se acogió a

una prórroga según la cual, las tarifas desaparecen progresivamente desde Julio del

2008, comenzando por los consumidores conectados a la alta tensión.

Por otra parte, las tarifas reguladas se han mantenido a precios muy por debajo de

los costes de combustibles reales y por tanto, de los precios de la electricidad. Esto ha

supuesto que las empresas distribuidoras, que suministran el consumo a clientes a

tarifa regulada, hayan incurrido en un déficit de varios miles de millones de euros.

Déficit al que deben hacer frente los consumidores futuros.

Por otra parte, las tarifas han supuesto un duro golpe a las comercializadoras, dado

que suponían una competencia absolutamente desleal, contra la que resultaba

imposible competir, de ahí proceden múltiples recursos legales interpuestos al

Estado Español.

Para paliar el déficit energético, se han desarrollado constantes medidas regulatorias,

que en algunos casos han resultado más bien medidas recaudatorias:

• Destaca el RD-Ley 3/2006, que imponía a las empresas generadoras a saldar

con sus distribuidoras la energía del mercado diario a un precio fijo, muy por

debajo del mercado, lo que conllevó a la contratación de gran parte de la


7

energía en los mercados de desvíos, por estar éstos absueltos de esta

obligación.

• El RD 11/2007, impone la detracción de la asignación de derechos gratuitos de

emisión a todas las instalaciones productoras, en concepto de que el precio de

los derechos de emisión es finalmente reflejados por el mercado eléctrico, por

ello incluye también a las centrales hidráulicas y nucleares, que no emiten

emisiones de CO2, dando una señal a la operación contradictoria al objetivo

de reducción de emisiones. El precio al que se detraen los derechos de emisión

es el precio medio anual de éstos, por lo que esta práctica de por sí, incluye un

nuevo riesgo para los agentes productores.

La mayoría de las medidas regulatorias que afectan a las instalaciones de bajo coste,

principalmente nuclear e hidráulica viene en caminada a compensar los “windfall

profits” que estas instalaciones perciben. Los windfall profits hacen referencia a

nuevos costes de producción debidos a los cambios regulatorios, como por ejemplo la

internalización del coste de CO2 en el precio de la electricidad. Dado que estas

instalaciones no resultan marginales por su bajo nivel de costes, el impacto del precio

del CO2 en el precio supone un aumento del margen esperado por estas instalaciones

con el cual no contaban en el momento de realizar las inversiones. Si además se

considera que muchas de estas instalaciones proceden del Marco Legal Estable, es

posible considerar que dichas inversiones están plenamente amortizadas, los precios

elevados sólo les suponen unos beneficios extraordinarios a las empresas ya

establecidas. Los windfall profits contribuyen de esta forma a aumentar el déficit de

la tarifa y a primar a los agentes incumbentes del mercado que son los principales

accionistas de las centrales nucleares e hidráulicas de las que se ha hablado, por lo

que la eliminación de éstos se convierte en prioritaria para el Regulador, si bien es

cierto, es muy difícil dar explicaciones validas a posibles detracciones de los ingresos

percibidos por estas instalaciones, dado que se vulnera el derecho de no-

discriminación por tecnología, al mismo tiempo que la regulación medioambiental

basada en la hipótesis de que “quien contamina paga” quedaría en contraposición

con medidas de detracción de ingresos a las tecnologías menos emisoras.


8

Este tipo de intervenciones de la regulación sobre los mercados suponen mayor

confusión para los agentes al distorsionar las señales de mercado y de otras

regulaciones y suponen mayor incertidumbre sobre los ingresos esperados por los

agentes. La inestabilidad regulatoria actual resulta por tanto contraproducente

respecto al objetivo de aumentar la competencia en el mercado, dado que este riesgo

no-gestionable espanta a los nuevos inversores.

De cara a una nueva inversión, el riesgo regulatorio implica una prima de riesgo

extra que la instalación deberá recuperar a lo largo de su vida. Esta prima encarece

por tanto la inversión y pone a las posibles inversiones en España en desventaja

respecto a otros proyectos considerados en otros mercados que ofrecen mayor

seguridad a las nuevas inversiones. Además, en el caso de realizarse la nueva

inversión, ésta deberá compensar la prima de riesgo considerada, por lo que el precio

final de la electricidad se verá encarecido artificialmente, perjudicando a los clientes

finales.

Sin embargo, el, cada vez mayor, poder que la Unión Europea está asumiendo sobre

la regulación y la política energética en cada estado miembro, hace que el riesgo

regulatorio que se estima para el futuro sea cada vez menor. Así se observa en las

intenciones que otros agentes europeos tienen de instalarse en nuestro país. Así pues,

el análisis de las políticas energéticas de la Unión Europea cobra mayor relevancia

para el análisis del sector energético español en el largo plazo.

Se ha de tener en cuenta para análisis futuros que, a la hora de analizar los riesgos

del sector, el riesgo regulatorio es importante, pero como hemos dicho, debería ser

cada vez menos considerable, sin embargo, la poca concentración del mercado

energético supone que se haya eliminado una de las mayores barreras de entrada con

las que un agente se encuentra en el resto de los países europeos, donde predominan

los campeones nacionales, tales como Electricité de France, E-on o Suez, por lo que

para un escenario futuro, se estima que el nivel de agentes en el mercado español

crecerá progresivamente, de la misma forma que aumente al demanda energética y la

intervención regulatoria sea menor o comparable con la existente en otros países

europeos. Al mismo tiempo, se ha de considerar que en el largo plazo, el mercado


9

español se abre a los mercados europeos por dos motivos: El aumento de las

interconexiones con éstos y la creación del Mercado Interior de la electricidad en la

Unión Europea.

Por la cada vez mayor influencia de la política energética europea sobre el sector

energético español, se procede a analizar los principales objetivos de ésta y las

implicaciones que sobre la regulación española han tenido y tendrá.

2 Normativa energética europea:

La Unión Europea, a través de las distintas comisiones, publica diversas directivas.

Las directivas europeas deben ser transpuestas posteriormente por cada país según

el código legislativo de éste.

A día de hoy, las competencias que abarcan las distintas comisiones de la Unión

Europea están por tanto muy limitadas. Sin embargo, en la Constitución Europea que

está en curso de ser ratificada por cada Estado miembro, se le otorga a la Comisión

Europea plenas libertades para el desarrollo de leyes comunes a todos los Estados

miembros, así como la posibilidad de imponer los planes energéticos a cada estado

miembro. A pesar de que el proceso de ratificación de la Constitución Europea se

encuentra a día de hoy estancado y en un lento retroceso (aunque es necesario

remarcar que España ya ratificó dicha Constitución en el año 2004), es de vital

importancia el seguimiento de la política energética europea, así como de las diversas

recomendaciones que ésta hace a cada país.

El Consejo Europeo aprobó en Marzo de 2007 unos objetivos en la lucha contra el

cambio climático y un Plan de acción sobre Política Energética para Europa, que

cubre el período 2007-2009, en base a las propuestas de la Comisión y los acuerdos

previos alcanzados en los Consejos de Energía y Medio Ambiente.

Los objetivos en la lucha contra el Cambio Climático que se ha planteado la Unión

Europea incluyen:

• La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en la

Unión Europea en un 30% en 2020 respecto a los niveles de 1990, siempre que

otros países desarrollados se comprometan en reducciones comparables.


10

Aunque el objetivo principal que plantea es conseguir un acuerdo global para

que los países industrializados reduzcan sus niveles de emisiones de gases de

efecto invernadero en un 30% en 2020 y en un 60-80% en 2050.

• La reducción unilateral de las emisiones de gases de efecto invernadero en la

Unión Europea en un 20% en 2020 respecto a los existentes en 1990.

El Plan de Acción sobre Política Energética por su parte incluye a su vez distintos

compromisos y acciones en las áreas de:

• Mercados Interiores de Electricidad y Gas

• Seguridad de Abastecimiento

• Política Energética Internacional

• Eficiencia Energética y Energías Renovables

• Tecnologías Energéticas

Los principales acuerdos en estas áreas son los siguientes:

• Dado que la energía es la causa de la mayor parte de las emisiones de gases de

efecto invernadero, hay que hacer una política integrada entre energía y

cambio climático, por lo que la política energética para Europa debe buscar

conjuntamente los tres objetivos de seguridad de suministro, competitividad y

sostenibilidad.

• Se destaca la necesidad de que haya una separación efectiva entre la

producción y el suministro y las redes, pero sin proponer ninguna medida

adicional.

• Recuerda, el objetivo de incrementar la capacidad de intercambio en

electricidad y gas entre los estados miembros hasta cubrir éstas un 10% de las

necesidades energéticas de cada estado miembro en 2010.

• Acuerda el objetivo vinculante de que el 20% del consumo primario de

energía en la UE provenga en 2020 de fuentes de energías renovables.

También ratifica el objetivo vinculante para todos los estados miembros de

que el biofuel cubra el 10% de la demanda de combustibles en el año 2010.


11

• Tiene en cuenta la contribución de la energía nuclear a la seguridad de

suministro y la reducción de emisiones. Por ello, se propuso la creación de un

grupo de trabajo sobre seguridad nuclear y residuos.

Relativo al objetivo de cobertura de la demanda energética por medio de renovables

que se ha de imponer a cada estado miembro, éste tendrá en cuenta para cada estado

miembro la situación inicial, el potencial de los países en cuanto a las renovables y su

mix energético actual.

Relativo a la seguridad de suministro, el Consejo Europeo resalta la necesidad de

mejorar la seguridad de suministro tanto a nivel de cada país como de la UE en su

conjunto, para lo que hay que diversificar fuentes y rutas de transporte, desarrollar

mecanismos de respuesta a las crisis, realizar un análisis de viabilidad y costes de

almacenamiento de gas y establecer un Observatorio Energético. Una de las primeras

misiones de este observatorio será analizar la influencia de empresas verticalmente

integradas de terceros países que suministran combustibles a la UE, como Gazprom

o Sonatrach sobre los mercados europeos.

Relativo al uso sostenible de los combustibles fósiles, el Consejo destacó la

importancia de mejoras de la eficiencia en generación, de la necesidad de I+D en

captura y almacenamiento de carbono y se planteó el objetivo de albergar 12

instalaciones de demostración operativas en 2015.

En Octubre de 2007, se publicó el tercer paquete energético de la Comisión Europea,

que comprende dos propuestas de directiva de los mercados de gas y electricidad,

dos propuestas de reglamento de acceso a redes de gas y electricidad y una

propuesta de Reglamento para la constitución de la Agencia Europea de Reguladores

energéticos.

Esta nueva normativa resalta la necesidad de aumentar la cooperación en temas

transfronterizos, de aumentar la transparencia en los mercados energéticos, la

eliminación de las tarifas nacionales y la necesidad de aumentar la homogeneización

entre los reguladores nacionales. La nueva normativa afecta por tanto a las dos

directivas relativas a los mercados internos de la electricidad y gas (2003/54 y


12

2003/55 respectivamente). Las seis áreas que se pretende cubrir con dicha normativa

son:

• Incrementar la cooperación eficiente entre TSOs.

• Reforzar las competencias e independencia de los reguladores nacionales.

• Implementar la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de Energía.

• La separación efectiva entre las actividades de suministro y producción de las

operaciones de red.

• Mejorar el funcionamiento del mercado.

• Reforzar la seguridad de abastecimiento a través de acuerdos solidarios entre

los estados miembros.

Se indica la necesidad de que los mercados estén integrados, para ello es necesario:

• Que las reglas de acceso sean compatibles entre todos los estados miembros.

• Mayor intercambio de información.

• Mayor coordinación para las inversiones en capacidad de interconexión.

Los TSOs colaboran entre sí a través de agrupaciones oficiales como esto o UCTE.

Pero se exige además a los TSOs que colaboren más en tres áreas principales:

• El desarrollo de códigos técnicos y de mercado.

• La coordinación de operaciones de red.

• La planificación de inversiones.

En particular en las dos últimas áreas, las iniciativas regionales pueden contribuir

positivamente a la integración del mercado.

Respecto al gestor de la red, la nueva normativa promueve la necesidad de eliminar

las empresas verticalmente integradas, garantizando que l gestor de la red se

mantenga independiente, en cualquier caso, la opción que promueve es la de que el

gestor de al red sea al mismo tiempo el propietario de la red de transporte, al mismo

tiempo que es el encargado de diseñar los planes de desarrollo de la red.


13

Respecto a los reguladores nacionales, la nueva normativa define claramente las

competencias que los Reguladores deben asumir a nivel nacional. Mientras que la

nueva Agencia de Reguladores debe ser la encargada de liderar todo tipo de

iniciativas transfronterizas, tales como la constitución de mercados regionales, el

desarrollo de nuevas interconexiones o la gestión de congestiones.

Los reguladores nacionales colaborarán dentro de la Agencia (en donde están

representados) en el desarrollo de estos temas supranacionales. Si como consecuencia

de esta colaboración se llega a acuerdos concretos, estos se transmitirán a la

Comisión para que les de carácter normativo.

A partir del informe del 10 de Enero de 2007 [COM07], y del Plan de Acción 2007-

2009, el Consejo europeo llegaba a varias conclusiones sobre la política energética,

algunas de las más interesantes son las siguientes:

• La producción bruta de electricidad de la UE se obtiene de las diversas fuentes

de energía con los porcentajes siguientes: energía nuclear, 31%; carbón, 29%;

gas, 19%; fuentes renovables de energía, 14%, y petróleo, 5%,

• A menos que se tomen medidas preventivas, la dependencia de la UE respecto

de las importaciones de combustibles fósiles aumentará a un 65% del consumo

total desde ahora hasta 2030, y se debe considerar que el suministro de

petróleo y gas está cargado de incertidumbres derivadas de riesgos

geopolíticos y que la demanda mundial se prevé que continúe creciendo.

• Al mejorar la eficiencia energética aporta una gran contribución a la

sostenibilidad y a la seguridad del suministro y al mismo tiempo mejora las

oportunidades exportadoras de los productores de la UE.

• Es esencial que siga mejorándose la eficiencia de las tecnologías de producción

de electricidad a partir de combustibles fósiles, como también lo es que se

incrementen aún más los niveles de seguridad de las centrales nucleares y que

se desarrolle rápidamente la tecnología de la fusión nuclear, así como que se

incrementen en consecuencia las inversiones en investigación. Las plantas


14

futuras de generación de energía deberán estar equipadas con tecnología de

captura y secuestro de CO2 siempre que sea posible técnicamente.

• La reconversión del sector del carbón está teniendo repercusiones económicas

y sociales significativas en regiones que tienen pocas alternativas en términos

de diversificación de la actividad económica y la creación de empleo.

• La reestructuración de la minería del carbón en la UE, es oportuna, también

desde el punto de vista de la seguridad del suministro, mantener el nivel

actual de acceso a los grandes yacimientos locales existentes.

• Resulta poco aconsejable la dependencia unilateral de determinados

suministradores de gas o vías de suministro de gas y subraya la importancia

del gas natural licuado en el contexto de la diversificación de las

importaciones de gas.

• El uso continuado de combustibles fósiles requiere que se hagan más

esfuerzos de lucha contra el cambio climático.

• Habida cuenta de la creciente escasez de recursos, la diversificación de las

fuentes de energía; recuerda la importancia que para la seguridad del

suministro tiene la fisión nuclear y la posible importancia futura de la fusión

nuclear.

• La energía nuclear representa actualmente la fuente de energía con emisiones

de CO2 más bajas de la UE. Las decisiones a corto y medio plazo sobre el uso

de la energía nuclear también afectarán directamente a los objetivos climáticos

que la UE pueda fijar de manera realista y si se abandona la energía nuclear

será imposible lograr los objetivos de la UE en materia de reducción de los

gases de efecto invernadero y de lucha contra el cambio climático.

• Los yacimientos de uranio conocidos existentes en el mundo bastarán, según

las estimaciones, para más de 200 años y dichos yacimientos hacen viables

algunas opciones para diversificar, en el futuro, los riesgos políticos para la

seguridad del suministro, o para hacer posibles compromisos entre el riesgo,


15

el precio y la ubicación a la hora de seleccionar las fuentes de combustible

nuclear.

• Los reactores de cuarta generación nuclear mejoran la eficiencia del uso de

combustible y reducen la cantidad de residuos. Se debe tomar como principal

objetivo el desarrollo de materiales estructurales y la optimización del uso de

combustible nuclear. Además se debería apoyar proyectos para desarrollar

prototipos de reactores de cuarta generación.

• Se debe poner fin al almacenamiento provisional de residuos cercano a la

superficie y desarrollar los objetivos de almacenamiento permanente de éstos.

• Puede establecerse una sinergia entre la energía nuclear y las energías

renovables proponiendo, por ejemplo, vías originales para la producción

eficaz y económica de hidrógeno o de biocombustibles.

Uno de los primeros pasos para la transposición de la Directiva 2003/54 consiste en

la ley 17/2007 que modifica la ley del sector eléctrico, por su interés para el análisis

del futuro entorno energético, se relatan algunos de los puntos más interesantes.

3 Ley 17/2007:

Por esta ley se modifica la ley 54/1997 que regula el sector eléctrico, para adaptar la

ley española a la Directiva europea 54/2003 que tiene el fin de la creación de un

Mercado europeo de la electricidad:

Sobre la primera versión de transposición, y dentro de las obligaciones que esta

Directiva establecía, se han realizado cambios sustanciales:

• Adelanto de los plazos de desaparición de las tarifas.

• Desaparición de la figura transitoria del Comercializador a Tarifa.

• Suficiencia de ingresos del SUR (Suministro de Último Recurso).

• Transportista único. Aunque no lo exigía la Directiva Europea, se ha

aprovechado esta reforma para implantar un modelo de transportista único.

Principales modificaciones de la Ley 54/97:


16

Relativas a las tarifas y peajes.

• Desaparición de la Tarifa Integral el 1 enero 2009.

• Tarifas y Peajes de Acceso

Se faculta al MITYC para aprobar los precios de tarifas y los peajes de acceso, y al

Gobierno para que establezca una metodología de cálculo de las tarifas y peajes de

acceso, añadiendo el detalle de los costes que deben incluir, de tal forma que cada

servicio cubra los costes que provoca.

• Suministro de Último Recurso

El 1 de enero de 2009 se crea el sistema de Suministro de Último Recurso (SUR), que

se define como la obligación de suministrar a un precio máximo a los consumidores

de energía eléctrica.

El 1 de enero de 2010 sólo se podrán acoger al SUR los suministros en BT y el 1 de

enero de 2011 aquellos cuya potencia contratada sea menor a los 50 kW. (El Gobierno

podrá adelantar estas fechas y/o requisitos).

El MITYC debe determinar los comercializadores que asumirán la obligación de

suministro de último recurso, que deberán llevar en su contabilidad cuentas

separadas para las actividades de suministro de último recurso del resto de

actividades.

El MITYC debe establecer la metodología de cálculo de las Tarifas de último recurso,

que deberán ser aditivas y respetar el principio de suficiencia de ingresos y no

ocasionar distorsiones de la competencia en el mercado. (Se considerará para su

cálculo el precio medio previsto del kWh en el mercado de producción, los peajes de

acceso y los costes de comercialización).

Relativas a las actividades de transporte y distribución.

• Autorización de instalaciones

La autorización tanto de una instalación de producción eléctrica en régimen

ordinario como en especial, no podrá ser otorgada si su titular no ha obtenido


17

previamente la autorización del punto de conexión a las redes de transporte o

distribución correspondientes. A estos efectos, el gestor de la red de transporte,

atendiendo a criterios de seguridad de suministro, podrá establecer límites por zonas

territoriales a la capacidad de conexión, previa comunicación a la Secretaría General

de Energía del MITYC.

Las instalaciones eléctricas de generación de potencia eléctrica instalada superior a 50

MW eléctricos deberán ser autorizadas por la Administración General del Estado.

• Actividad de Transporte

Se implanta un modelo de transportista único: REE

No obstante, se habilita al MITYC para autorizar expresa e individualizadamente,

previa consulta a la CNE y la CCAA en la que radiquen que determinadas

instalaciones de 220 KV, por sus características y funciones, sean titularidad del

distribuidor de la zona que se determine.

Se deberán transmitir a REE las instalaciones de transporte, a excepción de aquellas

que sean autorizadas por el MITYC, en un plazo de 3 años.

Se distingue entre transporte primario (tensiones nominales mayores o iguales a 380

kV y conexiones internacionales) y transporte secundario (menores o iguales a 220

kV). Será competencia de las CCAA las redes de transporte secundario que no

salgan de su ámbito territorial (igual que ocurre en distribución).

Se modifica la denegación del acceso, que deberá ser motivada por “las exigencias

que se establezcan”, eliminándose la referencia a que “sólo podrán justificarse por

criterios de seguridad, regularidad y calidad”

La retribución a reconocer anualmente será aumentada con el objetivo de cubrir el

impacto socio ambiental derivado de la construcción de instalaciones. Sólo se

retribuirán las instalaciones incluidas en la planificación.

Se permite la utilización de las redes de transporte para desarrollar servicios de

telecomunicaciones.


18

REE tendrá que dar solución, en un plazo de cuatro meses, a los contratos que

hubieran sido suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley.

• Actividad de Distribución

La actividad se define únicamente como actividad de red, por lo que no podrán

realizar actividades de suministro una vez se implante el mecanismo de SUR.

Los distribuidores serán los gestores de las redes de distribución que operen.

Además de la gestión del negocio de red, facturarán los peajes de acceso. Podrán

utilizar sus redes para desarrollar servicios de telecomunicaciones, llevando en su

contabilidad cuentas separadas para estos servicios.

En aquellas CCAA donde exista más de un gestor de la red de distribución, la CCAA

podrá realizar funciones de coordinación de la actividad que desarrollen los

diferentes gestores.

Los titulares de redes de distribución, antes del 15 de octubre de cada año, deberán

presentar sus planes de inversión anuales y plurianuales a las CCAA en las que

dichas inversiones vayan a realizarse.

• Acceso a la red de Distribución

Ahora para poder solicitar el acceso a la red de distribución, se habrá de disponer

previamente del punto de conexión (cuando antes era al revés).

• Derechos de Acometida

Podrán ser fijados por las CC.AA tanto los precios como las condiciones, dentro de

los límites que el Gobierno establezca en función de la potencia que se solicite y de la

ubicación del suministro, y se asegurará la recuperación de las inversiones en que

incurren las empresas distribuidoras. Dichos derechos los fijarán las CCAA dentro de

un margen del ±5% de los derechos que establezca el Gobierno.


19

• Separación funcional de actividades reguladas

Se incorpora la exigencia de separación funcional de las actividades reguladas

respecto a las libres, delimitando las medidas necesarias para garantizarla. Estas

medidas son:

� Independencia de los responsables de las actividades reguladas, mediante la

protección de sus intereses profesionales (retribución y cese), límites en la

posesión de acciones y el veto a su participación en las estructuras

organizativas del grupo.

� Capacidad de decisión efectiva sobre los activos de red, no permitiendo al

grupo influir en su gestión cotidiana, permitiendo únicamente la supervisión

económica y gestión de dichas sociedades por parte del grupo así como la

aprobación su plan financiero anual y el establecimiento de los límites

máximos de endeudamiento.

� Separación contable, para evitar discriminaciones, subvenciones cruzadas y

distorsiones de la competencia.

� Confidencialidad de la información comercialmente sensible.

� Establecimiento de un código de conducta, que recogerá todas las acciones

encaminadas a lograr dicha independencia. En él se establecerán las

obligaciones específicas de los empleados siendo su cumplimiento objeto de

supervisión y evaluación por parte de la sociedad.

� Presentación de un informe anual al MITYC y a la CNE relativo a las medidas

adoptadas para lograr dicho cumplimiento.

• Cambios orgánicos en REE

Antes de un año, se deberá crear una unidad que ejercerá en exclusiva las funciones

de operador del sistema eléctrico y gestor de la red de transporte, con la adecuada

separación contable y funcional del resto de actividades. El personal de la unidad

que ejerza las funciones de Gestor Técnico del Sistema suscribirá el código de

conducta al que hace referencia el artículo 14.


20

• Oficina de Cambios de Suministrador

Será responsable de la supervisión de los cambios de suministrador, conforme a los

principios de transparencia, objetividad e independencia pudiendo serle asignadas

funciones de gestión por parte del Gobierno. Se financiará sobre la base de las cuotas

de sus socios.

Será una sociedad mercantil única para el sector de la electricidad y gas, con objeto

social exclusivo supervisada por la CNE. Entrará en actividad a principios de enero

de 2008. En su capital participarán en un 15% los distribuidores eléctricos, 15% los

distribuidores de gas natural, 35% los comercializadores de eléctricos y 35% los

comercializadores de gas natural.

Dentro de la cuota de cada grupo, la participación correspondiente a cada empresa se

realizara en función de le energía circulada (distribuidores) y de la energía vendida

(comercializadores), actualizándose la cuota al menos cada dos años. Por grupo de

sociedades, no pueden resultar participaciones superiores al 20%.

Deberá constar la información relativa a los impagos en que los consumidores hayan

incurrido.

• Competencias administrativas de las CCAA

Se faculta a las CC.AA a:

� Autorizar e inspeccionar y sancionar las instalaciones de ≤ 50MW y las de

transporte secundario y distribución que no excedan de su ámbito territorial.

� Definir en que casos la extensión de las redes corresponde a una extensión

natural o se trata de una línea directa o una acometida, aplicando de los

criterios que establezca el Gobierno.

� Supervisar el cumplimiento de las obligaciones de los gestores de redes.

• Ampliación de funciones de la CNE

Se amplían sus funciones, y podrá supervisar:

� La gestión y asignación de capacidad de interconexión.


21

� El tiempo utilizado por los gestores de red en conexiones y reparaciones.

� La separación efectiva de cuentas, para evitar subvenciones cruzadas entre

actividades de generación, transporte, distribución, y suministro.

� La medida en que los gestores de red están cumpliendo sus funciones.

� El nivel de transparencia y competencia.

� El cumplimiento de la normativa sobre los cambios de suministrador.

� El cumplimiento de las obligaciones de información a consumidores acerca del

origen de la energía que consumen.

La CNE deberá informar anualmente al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

sobre el grado de desarrollo de la competencia en el mercado eléctrico, incluyendo,

en su caso, propuestas de reforma regulatoria destinada a reforzar el grado de

competencia efectiva del sector.

• Ampliación de las funciones del OS

Colaborará con el MITYC en la evaluación y seguimiento de los planes de inversión

anual y plurianual, garantizará el desarrollo, ampliación y fiabilidad de la red de

transporte.

Garantizará la no-discriminación entre usuarios, proporcionar a los usuarios la

información que necesiten para acceder eficientemente a la red

Además, realizará todas las funciones asignadas al operador del mercado, en relación

con la liquidación y comunicación de los pagos y cobros correspondientes a los

sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Relativas a la retribución del Mercado de Producción y de OMEL.

• Retribución del Mercado de Producción

La energía eléctrica negociada a través de los mercados diarios e intradiarios se

retribuirá sobre el precio resultante del equilibrio entre oferta y demanda. La

presentación de ofertas se podrá hacer por unidades de producción o por cartera de

energía.


22

Se introduce la posibilidad del pago discrecional por la Garantía de Potencia. El

MITYC podrá establecer una retribución en concepto de pago por capacidad en

función de las necesidades de capacidad del sistema.

Relativas a los procedimientos sancionadores, infracciones y reclamaciones

• Modificaciones a la Ley 25/1964 de 29 de abril, de Energía Nuclear.

Para garantizar la responsabilidad civil nuclear por daños medio ambientales, se

exige a los titulares de instalaciones nucleares:

� Una cobertura de riesgo de 700 M€ para las instalaciones nucleares, y de 30

M€ cuando se trate de transportes de sustancias nucleares.

� Ingresar en una cuenta específica de la CNE una prima de responsabilidad

medioambiental (a determinar por el MITYC).

• Plan de Fomento de las Energías Renovables.

El Gobierno modificará el Plan de Fomento de las Energías Renovables para

adecuarlo a los objetivos que ha establecido la Unión Europea, del 20% para 2020.

• Comité de Seguimiento de la Gestión Técnica del Sector Energético

En la Ley 12/2007, que adapta la Ley 34/1998 de Hidrocarburos a la Directiva

Europea de gas, se determina la constitución de un comité de seguimiento de la

gestión técnica del sector energético (Electricidad y gas) integrado por la Secretaria

General del Estado, el Gestor Técnico del Sistema, el Operador del Sistema el CORES

y la CNE.

4 Prospectiva regulatoria e integración de mercados europeos:

La ley 17/2007 supone un cambio en la legislación energética, donde la política

comunitaria se impone sobre los intereses nacionales. Junto con la creación del

mercado Interior del gas y la electricidad y el desarrollo de las interconexiones se

logrará el progresivo acoplamiento de los mercados europeos, lo que garantizará una

armonización regulatoria en toda la Unión Europea, pues diferencias entre la


23

regulación de diversos países supondría un comportamiento inestable y fácil de

detectar del mercado.

El primer paso realizado en torno a la creación del mercado Interior de la electricidad

ha consistido en el desarrollo de diversos mercados regionales, España y Portugal se

unieron formando el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) en 2006. Este

acoplamiento supuso la creación de un mercado spot ibérico, algo con lo que no

contaba Portugal anteriormente. Este mercado ibérico está limitado por la capacidad

de interconexión entre ambos países. La asignación de la capacidad de interconexión

se realiza según un mecanismo de market splitting, en contraposición a otros

mercados europeos que se han integrado según un mecanismo de market coupling,

permitiendo al mismo tiempo una serie de subastas de capacidad que permitirán

financiar el desarrollo de las redes.

Otro paso hacia la integración de los mercados consistió en la creación de OMIP, un

mercado organizado de futuros, el cual permite la contratación de la energía a plazo,

la gestión del riesgo de las posiciones adquiridas por los diversos agentes, la

introducción de competencia y la reducción del poder de mercado de los agentes

existentes. Al mismo tiempo, este mercado organizado permite el desarrollo en

especial de las comercializadoras, dado que hasta ahora les resultaba imposible

gestionar el riesgo de sus contratos.

La integración de ambos mercados ha permitido además la introducción de

competencia en el mercado portugués que estaba dominado por EdP en régimen de

monopolio y la reducción del poder de mercado de los agentes españoles al

aumentar el total del mercado. Al mismo tiempo, con el objetivo de fomentar los

mercados a plazo y la introducción de competencia y el fomento de la

comercialización se desarrollaron una serie de subastas reguladas. Destacan, las VPP

españolas o emisiones primarias por las que se obliga a las dos principales empresas

españolas a subastar parte de su producción a plazo; las subastas de CESUR, por las

que se impone la obligación a las distribuidoras de adquirir parte de su demanda con

antelación a través de estas subastas; las VPP de REN, consistentes en la subasta de

los contratos de aprovisionamiento de energía que tenía firmado REN con algunas

centrales térmicas; las subastas de OMIP, donde, con el fin de aumentar la liquidez


24

de este mercado, se impuso la obligación a las distribuidoras de adquirir una energía

a determinar por el regulador a través de las subastas semanales que organiza OMIP.

Además, la integración de ambos mercados ha supuesto la armonización regulatoria

y la eliminación definitiva de algunas medidas como los CTC en España.

El siguiente paso consiste en la integración del Mercado Ibérico con el Mercado

centroeuropeo, el cual se desarrolló en un principio mediante el establecimiento de

un mecanismo de market coupling entre Holanda, Bélgica y Francia, para lo que se

creó el Belpex, mercado diario belga que no existía anteriormente; el mecanismo de

market coupling permitió al mismo tiempo la optimización de las interconexiones

entre estos países. En 2008, se anunció la fusión de Powernext y EEX, los mercados

francés y alemán respectivamente, al mismo tiempo que se anunciaba un nuevo

mecanismo de market coupling entre ambos países, creando un mercado

centroeuropeo de electricidad.

Al mismo tiempo, se iniciaron los trámites para aumentar la interconexión entre los

distintos países europeos. Por ejemplo, en 2007 comenzaron las obras de

interconexión de Holanda con Reino Unido y con Noruega (interconexión NorNed y

BritNed), así como comenzó la licitación de una nueva interconexión entre Alemania

y Bélgica. Por su parte, Francia y España, se han comprometido al desarrollo de

nuevas interconexiones entre ambos países tanto en electricidad como en gas, sin

embargo, es necesario realizar nuevas obras de desarrollo de la red que permitan la

conexión real de ambos sistemas, por lo que no se esperan nuevas interconexiones

hasta más allá de 2014. Otros desarrollos se están realizando en las interconexiones

entre Italia y Grecia o entre Polonio y Alemania.

Se espera que para el año 2010, la integración de los mercados regionales se haya

completado dentro del Mercado Interior, a través de mecanismos que optimicen las

interconexiones, como el market coupling.

En el escenario futuro, la eliminación de las tarifas supondrá un incremento de la

actividad comercial y una mayor presión desde el lado de la demanda en los

diferentes mercados. Dados los riesgos a los que las comercializadoras están

sometidos, la mayor parte de la energía se venderá a plazo, ya sea bilateralmente


25

entre las empresas de generación y las empresas de comercialización, o bien a través

de mercados organizados u OTC, quedando el mercado diario de OMEL como un

mercado de ajustes.

En el muy largo plazo, las comercializadoras tenderán a cubrir su posición mediante

el desarrollo de su cobertura natural, el negocio de la generación, por lo que

aumentará el nivel de competitividad en los mercados. Estas comercializadoras

podrán desarrollar proyectos individualmente o bien, al igual que en el resto de

Europa, mediante PPA (acuerdos de compra de electricidad a largo plazo firmados

directamente con las centrales de generación o bien con un consorcio de empresas

comercializadoras que obtendrán la parte proporcional de la energía producida por

la central en función de la inversión realizada dentro del consorcio).

Por otra parte, tal como se ha explicado, aún se espera que exista una cantidad de

consumidores acogidos a las tarifas de último recurso. Para el aprovisionamiento de

esta energía las comercializadoras de ultimo recurso, adquirirán su electricidad en el

mercado OMEL, pero previsiblemente con anterioridad a través de las subastas de

OMIP. Esta actividad permanecerá regulada, por lo que el precio de adquisición de la

energía de las comercializadoras de último recurso será totalmente reconocido y

garantizado por el Regulador.

En este clima de armonización regulatoria y estabilización de la legislación energética

en torno a los objetivos europeos, se espera que el riesgo regulatorio o riesgo país

disminuya en el tiempo, lo que unido al incremento de la competencia debido a los

nuevos agentes en el mercado español y a la integración con otros mercados

europeos, se garanticen precios más competitivos y fiables.

Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia

26

Capítulo 2 MEDIDAS PARA LA PROMOCIÓN DE LA

COMPETENCIA

La energía es un bien público y así está contemplada en la legislación española,

aunque el tratamiento que recibe en muchos casos es el de servicio esencial, dado

que, tal y como se demuestra en muchos países en vías de desarrollo, sin energía, el

desarrollo no es posible. Por esta razón, el sector energético está fuertemente

regulado.

El principal problema de la energía viene dado por las grandes inversiones que son

necesarias en este sector, que resulta demasiado intensivo en recursos financieros.

Históricamente los sectores energéticos han funcionado bajo sistemas regulados en

base un despacho económico centralizado, donde el operador central, tomaba todas

las decisiones de operación e inversión, bajo la supervisión del regulador. Los riesgos

incurridos en la toma de decisiones en los sistemas centralizados se pasan

directamente a los clientes finales. Al tratarse de un sector con tales necesidades

financieras, las malas decisiones que se hayan tomado implican grandes costes para

el sistema y por tanto, para los consumidores finales.

Ante esta situación, surgen los sistemas liberalizados basados en el marginalismo

económico. La teoría económica nos dice que el óptimo alcanzado en estos sistemas

es el mismo que se alcanza en un modelo de despacho económico central, sin

embargo, en estos sistemas los riesgos de la toma de decisiones los han de afrontar

las empresas participantes en los mercados, siendo por tanto un sistema más

beneficioso para los consumidores finales.

Sin embargo, una de las características que impone la teoría económica para

realmente alcanzar el óptimo económico y no quedarse anclado en un sistema basado

en oligopolios, es contar con suficientes agentes en el mercado, teóricamente infinitos

agentes infinitamente pequeños, de forma que la competitividad de los mercados

incentive a los agentes a alcanzar la mayor eficiencia.


27

Por ello, uno de los objetivos de toda regulación consiste en asegurar que se cumpla

esta condición de competitividad en los mercados, para lo que se impone a los

agentes más grandes restricciones al funcionamiento para evitar que éstos ejerzan

poder de mercado e impongan barreras de entradas a nuevos agentes. Al mismo

tiempo, la labor de seguimiento del funcionamiento del mercado debe ser constante,

para evitar comportamientos anticompetitivos por parte de los agentes del mercado.

Lo cierto es que España se sitúa entre los países europeos (e incluso del mundo) con

mayor grado de liberalización y apertura de sus mercados. Cuenta con un mercado

spot gestionado por OMEL muy desarrollado con un alto grado de competitividad.

Se puede decir que las barreras de entradas a nuevos agentes se han eliminado por

completo, al mismo tiempo que el nivel de transparencia del mercado es de los más

altos del mundo. De hecho, desde que se liberalizó el sector un elevado número de

agentes extranjeros se han instalado en España, tales como Electrabel o AES desde el

lado de la generación o céntrica desde el lado de la comercialización.

Uno de los indicadores del nivel de competencia en los mercados viene dado por los

precios del mercado. Si se comparan éstos con los precios europeos se observará que

en los últimos años ambos índices convergen al mismo precio, dado que se ha

establecido el ciclo combinado como la tecnología marginal a ambos lados de los

Pirineos. De hecho, en los años 2007 y 2008, lo que ha ocurrido es que los precios

españoles se han situado muy por debajo de los precios europeos, demostrando la

mayor presión competitiva existente en España.

Una de las razones para haber desarrollado semejante grado de competitividad en

los mercados energéticos ha sido el elevado crecimiento de la demanda energética en

España, motivada por el crecimiento económico en la última década y al desarrollo

de las infraestructuras energéticas que han permitido este crecimiento. Dicho

crecimiento ha hecho necesarias nuevas instalaciones, donde los nuevos agentes han

encontrado un hueco de mercado.

Otra de las razones se encuentra en la estructura previa con la que contaba el sector

energético. A diferencia de otros países europeos que se han inclinado por la opción

de los campeones nacionales, tales como la EdF francesa o la Enel italiana, en España


28

se optó por un modelo basado en pequeñas-grandes empresas, las cuales ya habían

estado operando en el sector bajo el Marco Legal Estable verticalmente integradas,

encargadas del suministro de su zona de distribución.

Posteriormente, ante el temor de perder gran parte de estas empresas en manos de

capital extranjero, se permitieron en el año 1996 una serie de fusiones y adquisiciones

entre estas empresas, que conformaron las actuales Endesa e Iberdrola, las dos

principales operadoras eléctricas, desapareciendo otras más pequeñas como Eléctrica

Sevillana, Hidroeléctrica Española o Iberduero. Por su parte, en el sector gasístico se

permitió la fusión de Gas Natural con Enagás, convirtiéndose en el gigante del sector.

Sin embargo, dado que así se requería, para mantener un bajo nivel de concentración

del mercado, cuando en el año 1998 se planteó la posible fusión de Endesa e

Iberdrola, el Regulador no lo permitió, finalizando el proceso de fusiones energéticas

hasta el año 2005 en que comenzó el drama de las OPAs que ha caracterizado al

sector energético en estos últimos años.

En el año 2007 comenzó la integración de España y Portugal dentro de un Mercado

Ibérico de la electricidad como uno de los pasos previos hacia la creación del

Mercado Interior de la electricidad y el gas que promueve la Unión Europea y que se

regula según la Directiva 96/92/EC. La integración de los mercados pasa por la

necesaria armonización regulatoria entre ambos países, acompañada de la creación

de un mercado único. Como este mercado está limitado por las interconexiones que

unen ambos países, en los distintos mercados europeos se ha optado por dos

opciones: el Market Coupling y el Market Splitting. Ambos modelos se basan en la

misma hipótesis de que mientras la capacidad de interconexión no esté saturada,

ambos mercados estarán acoplados y tendrán un mismo precio, mientras que cuando

la interconexión se satura cada mercado actúa de manera separada. Lo cierto es que

estos mecanismos permiten optimizar el uso de las interconexiones y ofrece una

señal clara respecto a la necesidad del aumento de la capacidad de interconexión ente

ambos países.

En la actualidad se cuenta en el Mercado Ibérico con cinco grandes agentes: Endesa,

Iberdrola, EdP, Unión Fenosa y Nuevo Viesgo, además de multitud de agentes


29

menores que cuentan con ciclos combinados o parques de energías renovables

principalmente. Sobre esta estructura, para el futuro, se plantea un escenario de

crecimiento de las necesidades energéticas del país, por lo que es de prever que el

número de agentes aumente en el futuro.

Además, las posibilidades que implica el desarrollo del Mercado Interior de la

electricidad y el gas son enormes, al ampliar los mercados a un gran número de

agentes. Además, uno de los principales objetivos de la política energética europea

va encaminada al desarrollo de las interconexiones, lo que haría realmente efectiva la

integración del Mercado Ibérico con el Mercado Europeo, si bien las primeras

interconexiones realizadas bajo estos acuerdos comenzarían a estar operativas no

antes de 2014.

Por todo ello, se prevé que por el lado de la generación, no peligrará la integridad del

mercado de electricidad. Sin embargo, desde el lado del consumo, no se ha

experimentado el mismo desarrollo que se ha experimentado en la generación. Las

razones han sido varias, aunque la principal de ellas ha sido el mantenimiento de

una tarifa regulada aun precio establecido muy por debajo de los costes reales de

producción y de los precios reales resultantes del mercado de producción.

Otra de las razones vino dada por una mala regulación relativa al pago de la garantía

de potencia al que habían de hacer frente doblemente aquellos agentes que

comercializasen electricidad a través de contratos bilaterales con los agentes

productores. Esta situación desembocó en un aumento de la participación en los

mercados diarios pero un deterioro de la actividad comercial que no podía soportar

el riesgo al que estaba expuesta al tener que saldar sus necesidades energéticas día a

día en el mercado spot.

En cualquier caso, este problema queda solucionado con la eliminación de las tarifas,

objetivo planteado por la Unión Europea para el uno de Enero de 2008, pero que

España ha decidido prorrogar, realizando una progresiva eliminación de las tarifas,

comenzando en Julio de 2008 con la eliminación de las tarifas para los clientes

conectados en alta tensión. Y aunque se prevé que se mantenga una tarifa de último


30

recurso, ésta no deberá suponer una competencia desleal frente al resto de

comercializadoras tal y como lo establece la Unión Europea.

A pesar de la competitividad del mercado, se han promovido diversas medidas

regulatorias con un objetivo doble, reducir la concentración del mercado y por

consiguientes el poder de mercado de los agentes “incumbentes” y fomentar el

desarrollo de la comercialización.

Lo cierto es que, si se analiza el índice de concentración del Mercado Ibérico se

observa que:

� La cuota que el mayor agente tiene en producción sobre el total del mercado ha

descendido desde el 47% en 1997 hasta el 26% en 2007. El índice HHI de

Herfindahl-Hirschman indica que desde el 1997, ha pasado de 3,2 a 1,5 en 2007,

más de la mitad.

� El sistema eléctrico se compone por seis grandes empresas generadoras y

multitud de nuevos entrantes (hasta un total de 14 agentes productores)

� Se han separado las funciones del Operador del Sistemas y del Operador del

Mercado en dos empresas independientes.

� La elegibilidad es absoluta, siendo posible cambiar de agente suministrador en

cualquier momento.

� Se ha llevado a cabo un proceso que garantice la independencia de los operadores

del sistema y del mercado.

� Mercado sin Riesgo de Cantidad: existe un mercado de ajustes transparente,

eficiente y con fuerte competencia donde puede acudir cualquier nuevo entrante

a cubrir sus desvíos

� Bajos precios de desvíos en comparación con otros países

� Mercado a plazo con una liquidez relevante y en crecimiento que permite la

cobertura de riesgos

� Bajada relevante del coste de suministro en el periodo 1996-2006


31

� Sistema de apoyo a las renovables basado en feed-in-tariffs (el modelo que se ha

comprobado de mayor éxito) – fuerte desarrollo del R.E.

� La producción eólica aumenta la incertidumbre de precio y mitiga el poder de

mercado

� Mercado con bajas barreras de entrada

� Mejora continua de los procesos administrativos

� Plazos de construcción cortos para las tecnologías marginales (2-3 años)

� Constatado por el alto número de nuevos entrantes

� Muchos de estos nuevos entrantes con capacidad de ejecutar una entrada masiva

en caso de precios elevados – la amenaza de entrada es totalmente real, luego de

hecho disciplina

� Integración en el MIBEL – el mercado relevante se ha ampliado

� Pérdida muy significativa de cuota de los principales generadores al inicio de la

liberalización: Las dos principales empresas han pasado de copar el 76% en

energía en 1997 al 48% en 2006

� Incremento de la competencia con muchas centrales de distintos propietarios

compitiendo por producir con similares costes marginales y márgenes reducidos

(ciclos combinados)

� Los precios de los mercados diario, intradiario y de servicios complementarios se

forman mediante procesos de mercado, transparentes y con fuerte competencia.

� Existen muchas referencias para comprobar la transparencia en la formación de

precios de los productos a plazo: OMIP, EPE, Subasta CESUR y cotizaciones OTC.


32

Figura 2. Cuota de mercado por agentes (1997 y 2010)

El incremento de la competencia ha sido constante y se espera que esta situación

evolucione de la misma forma en el futuro.

En OMEL existen 61 agentes comercializadores y 24 agentes externos compradores

por el lado de la oferta, y 28 agentes productores, 516 agentes productores del RE y

24 agentes externos vendedores por el lado de la oferta.

Además, se cuenta con un alto grado de transparencia en el mercado. Todos los

agentes cuentan con la misma información, incluso los aún no presentes, a través de

las páginas web del OS, OM y del Regulador. La transparencia evita que se creen

barreras de entrada, disciplina posibles comportamientos e incrementa el nivel de

supervisión.

Las principales medidas regulatorias que se han promovido para la reducción de la

concentración del mercado consisten en:

� Se han impuesto limitaciones en el uso de las interconexiones, beneficiando a

competidores europeos.

� No se aplica a los agentes incumbentes de otros países, pese a tener cuotas

relevantes.


33

� Se reduce la competencia efectiva en la interconexión y no se optimiza el uso

de la capacidad.

Lo que conduce a una pérdida de valor y un menor beneficio económico para los

consumidores

Esta restricción tiene problemas de encaje en la normativa comunitaria

Se ha impuesto la obligación de subastar conjuntamente a las dos mayores empresas

españolas, Endesa e Iberdrola, energía a plazo a través de las emisiones primarias o

VPP.

� Con el fin de disminuir el poder de mercado que estas dos empresas tienen.

� Con el fin de aumentar la liquidez de los mercados a plazo.

Al promover los mercados a plazo pretenden disminuir la elevada participación en el

mercado diario spot y la volatilidad que sobre el precio supone.

Relativo al fomento de la comercialización, la eliminación de las tarifas no supone

una solución definitiva, dado que el número de agentes aún es pequeño y los riesgos

a los que deben hacer frente los nuevos entrantes son muy altos por la exposición al

mercado spot. Por ello, se hace necesario el desarrollo de los mercados a plazo, que

permitan gestionar el riesgo y planificar las ventas adecuadamente. Al mismo tiempo

que se aumentan los mercados de operación, la concentración del mercado

disminuye, por lo que con el desarrollo de los mercados a plazo, el beneficio es doble.

1 Mercados a plazo:

El futuro del sistema eléctrico se encuentra en la venta de energía en el largo plazo,

tal y como han evolucionado los mercados europeos. En España este proceso habría

comenzado antes dado que el mercado liberalizado ya se diseñó en el año 1998 para

funcionar bajo un mercado diario spot y a través de acuerdos bilaterales entre los

productores y los consumidores, sin embargo, una mala regulación hizo que los

acuerdos bilaterales no fuesen viables.

Una vez solucionado este problema, los mercados a plazo se vienen desarrollando

principalmente fomentados por el desarrollo de la comercialización.


34

Aunque las mayores comercializadoras pertenecen a los grandes productores de

electricidad por el hecho de que ambos negocios suponen una cobertura natural del

riesgo, un gran número de nuevos agentes están apareciendo en el mercado y éstos

deberán aprovisionar la energía que necesiten sus clientes, así pues, dado que el

riesgo que supone exponerse al mercado spot diario es muy alto, los mercados a

plazo cada vez cobrarán mayor relevancia, sometiendo al mercado spot a convertirse

en un mercado de ajustes.

Los mercados a plazo conllevan grandes ventajas no sólo para los consumidores sino

para los agentes generadores, incluso para el Regulador:

� Permiten aumentar el número de agentes participantes y disminuir el poder de

mercado que pudiese existir.

� Permite a los agentes cubrir sus posiciones en el largo plazo, reduciendo el riesgo

de sus respectivos negocios.

� Se convierten en un instrumento de referencia en cuanto a los precios de futuro y

la formación de curvas forward, por lo que es una ayuda para los nuevos

entrantes a la hora de analizar oportunidades de inversión en el mercado.

Existen tres maneras básicas de realizar transacciones:

� Mercados Over – The – Counter (OTC)

� Mercados organizados

� Subastas reguladas (incluyendo las VPP, CESUR y subastas de OMIP)

La denominación OTC tiene su origen cuando los instrumentos se compraban

literalmente a través del mostrador de un banco, por ejemplo. El significado actual es

el de un mercado que no tiene una localización específica y que tiene menos normas

que reglamenten las operaciones. Las transacciones se hacen directamente entre los

operadores y los clientes a través del teléfono o de una plataforma electrónica.

La dificultad que podía suponer encontrar una contrapartida en un mercado OTC,

así como el riesgo de que ésta incumpliese las obligaciones contraídas, supuso que la


35

negociación directa entre las partes fuese evolucionando hacia el entorno de los

mercados organizados.

Una característica fundamental de los mercados organizados es la existencia de una

cámara de compensación o contrapartida (Clearing House) que se interpone entre

comprador y vendedor en cada transacción económica.

1.1 Mercados organizados (OMIP)

OMIP se creó como mercado de futuros en conjunto con Portugal como uno de los

pasos hacia la integración del Mercado Ibérico de la electricidad.

En OMIP se negocian futuros de electricidad con distintos plazos con suministro en

el mercado ibérico de electricidad.

Un futuro es un acuerdo contractual entre un comprador y un vendedor respecto un

activo específico en una fecha concreta del futuro. Es un contrato estandarizado,

cuyas cotizaciones son públicas. Una vez comprado un contrato, se puede vender y

cerrar en cualquier momento previo a la fecha de liquidación.

En OMIP, las transacciones se realizan en un mercado organizado y a través de una

cámara de compensación (OMIClear). La cámara de compensación garantiza que el

pago sea realizado, para ello, ambas contrapartes hacen un pago llamado margen

inicial, este margen inicial o depósito varía según los requisitos de cada mercado. La

liquidación del contrato es diaria y en función del resultado del mercado spot, se

determinan las ganancias o pérdidas de cada agente en los que se denomina mark-to-

market. El sistema de márgenes garantiza que la liquidación se realice correctamente.


36

Figura 3. Liquidación de contratos en una cámara de compensación

La cámara de compensación de este modo elimina el riesgo de crédito.

En OMIP se da además una particularidad y es que la liquidación del producto se

puede realizar de dos manera: financiera que correspondería al proceso anterior

donde se determinan las ganancias o pérdidas diarias del contrato negociado o bien

por liquidación física, es decir, el comprador del producto acude al mercado diario

spot donde recibe el precio del mercado diario por la energía correspondiente y

pagando al mismo tiempo el precio convenido del contrato.

Los contratos que se pueden negociar son un número de megawatios superior a uno,

para suministro en base durante una semana, un mes, un trimestre o un año entero.

La negociación puede ser continua o por subasta.

En la negociación continua, se generan distintos “deals” con distintos precios a lo

largo de toda la fase de trading. El precio viene determinado por las ofertas ubicadas

en el libro de órdenes. A igualdad de precio se despacha con el criterio de last in –

first out.

Mientras que en las subastas, el precio se fija con criterio de máximo volumen

despachado. A igualdad de volúmenes se decide la oferta entrante en la subasta por

aquélla que haya ofertado a menor precio. El precio de la subasta es asumido por

todos los agentes compradores y vendedores que hayan resultado adjudicatarios. La

subasta es pública de tal manera que los agentes van viendo el precio resultante


37

según se van metiendo y modificando ofertas. En el momento definido por OMIP,

éste congela la subasta obteniéndose el consiguiente resultado.

En esta modalidad de subasta, a través de diversas órdenes ministeriales se ha

establecido la cantidad que las empresas distribuidoras han de comprar, con el fin de

fomentar la liquidez de OMIP, al mismo tiempo que se obtiene una referencia del

precio futuro de suministro a clientes que aún se encuentren regulados con

suministro a tarifa. El precio se fija con el criterio de máximo volumen negociado,

mínimo precio resultante. El precio de la subasta es asumido por todos los

compradores y vendedores. El precio resultante estará limitado por el precio del

contrato establecido en la sesión de negociación previa más/menos un porcentaje de

variación (9% y 6% para los contratos mensuales y trimestrales respectivamente). La

subasta es pública de tal manera que los agentes van viendo el precio resultante

según se van introduciendo y modificando ofertas. En el momento definido por

OMIP, este congela la subasta obteniéndose el consiguiente resultado. Las cantidades

de participación de las distribuidoras vienen definidas por Orden Ministerial. Se

utilizarán ofertas específicas para la subasta (una vez concluida ésta, las ofertas

desaparecen) y se apuntarán en la cuenta física.

1.2 Mercados OTC:

Suponen otra alternativa de contratación de la energía a plazo. Son mercados

financieros (sin entrega física) donde se negocia de forma bilateral, generalmente a

través de un intermediario (broker), en el que existe riesgo de contraparte. La

liquidación del contrato se realiza por diferencias (SWAPS) con el PMS del MD de

OMEL.

La negociación de estos contratos es libre, sujeto a los acuerdos (crédito) existentes

entre las contrapartes. No hay miembro gerente ni liquidador y las garantías son

privadas. A diferencia de los futuros, no hay liquidación diaria de pérdidas y

ganancias.

Al negociar productos de manera bilateral, es posible negociar productos no

estándares (sin ser necesario el uso de productos base)


38

Con la promoción de los mercados a plazo, se podrá en el futuro negociar mayor

número de contratos con diversas características que se ajusten en función a las

necesidades de los usuarios.

La evolución de los mercados a plazo españoles será similar a los mercados

europeos, que se caracterizan por:

� Mercados muy interconectados.

� Presencia activa de agentes puramente financieros.

� Productos financieros complejos. Opciones, etc...

� Además de los futuros, existen productos más complejos que se adecuan de mejor

manera a las necesidades de los usuarios, los productos financieros se denominan

en general derivados.

Los productos derivados son instrumentos financieros cuyo valor deriva de la

evolución de los precios de otros activos denominados activos subyacentes, que en

este caso se trata de la electricidad. Los productos derivados sirven para trasladar el

riesgo de unos agentes (que desean venderlo) a otros (que quieren adquirirlo), lo que

permiten usarlos con finalidades opuestas.

Existen cuatro tipos principales de derivados, según [REUT01]:

� Contratos a plazo: Es una transacción en la que el comprador y el vendedor

acuerdan la entrega de una determinada cualidad y cantidad de activo

(generalmente una materia prima o producto) en una fecha futura también

determinada. El precio se pude fijar por adelantado o en el momento de la

entrega.

� Contrato de futuros: Es un acuerdo contractual en firme entre un comprador y un

vendedor sobre un activo determinado en una fecha futura también determinada.

El precio del contrato variará de acuerdo con el mercado, pero es fijo cuando la

operación se cierra. El contrato también tiene una especificación tipo para que

ambas partes sepan exactamente lo que están contratando.


39

� Contratos de opciones: Es un contrato que confiere el derecho, pero no la

obligación, de comprar (call) o vender (put) un instrumento o activo subyacente

determinado a un precio determinado (el llamado precio de ejercicio o strike

price) hasta o en una fecha concreta en el futuro (al vencimiento). El precio para

tener este derecho lo paga el comprador del contrato de opción al vendedor y se

conoce como prima.

� Operaciones swap: Es la compra y venta simultánea de una obligación o activo

subyacente similar, de capital equivalente, en la que el intercambio de acuerdos

financieros proporciona a ambas partes de la transacción unas condiciones más

favorables que las que de otra forma podrían obtener.

1.3 Subasta reguladas:

Además de la venta a plazo a través de comercializadoras y de la contratación en

mercados OTC y en OMIP, también existe la posibilidad de contratar energía a plazo

a través de diversas subastas que el Regulador ha establecido con diversos fines:

1.3.1 Emisiones primarias o VPP:

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio desea establecer mecanismos que

ayuden al desarrollo del mercado a plazo de energía eléctrica. Para este fin el Real

Decreto 1634/2006 obliga a Endesa e Iberdrola, los dos mayores agentes del mercado,

a llevar a cabo una serie de cinco subastas ofreciendo capacidad virtual (VPP) a

cualquier entidad que sea miembro del Mercado Español de electricidad. Un objetivo

adicional es incrementar la proporción de electricidad que es comprada mediante

contratos bilaterales con una duración de varios meses y estimular la liquidez de los

mercados a plazo de electricidad. Al mismo tiempo, se pretende disminuir el

supuesto poder de mercado que estas dos empresas pueden tener. Al igual que se

han realizado subastas de VPP en el resto del mundo.

Las subasta españolas se desarrollan de la misma manera que las VPP de tipo

francés, en donde, se determina un precio de ejercicio o precio strike, que viene a

representar el coste variable de la central que se oferta (de ahí lo de central virtual o

Virtual PowerPlant). Los agentes que hayan resultado adjudicatarios en la subasta,


40

podrán posteriormente, nominar la energía que deseen el día anterior a su

suministro, antes deberán pagar dicho precio de ejercicio y a cambio recibirán el

precio del mercado diario en la hora correspondiente para la energía nominada,

similar al despacho que harían en caso de poseer la central subastada. La capacidad

VPP es por tanto, una serie de opciones horarias para las cuales el comprador pagará

una prima (la “Prima de la Opción”).

Las cinco subastas anteriormente nombradas se celebraron con éxito entre junio de

2007 y junio de 2008. Posteriormente, el Real Decreto 324/2008 del 29 de febrero de

2008 extiende la obligación de Endesa e Iberdrola de ofrecer capacidad VPP en las 6ª

y 7ª subasta que se celebrarán en septiembre de 2008 y marzo de 2009

respectivamente.

Los productos subastados en estas últimas subastas tienen las siguientes

características, según [VPP]:

� El producto VPP subastado será liquidado financieramente en lugar de mediante

entrega física de electricidad. Convirtiéndose de esta manera la capacidad de VPP

en una cobertura sobre el precio horario de la electricidad. en el mercado diario

(convirtiéndose en la primera VPP realizada en el mundo que se liquida de esta

forma)

� No resulta necesario el requerimiento de nominar el producto VPP antes de que

el precio de mercado diario esté disponible, dado que como producto financiero,

la opción se ejercitará automáticamente siempre que sea beneficioso para el

comprador.

� Los pujadores en las subastas no requieren ser agentes del mercado eléctrico para

poder participar.

� Se subastan productos semestrales y anuales, y se deja de subastar el producto

trimestral como en las cinco subastas anteriores.

� Se impone la obligación de que las subastas se realicen cada seis meses.

� Se subastarán productos base y productos punta.


41

� Producto Base: Consta de una serie de opciones horarias que podrán ser

ejecutadas en cada hora del día, para todos los días del periodo de ejercicio,

siempre que el precio horario del mercado sea superior al precio de ejercicio.

El Precio de Ejercicio se determinará en €/MWh y será fijo durante todo el

periodo de ejercicio y el mismo para cada hora. El Precio de Ejercicio se fijará

antes de la subasta y se comunicará con anterioridad.

� Producto Punta: Consta de una serie de opciones horarias que podrán ser

ejecutadas únicamente en las horas definidas como punta, siempre que el

precio horario del mercado sea superior al precio de ejercicio. Las horas punta

son las horas entre las 8h y 20h de todos los días naturales, excepto sábados,

domingos y festivos nacionales durante el periodo de ejercicio. Aunque el

producto punta en las primeras cinco subastas podía ser ejecutado desde las

8h hasta las 24h. El Precio de Ejercicio se determinará en €/MWh y será fijo

durante el periodo de ejercicio y el mismo para cada hora.

� Los productos subastados se repartirán en bloques de energía que pueden variar

entre 2 y 10 MW.

� La Entidad Gestora de las Subastas será designada por la CNE, que a su vez será

la encargada de supervisar la subasta para asegurar el cumplimiento de los

decretos y resoluciones relevantes.

� Los Agentes Interesados que deseen adquirir electricidad a un precio no superior

al predefinido para un periodo en particular comprarán electricidad en el

mercado diario y procederán a la cobertura sobre el precio horario mediante la

compra de la combinación de contratos de carga base y carga punta VPP que más

se ajuste a su demanda. Recibirán pagos de compensación siempre que el precio

horario determinado en el mercado exceda el Precio de Ejercicio de los contratos

y, a cambio, deberán pagar la Prima de Opción mensual.

El objetivo de la subasta es determinar los valores de la Prima de la Opción para la

cual la demanda de los Pujadores es menor o igual que los volúmenes que se ofrecen.

La subasta se llevará a cabo en varias rondas. El proceso que regula la evolución de

las subastas es del tipo “ascending clock”, según el cual, se parte de un precio de


42

reserva previamente fijado por los agentes, si bien en estas subastas españolas no se

está considerando dicho precio. Se desarrollan varias etapas hasta determinar el

cierre de la subasta. El cierre de la subasta se determina cuando la energía ofertada es

igual o superior al total de las ofertas de compra. Mientras exista mayor energía en

las ofertas de compra, el precio de la subasta ascenderá, y conforme el precio

ascienda, es de suponer que las ofertas disminuirán.

En las subastas se ofrecen todos los productos simultáneamente. Los precios relativos

de las diferentes duraciones por cada producto se definen mediante las Curvas de

Indiferencia. Los pujadores son libres de cambiar su demanda entre las diferentes

duraciones dentro del producto de carga base e igualmente dentro del producto de

carga punta. Los pujadores tienen la oportunidad de diseñar el portfolio de

productos óptimo para sus necesidades, dependiendo de la convergencia entre oferta

y demanda. Los precios para la Prima de la Opción se anunciarán y los pujadores

enviarán la cantidad de MW por la que desean pujar, sujetos a la limitación de que

un pujador nunca podrá incrementar la cantidad de MW-semestre (MWs) contenidos

en sus pujas según aumentan los precios. En rondas posteriores, los precios

aumentarán y los Pujadores sólo podrán mantener o disminuir las cantidades de

energía por las que están pujando. La subasta se cierra en el momento en el que para

un determinado precio (Precio de Cierre) la demanda para los productos es menor

que la oferta. Este método se llama “subasta ascendente de reloj”.

La Secretaría General de la Energía (SGE) puede definir, antes de la subasta, un

precio mínimo (Precio de Reserva) para cada producto según las Reglas de la

Subasta. Dichos Precios de Reserva se comunican a la Entidad Gestora de la Subasta

antes de la subasta pero no se hará público. Si el Precio de Cierre de un producto es

menor que el Precio de Reserva, no se venderá cantidad alguna de dicho producto.

1.3.2 Subastas CESUR:

Las subastas CESUR o subastas de contratos bilaterales para el suministro a tarifa son

unas subastas impuestas por el MITYC según la Orden ITC/400/2007, de 26 de

febrero.


43

El objetivo de estas subastas es doble. Por una parte, fomentar la contratación de

energía a plazo y por otra, establecer el precio de compra de gran parte de la energía

suministrada a tarifa con suficiente antelación como para trasponer dichos precios a

la tarifa eléctrica.

Las subastas se realizan con carácter trimestral, posteriores a las subastas de

emisiones primarias. En las primeras cinco subastas se impuso la necesidad de

contratar 6 500 MW en base par suministro durante el trimestre siguiente, entre todas

las distribuidoras ibéricas.

Para las subastas que se realizaron a partir de Julio de 2008, la energía subastada fue

mucho menor, dado que ya se había producido la eliminación de las tarifas para los

consumidores conectados en alta tensión. Es de prever que las subastas CESUR se

eliminarán conforme lo hagan las tarifas reguladas.

El proceso que siguen las subas CESUR es del tipo “descending clock”, es decir, una

vez fijada la energía que se oferta para vender, se parte de un precio de salida. Los

agentes vendedores envían el total de energía que desean ofertar. SI el total de

ofertas de venta es superior a la energía que se subasta, se pasa a la siguiente ronda,

que cuenta con un precio menor. Ante un menor precio, es de suponer que el número

de ofertas disminuirá. Así pues, llegará un momento en que más energías sean

iguales, siendo el precio de la ronda en la que se encuentre el precio resultante de la

subasta.

A partir de la cuarta subasta de CESUR se comenzó a subastar productos de más

largo plazo, además de los trimestrales, también se subastaron productos

semestrales. La cantidad que se subastó de ambos estaba relacionada por complejas

fórmulas.

Por último, los agentes adjudicatarios de las subastas CESUR, deberán cada día

formalizar dentro de sus ofertas de venta al mercado diario de OMEL aquélla energía

que corresponda a la adjudicataria de la subasta CESUR a través de una oferta

bilateral con sus unidades de venta.

A partir del 1 de enero de 2009, cuando desaparezca la tarifa regulada, la energía

para el Suministro de Ultimo Recurso será adquirida por los comercializadores


44

designados (que será el comercializador del grupo empresarial del distribuidor al

que esté conectado el cliente) mediante adquisiciones reguladas (tipo OMIP) en

mercados a plazo, o mediante subastas ad-hoc de horizontes 18-24 meses a las que

puedan acudir libremente los generadores/comercializadores. El precio será de

mercado y será reconocido de forma que la actividad no estará sujeta a riesgo.

1.3.3 Subastas de OMIP:

El Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a

la productividad y para la mejora de la contratación pública en su artículo vigésimo

segundo modificó la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, con

objeto de posibilitar la creación del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL),

ampliando el concepto del mercado de producción y abriendo la posibilidad a los

distribuidores de que puedan adquirir la energía para su venta a tarifa mediante la

contratación bilateral.

Para ello, habilitó al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a regular la

participación de los distribuidores en los sistemas de contratación bilateral con

entrega física, así como los mecanismos que promuevan una gestión comercial

eficiente por parte de dichos sujetos.

Por su parte, el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican

determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, modificó el Real Decreto

2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de

producción de energía eléctrica, para la adecuación de la nueva estructura del

mercado de producción de energía eléctrica a lo establecido en el Real Decreto-Ley

5/2005, de 11 de marzo, y al Convenio Internacional relativo a la constitución de un

Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica entre el Reino de España y la República

Portuguesa, de 1 de octubre de 2004.

Según el citado convenio se establece que los comercializadores regulados deberán

adquirir en el mercado a plazo gestionado por OMIP, así como mecanismos que

promuevan una gestión comercial eficiente por parte de dichos agentes. Dicho


45

compromiso de obligatoriedad permite mantener liquidez en OMIP, de forma que

exista una señal de precios estable en este mercado a plazo.

La contratación a plazo de la energía por parte de las distribuidoras en las subastas

de OMIP se regula a través de diversas órdenes ITC para cada período: La orden

ITC/3990/2006 regulaba la contratación a plazo de energía eléctrica por los

distribuidores en el primer semestre de 2007; la orden ITC/1865/2007, de 22 de junio

regulaba la contratación a plazo de energía eléctrica por los distribuidores el segundo

semestre del año 2007 y el primer semestre del año 2008, y por último la orden

ITC/1934/2008 de 3 de julio regula la contratación a plazo en el segundo semestre

del año 2008.

Estas órdenes ministeriales fijan la obligación transitoria de los distribuidores con

más de 100.000 clientes de contratar a plazo energía eléctrica en las subastas OMIP-

OMIClear, hasta la desaparición del suministro a tarifa el 1 de enero de 2009.

Los distribuidores afectados estarán obligados a adquirir energía eléctrica en el

mercado a plazo gestionado por OMIP-OMIClear mediante la compra de contratos

de futuros con entrega física en las subastas.

Las citadas órdenes ITC determinan la cantidad que deberá adquirir el total de las

distribuidoras, fijando unos porcentajes de participación sobre estas energías en

función de los clientes con que cuenten. A grandes rasgos, esta energía suponía el 5%

de la demanda prevista por las distribuidoras en las primeras subastas, aunque este

porcentaje se elevó al 10% en la segunda orden mencionada.

Antes de la entrada en vigor del suministro de último recurso se determinará el

procedimiento por el que los comercializadores que asuman las obligaciones de

suministro de último recurso si bien, deberán subrogarse en los compromisos de

compra en OMIP adquiridos por las empresas distribuidoras.

OMIE debe por su parte establecer procedimientos que permitan la realización de la

entrega física de energía eléctrica asociada a posiciones abiertas en contratos de

futuros negociados en el mercado a plazo gestionado por OMIP-OMIClear.


46

Por último, se hace necesario mencionar al menos la existencia de otras subastas en el

mercado gasístico, tales como son las subastas de mermas, las subastas de gas talón o

las subastas de capacidad de almacenamiento subterráneo.

Además, de cara al abastecimiento de los comercializadores de último recurso, figura

que surgirá a partir de 2009, pero que progresivamente irá perdiendo capacidad, se

prevé que éste se haga a través de subastas reguladas, similares a las actuales

subastas de OMIP, con una serie de nuevos productos, además del suministro en

base, será necesaria energía de punta y otros productos que se adecuen al suministro

en todo momento de las necesidades de los comercializadores mencionados.

Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro

47

Capítulo 3 REGULACIÓN DE LA SEGURIDAD DE

SUMINISTRO

La Comisión Europea define a la energía como un bien público pero que tiene un

tratamiento de servicio esencial. Sin la energía no es posible el desarrollo humano tal

y como se conoce hoy en día.

La energía tiene además la característica de ser un bien escaso, por lo que es

fundamental optimizar la asignación correcta de los recursos para garantizar que las

reservas de éstos duren el mayor tiempo posible.

Otra de las características de la energía es que, a grandes rasgos, no se puede

almacenar. La electricidad no se puede almacenar más que en pilas de electricidad,

pero esta opción no es aceptable dadas las necesidades reales, el gas natural se puede

almacenar en yacimientos subterráneos, pero en España apenas se cuenta con

capacidad de almacenamiento, lo que es especialmente preocupante en invierno

cuando las puntas de demanda se disparan. La otra forma de almacenamiento de

energía es en los embalses hidráulicos, pero dicha capacidad ha llegado a un punto

máximo e incluso la capacidad real de almacenamiento está disminuyendo por el

incremento de los usos del agua en riegos y el aumento de las necesidades para el

consumo humano.

La energía, como bien público no puede estar por tanto sujeta a rupturas en el

suministro. Además, es labor de toda Administración garantizar que este suministro

se realice bajo unas condiciones de precio que sean permisibles para todos los

consumidores, ya sean industriales o domésticos.

Para garantizar el suministro energético se han de garantizar tres aspectos:

La disponibilidad de las materias primas necesarias (tanto para generar electricidad

como para suministrar gas natural) a un precio permisible.


48

La capacidad suficiente para hacer llegar la energía a los consumidores. Tanto a nivel

de redes de transporte y distribución, como a nivel de centrales de producción, tanto

centrales eléctricas como regasificadoras para suministro del gas natural.

El suministro se ha de realizar bajo unas condiciones de calidad adecuadas.

En este capítulo se van a tratar estos tres aspectos. El primero de ellos está

relacionado con la diversificación de las necesidades energéticas, de manera que se

minimiza el riesgo al que se está expuesto en los mercados internacionales de

combustibles. El segundo de ellos viene relacionado con los mecanismos de garantía

de potencia, que fomentan el desarrollo de nuevas instalaciones con el objetivo de

cubrir la demanda. El tercero de ellos viene dado por los parámetros que los

organismos internacionales certifican como mínimos necesarios que debe cumplir en

un caso la onda eléctrica, en otros, el gas natural.

1 Diversificación de las necesidades:

Según el Libro Verde de la Seguridad de Suministro de la Unión Europea [COM02],

la dependencia energética europea está aumentando constantemente, siendo del 50%

en la actualidad (en España este valor es superior al 70%) y podría darse el caso de

que este valor se incrementase hasta el 70% en 2020 ó 2030.

Un valor tan elevado de dependencia energética supone grandes riesgos para la

Unión Europea en su conjunto, afectando a los ámbitos económico, social y ecológico.

Además, la elevada concentración de las importaciones energéticas en países que ya

son de por sí políticamente inestables, supone mayores riesgos para la Unión. En

concreto, el 45% de las importaciones de petróleo se realizan desde países de Oriente

Medio y el 40% del gas natural desde Rusia.

Dado que la Unión Europea tampoco cuenta con medios para cambiar los mercados

internacionales de combustibles, la volatilidad de estos mercados y el riesgo sobre el

precio que esto conlleva es traspasado directamente a los consumidores de la Unión

Europea, lo que no resulta sostenible en el largo plazo.


49

Es por ello, que se recomienda una estrategia de largo plazo que reduzca los riesgos

vinculados a esta dependencia exterior.

El objetivo de la política europea de seguridad de suministro es garantizar la

disponibilidad inmediata y en el largo plazo de los diversos productos energéticos a

precios permisibles para todos los consumidores (industriales y domésticos) al

mismo tiempo que se respeten los límites medioambientales pertinentes. De manera

que no se produzcan situaciones de corte de suministro energético y se garantice de

esta manera el adecuado desarrollo de la economía.

Hasta ahora, la política energética de la Unión Europea había adquirido una

dimensión comunitaria, es decir, cada estado miembro establecía de manera

independiente, de acuerdo a lo dispuesto anteriormente la UE, los objetivos

individuales en relación a la lucha contra el cambio climático o la liberalización de los

mercados. En la actualidad, la Comisión Europea tiene plenos poderes para

intervenir en varias áreas, especialmente la protección del medioambiente, la

armonización regulatoria y la creación del mercado interior de la electricidad y el

gas.

La Comisión Europea también ha determinado que el objetivo de la política

comunitaria no ha de ser el fomento de la autosuficiencia, sino reducir los riesgos

vinculados a esta dependencia exterior y optimizar el uso de los recursos energéticos

disponibles.

Dentro de los sectores que crean más dependencia, destacan el sector del transporte

que es responsable del 32% del consumo energético y del 28% de las emisiones de

CO2.

Como medida para garantizar el suministro energético, la Comisión Europea plantea

la necesidad del desarrollo del mercado interior, dado que bajo una economía de

mercado se consigue no sólo precios más competitivos, sino que además se garantiza

la asignación óptima de los recursos.

La energía como servicio público no puede estar sometida a posibles rupturas en el

suministro. Pero dada la gran extensión de la Unión, se hace necesario aumentar el

comercio energético entre los países que conforman la Unión.


50

Las principales medidas que sugiere la Comisión Europea que se deben llevar a cabo

para cubrir el concepto de seguridad de suministro suponen:

• Desarrollos de planes de acción preventiva de largo plazo.

• Desarrollo de mecanismos para la vigilancia de los mercados.

• Afianzamiento de las relaciones con los países no pertenecientes a la Unión

Europea.

En el ámbito de la regulación española ya se han dado algunos pasos hacia la

consecución de estos objetivos. En primer lugar, se liberalizaron los mercados de

electricidad y gas en el año 1996, aunque dicha liberalización no se concretó en un

mercado hasta el 1998.

Bajo una economía de mercado, se optimiza la asignación de los recursos al mínimo

precio. Además, la teoría económica nos dice que los precios diarios de la energía

convergen hacia los precios del largo plazo, dado que, en un entorno competitivo, los

agentes ofertan al mercado de producción con sus costes de producción, pero dichos

costes deben reflejar los costes de oportunidad de las materias primas, dado que

éstas son un bien escaso y dicha característica se debe reflejar en el mercado para dar

la señal de precios que incentive al cambio tecnológico o a la investigación.

El otro problema al que se debe hacer frente consiste en que la industria energética es

un sector intensivo en combustibles. Como España no cuenta con un elevado nivel de

recursos energéticos, la dependencia exterior es muy alta, por lo que la exposición al

precio de los mercados internacionales de combustibles es muy alta, lo que es

preocupante dada la situación esperada de inestabilidad en estos mercados creada

por el aumento de las necesidades energéticas en los países emergentes como China,

India o Brasil y la concentración de los combustibles en regiones inestables

políticamente.

Una medida para minimizar el riesgo que crea esta exposición a los mercados

internacionales consiste en la contratación del suministro de los combustibles a largo

plazo. La otra medida consiste en imponer la obligación de diversificar los orígenes

de los combustibles, de manera que ante problemas en una determinada región, se


51

pueda garantizar el suministro energético a través de otros contratos con otras

regiones.

En el mercado liberalizado en el que nos encontramos, son las mismas empresas

energéticas las que se encargan de minimizar su exposición ante los mercados

energéticos y de diversificar el origen de sus combustibles, dado que posteriormente

han de competir con otras empresas energéticas.

Adicionalmente, dado el incremento del consumo de gas natural y el impacto que

éste tiene sobre el mercado eléctrico, se impuso desde la Administración la norma de

que toda empresa de suministro de gas tuviese contratos de suministro con al menos

cinco países distintos. Al mismo tiempo, dada la escasa capacidad de

almacenamiento de gas natural, se impuso la necesidad de que éstas empresas

contasen en todo momento con suficientes reservas para el suministro seguido a sus

clientes durante treinta y cinco días exclusivamente a partir de estas reservas,

previendo la posibilidad de que en puntas de invierno los barcos de suministro de

gas deban hacer cola para la descarga en el sistema.

Respecto al sector eléctrico, la diversificación alcanza otros niveles dado que se

puede diversificar en el mix tecnológico con que se cuente y dentro de cada

tecnología se puede diversificar en el origen de los contratos de suministro de

combustible. La medida comentada anteriormente para el suministro de gas natural

afecta también al suministro de gas a los ciclos combinados, que resultan la

tecnología con mayor relevancia y mayor crecimiento esperado en el sistema español.

Sin embargo, no se debe confiar exclusivamente en esta tecnología. El carbón y la

energía nuclear suelen funcionar como tecnologías de base, por los yacimientos de

carbón nacional y la existencia de uranio de manera natural, estas tecnologías no

dependen de suministros del exterior, si bien los contratos de suministro se suelen

negociar en base a los precios internacionales de los combustibles, pero dadas las

reservas mundiales de éstos, se estima que en el largo plazo, dichos precios se

deberían mantener estables.

La disminución de la dependencia energética exterior viene dada sin embargo por el

fomento de las energías renovables, que como su nombre indican, no dependen de


52

combustibles escasos y por el fomento de la eficiencia y el ahorro energético. En estos

aspectos España se ha propuesto unos objetivos ambiciosos pero muy positivos.

El principal problema de las energías renovables viene dado por su condición de

dependencia de factores meteorológicos y de la situación actual en las que estas

energías apenas aportaban servicios de reserva para el operador del sistema.

De hecho, las energías renovables suelen no estar disponibles en los momentos de

punta del sistema. Dado que la punta de sistema suele venir dada en los momentos

de temperaturas más extremas del año. Estas condiciones ocurren cuando existe un

anticiclón sobre la península ibérica. Los anticiclones se caracterizan además por la

escasez de viento, lo que desemboca en una escasa generación eólica que es la más

representativa dentro de las energías renovables.

Por la primera característica mencionada anteriormente, estas energías requieren de

otras fuentes de energía como apoyo a las renovables, esta tecnología suele consistir

en la generación hidráulica y dentro de la generación térmica en los ciclos

combinados de gas natural.

Por la segunda característica mencionada, se han desarrollado mecanismos,

normalmente basados en dispositivos de electrónica de potencia que permiten

regular más eficazmente las energías renovables, mejoran además otras

características como el consumo de reactiva de las máquinas, la disminución de los

armónicos de la corriente eléctrica que hasta ahora estas energías vertían a la red e

incluso permiten que las energías renovables reserven parte de su producción de

manera que puedan participar en el aporte de servicios complementarios a la red.

2 Mecanismos para preservar la Garantía de Potencia

La garantía de potencia se define como un mecanismo que afianza y protege (al

consumidor) contra el riesgo de una falta del suministro eléctrico.

Una falta en el suministro eléctrico es más comúnmente denominada como un

apagón. Por tanto, la garantía de potencia de un sistema mide la fiabilidad que existe

de que el suministro eléctrico se haga de forma continuada y sin apagones.


53

Todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones adecuadas de calidad y

continuidad del suministro. La Garantía de Potencia se enmarca dentro de los

principios que se han de seguir para garantizar dicha continuidad de suministro en

el sistema eléctrico.

En una economía basada en un mercado “ideal” se garantiza la optimización de los

recursos al mínimo precio y la seguridad de suministro.

Sin embargo, los sistemas energéticos no son perfectos. En primer lugar, la energía es

un bien público con carácter de servicio esencial, por lo que no es factible una falta de

suministro de estos productos.

Sin embargo, la teoría marginalista nos indica que en condiciones ideales, el

consumidor ha de estar dispuesto a que le corten el suministro, en caso contrario, el

coste de energía no suministrada será muy elevado. De hecho, el coste de energía no

suministrada ha de ser tan elevado como el coste de la central de punta más cara.

Por otra parte, dado que la demanda energética tiene un carácter distinto en cada

momento y es muy volátil y difícil de predecir en el largo plazo, todo sistema

energético ha de contar con una serie de instalaciones extra para que cubran las

posibles variaciones de la demanda por encima de lo esperado. Estas instalaciones,

por resultar sobrantes, funcionarán muy pocas horas al año y en esas pocas horas de

funcionamiento han de cubrir sus costes de inversión además de sus costes de

operación, por lo que el riesgo al que estas instalaciones, comúnmente conocidas

como de punta o “peakers” es muy elevado. Sin la garantía de recuperación de sus

costes, ninguna empresa energética realizará inversiones en este tipo de tecnologías.

Se han desarrollado diversos modelos que regulan la garantía de potencia, a

continuación se explican los más interesantes

Modelos regulatorios internacionales:

Hoy en día la mayoría de los sistemas eléctricos han migrado a mercados eléctricos

liberalizados. En los mercados liberalizados, atendiendo a leyes de oferta y demanda,

debería darse suficiente señal para que la generación esté disponible en momentos de

necesidad, pero esto no ocurre en la realidad, y de hecho ocurre lo contrario que se


54

quitan antiguas centrales pero no se invierten en nuevas que las reemplacen,

notándose no sólo la reserva de potencia que disminuye dado que la demanda

aumenta cada año, sino el hueco que deja la central que desaparece. Existen diversas

razones para la aparición de los métodos de garantía de potencia:

Por una parte, los riesgos que conlleva un mercado para un agente que quiera

invertir en nuevas centrales de generación para recuperar sus costes de inversión,

especialmente en las centrales de punta cuyos ingresos son más volátiles, hacen que

sea necesario un método que estabilice los ingresos de dichos entrantes mediante un

método de pagos adicionales.

Por otra parte, es necesario contar con un margen de potencia de reserva. En primer

lugar se evita que crecimientos no previstos de la demanda eléctrica puedan ser

cubiertos; en segundo lugar, se garantiza que ante indisponibilidades de alguna

central, se pueda seguir abasteciendo la demanda eléctrica, principalmente en los

períodos de punta, que corresponde a momentos en los que no hay mucha más

potencia disponible.

Por todo ello, aparecen los mecanismos de garantía de potencia.

En el presente capítulo se pretende hacer una revisión de las distintas formas que se

plantean en el mundo para hacer frente a este problema de la Garantía de Potencia.

Los distintos modelos de Garantía de Potencia llevados a cabo en todo el mundo se

pueden agrupar en las siguientes cinco categorías, tal como se explica en [MONT06]:

• Contratación bilateral a largo plazo obligatoria.

• "Leave it to the Market".

• Subastas para nuevos entrantes.

• Reservas a largo plazo.

• Pago por Capacidad.

• Mercados de Capacidad.


55

2.1 Contratación bilateral a largo plazo obligatoria:

Especialmente se ha puesto en práctica en Brasil y se ha planteado su incorporación

en Chile.

Se implantó tras el fenómeno meteorológico de "el Niño" que produjo grandes

sequías en toda Sudamérica. Dado que el sistema eléctrico brasileño estaba basado en

la producción hidroeléctrica en un 80%, se produjeron varios episodios de

insuficiencia energética. La demanda por su parte, antes esta insuficiencia energética

llevó a cabo una campaña de ahorro energético, y tan eficiente fue dicha campaña

que, en períodos más húmedos existe ahora excedente de energía por parte de Brasil.

Este método consiste básicamente en obligar a las compañías distribuidoras y la

demanda en general a contratar toda o un cierto porcentaje de la energía que estiman

que van a consumir en un período determinado en el muy largo plazo (20 años), de

forma que se elimina el riesgo a la nueva inversión y se asegura el abastecimiento

eléctrico.

En un principio el método brasileño estableció que la cifra que cada compañía

distribuidora debía asegurar a través de los contratos bilaterales fuera del 75 % de su

consumo esperado en los siguientes 20 años.

La cifra de 20 años corresponde a que se permite un margen de 5 años para que se

haga efectivo el contrato bilateral, asegurando que en ese tiempo (que coincide con el

tiempo medio que tarda en construirse una central basada en turbina de gas,

tecnología que corresponde a actual oferta marginal o de punta) estén disponibles las

distintas centrales. Por otra parte, el período máximo por el cual se puede contratar

bilateralmente es 15 años, con el fin de asegurar la libre entrada a nuevos inversores.

La forma de realizar los contratos bilaterales es a través de un sistema de ofertas de

precio, tiempo y cantidad tanto por el lado de la oferta como por el de la demanda.

Estas subastas se llevan a cabo cada un determinado tiempo, uno o dos años.

Conclusiones:

• El sistema de subastas se basa en mecanismos de mercado, donde oferta y

demanda determinan el precio.


56

• Asegura la construcción de nuevas centrales y la diversificación del mix

energético.

• Es un método ciertamente intervencionista para un sistema eléctrico basado

en mercados liberalizados, donde se obliga a comprar y vender.

• No tiene en cuenta fluctuaciones en la demanda esperada y tampoco en la

energía que se oferta, obligando a los ofertantes a hacerse cargo de estas

variaciones e incertidumbres.

• Consiste en asegurar el abastecimiento del consumo eléctrico total al precio

que se determine de los contratos bilaterales, sin tener en cuenta la posible

gestión del consumo eléctrico por parte de la demanda.

• La contratación a muy largo plazo del consumo eléctrico garantiza este

suministro pero interfiere apreciablemente en el mercado eléctrico.

2.2 "Leave it to the Market"

Modelo que sólo puede ser aplicado en mercados eléctricos liberalizados.

Se basa en que el mercado eléctrico proporciona suficiente señal a los agentes para

realizar nuevas inversiones e instalar nuevas centrales. Por tanto, si el precio de la

electricidad obtenido resulta elevado durante pocas horas al año, se puede deducir

que hay pocas centrales disponibles y por tanto es necesario invertir en nuevas

centrales de punta, como la turbina de gas. Por el contrario, si el precio de la

electricidad resulta elevado de manera continuada a lo largo del año, indicará que lo

que se necesita es invertir en centrales de carga, como las centrales térmicas de

carbón o nuclear. En este método se intenta intervenir lo mínimo posible en el

mercado eléctrico.

Además, para que el mercado pueda proporcionar esa señal fiable, se eliminan

aquellos factores que lo distorsionan, como es el límite de precio o “price cap” que el

Regulador suele imponer para proteger a la demanda de altos precios. Un caso que

se podría enmarcar en este tipo de modelo es el caso australiano, tras su

incorporación de un mercado eléctrico liberalizado.


57

2.2.1 Caso australiano:

Hasta 1998 el sistema eléctrico australiano estaba formado por empresas

verticalmente integradas que operaban en su región.

El actual mercado eléctrico permite determinar los precios de cada región cada cinco

minutos. Y cada mercado regional se integra dentro del mercado común.

En 1998 se partió de una situación de exceso de capacidad en la que se acababan de

hacer grandes inversiones en nuevas centrales.

Un estudio realizado por el ACCC australiano determina que es necesario que el

“price cap” sea elevado para ser un buen incentivo a nueva inversión, pero hay que

tener cuidado ya que, con tal que los precios del mercado lleguen a ser iguales al

coste de energía no suministrada durante 2 horas a lo largo del año, el precio medio

del mercado se elevará en un 10 %. Se estableció un límite de 6 000 €/MWh.

Si evaluamos la realización práctica, resulta que en Australia, se ha alcanzado el

“price cap” pero ha sido pocas veces al año y por el contrario el precio medio a lo

largo del año se ha mantenido en márgenes bastante estables y por debajo de la

media mundial, de hecho, desde que se liberalizó el mercado eléctrico ha disminuido

la tarifa eléctrica en un 10 % para usuarios domésticos y en un 25-30 % para

industriales.

En total, el sector privado ha decidido construir nuevas centrales hasta 1 800 MW, sin

embargo, todas ellas se tratan de centrales de punta, y no centrales de base, pudiendo

detectarse un posible fallo en el sistema, dado que no se incentiva adecuadamente a

esta última. Las principales taras para invertir en centrales de base se encuentran en

los altos tiempos que tarda la construcción de este tipo de centrales y no sólo la

construcción sino la tramitación de permisos, la puesta en marcha, etcétera; los

elevados costes fijos de inversión y la dificultad para hacer predicciones precisas en

cuanto a precio y generación disponible se refiere en el tiempo en que se espera que

esté disponible la nueva central.

Respecto a la determinación del nivel de fiabilidad del usuario en Australia, ante la

amenaza de incurrir en precios por MW tan elevados, los usuarios se han protegido


58

de estos firmando contratos de suministro a largo plazo con los distintos agentes a un

precio medio normalizado, lo que ha permitido a las centrales contar con unos

ingresos más estables y menos volátiles, incentivando que se construyan nuevas

centrales. De hecho, un 37 % de la población (y aumentando) tiene garantizado el

suministro por medio de contratos bilaterales, terminando en una situación similar a

la del caso anterior de Brasil. Aunque en este caso, se mantiene la libertad del usuario

o distribuidor de contratar su energía bilateralmente, no deja de parecer este método

de establecer un alto “price cap” como una intimidación para realizar estos contratos

bilaterales.

El principal problema al que debe hacer frente este sistema consiste en la pasividad

de la demanda, dado que en caso de no recibir la señal del riego de precio que el

mercado eléctrico implica, no se fomentará la contratación a plazo y sin contratos a

plazo, el riesgo de la inversión será mayor, por la exposición al precio del mercado.

Necesita métodos de predicción de la demanda con una alta precisión (acqurate

forecasts) desarrollados por el Operador del Sistema para que, contando con

información fiable e imparcial, se puedan realizar las inversiones adecuadas.

No protege a la demanda de altos precios, obligando a ésta a buscar vías alternativas

de protección a través de contratos bilaterales. Peligro de elevar los precios medios

del mercado por elevados precios pocas horas.

2.3 Subastas para nuevos entrantes

Este es un tipo de modelo más propio de sistemas fuertemente regulados, aunque en

sistemas teóricamente liberalizados también se da este método. Es el caso de Francia.

Consiste básicamente en que, a pesar de que existe total libertad para que nuevas

centrales se instalen en el sistema, si el Regulador del sistema determina que hay

poca generación instalada y por tanto amenaza de apagones, se organiza un proceso

para conseguir que una cierta capacidad sea instalada en el sistema. Este proceso

consiste en una subasta de la que el precio el resultante se otorga a los nuevos

entrantes como prima para esta inversión.


59

Es un método contemplado por la Unión Europea, así lo dice el artículo 7.1 de la

Directiva 54/2003 donde se establece que “Los Estados miembros garantizarán que,

por razones de seguridad de suministro, puedan prever nuevas capacidades o

medida de eficiencia energética y gestión de la demanda a través de un

procedimiento de licitación o cualquier procedimiento equivalente en cuanto a

transparencia y no-discriminación con arreglo a los criterios publicados. No obstante,

sólo podrán iniciarse tales procedimientos si, mediante la aplicación del

procedimiento de autorización, la capacidad de generación obtenida o las medidas

de eficiencia energética y gestión de la demanda adoptada no son suficientes para

garantizar la seguridad de suministro”. Por tanto, aunque no resulta muy

aconsejable, este proceso de licitaciones y subastas para nuevos entrantes está

permitido por la Unión Europea. Por supuesto se entiende que sólo se ha de tomar

como medida última para garantizar nuevas inversiones, sin embargo, en este caso se

estudia su aplicación como norma básica que se lleva cada cierto período, según

determine la administración.

Tras los apagones de California, en la Unión Europea, se dictaminó la directiva

92/96/EC en Abril de 2001, antecesora de la 54/2003 anteriormente descrita, por la

cual se prohíbe este tipo de procesos por considerarlos extremadamente

intervencionistas en el mercado eléctrico, sin embargo se permite como una medida

excepcional para evitar escasez de generación disponible. Se basa en la falta de

confianza de que el mercado sea capaz de incentivar la entrada de nuevos entrantes

en el mercado.

Algunos de los puntos más importantes que han de tenerse en cuenta son:

• Es el regulador quien determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser

instalada en el sistema, pero a través del proceso de ofertas a nuevos entrantes

se determina quién lo hará.

• Es una medida muy intervencionista, que puede interferir en el correcto

funcionamiento del mercado, dado que el precio del mercado puede depender

de la capacidad instalada, por consiguiente es el Regulador quien controla el

precio del mercado al ser quien determina cuándo instalar nueva generación.


60

• Puede influir en la libre entrada de nuevas centrales en el sistema, además

afecta a la formación de precios. El Operador del Sistema y el Regulador

tienen un fuerte incentivo a garantizar un exceso de capacidad en el sistema

para así garantizar precios bajos en el mercado y garantizar el suministro en

todo momento, por lo que la aplicación de este método de manera continuada

puede conllevar a un problema de muy largo plazo, tipo del pez que se

muerde la cola, aunque el principal afectado será el nuevo entrante que resulte

adjudicatario de la subasta, en caso de no garantizar la rentabilidad de su

central con la prima obtenida en la subasta, pues el precio de mercado

esperado será teóricamente bajo.

• Además, el método para determinar cuánta capacidad nueva ha de ser

instalada y el tipo de ésta puede ser bastante turbio, lo cual incrementa mucho

el riesgo que ve un nuevo inversor para entrar libremente al mercado.

• Por tanto a pesar de garantizar por este método la construcción de nuevas

centrales, lo que se hace realmente es deformar el mecanismo de libre entrada

al mercado.

• En sistemas tradicionales, este modelo es plausible, pero en mercados

liberalizados, que precisamente se han liberalizado con el fin de alcanzar una

mayor eficiencia económica en la toma de decisiones, no es coherente llevar a

cabo este proceso en el que se determina la capacidad que ha de ser instalada

por procesos que pueden no ser económicamente necesarios, perdiendo gran

parte de la eficiencia económica que se esperaba tener gracias al mercado

liberalizado.

2.4 Compra de centrales por parte del Operador del Sistema

Este método es muy parecido al anterior, se basa en que si el mercado no incentiva a

que se realice nueva inversión y por tanto se espera que haya momentos de escasez y

apagones, el Operador del Sistema, bajo órdenes del Regulador realiza estas nuevas

inversiones, garantizando que no haya momentos de escasa generación.


61

Las principales centrales a las que va dirigido este método son las centrales

marginales de los períodos de punta de demanda, las cuales obtienen unos ingresos

elevados por pocas horas de funcionamiento, pero estos ingresos son bastante

volátiles, por lo que la aversión al riesgo de los agentes puede provocar que no se

desarrollen nuevas centrales de este tipo, ocasionando un grave problema a la

fiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico.

El proceso por el cual el regulador determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de

comprar el Operador del Sistema puede ser bastante turbio, aunque el mercado

eléctrico le puede ofrecer una buena señal; en cualquier caso, la ineficiencia en las

decisiones llevadas a cabo por el Regulador las tendrá que absorber el consumidor

final, no como en un mercado liberalizado, donde estas ineficiencias las absorben las

empresas generadoras y no directamente la demanda.

Teóricamente las centrales pertenecientes al Operador del Sistema sólo entrarán en el

mercado en aquellos momentos en que exista escasez de generación, pero, por una

parte, es complicado determinar cuándo son estos momentos de escasez de

generación y por otra parte, al asumir el papel de empresa generadora, con el fin de

compensar sus gastos de inversión, puede intentar entrar en otros momentos.

Además, el Operador del Sistema deja de tener ese carácter imparcial al convertirse

también en empresa de generación.

Este tipo de modelo se ha llevado a cabo en los principios del Neta de Inglaterra y

Gales, en Noruega y en Holanda.

En Holanda, debido a su pérdida de competitividad, muchas centrales ya obsoletas

iban a retirarse del sistema, aumentando el riesgo de pérdida de carga. Por lo que el

Operador del Sistema con el fin de garantizar la permanencia de estas centrales, con

un doble objetivo, por una parte para evitar momentos de escasez y los consiguientes

apagones, por otro, dado que este tipo de centrales que iban a ser retiradas del

mercado eran principalmente de carbón, ofrecer un apoyo al sector, asegurando la

demanda de carbón, firmó contratos para realizar la adquisición de estas centrales

por plazos, comprando un cierto porcentaje de la central cada año, asegurando que

las centrales, sin estar aún en manos del Operador del Sistema, sigan en el mercado


62

funcionando. Al cabo de un mínimo de cuatro años, el Operador del Sistema había

adquirido por completo la central y éstas pasan a formar parte de la reserva

estratégica de capacidad que teóricamente sólo entran en funcionamiento en los

períodos de escasez.

Dado que las centrales que se compran son antiguas y ya están amortizadas, y el

precio de adquisición es asumido por los consumidores finales, estas centrales sólo

ofertarán en el mercado a sus costes variables de operación, convirtiéndose así en

una competencia ciertamente desleal. Se garantiza que no influya en el mercado al

entrar en funcionamiento sólo en los momentos en que haya escasez de generación

en el sistema, sin embargo, es el Regulador quien determina estos momentos,

pudiendo afectar a las decisiones de otras centrales de punta para entrar en el

mercado, al no entrar posiblemente en el mercado, por tener las otras mejores

precios.

Conclusiones:

• Este modelo tiene un problema, dado que las reservas estratégicas están

basadas en centrales antiguas y con un índice de averías mayor, lo cual hace

que aumente la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) y disminuya la

fiabilidad, haciendo necesario aumentar el nivel de reserva para compensar

fallos posibles de estas centrales. Se pierde por tanto la eficiencia económica

que se persigue.

• Se garantiza que nunca habrá momento de escasez y por tanto apagones en el

sistema. Se crean nuevos entrantes, aunque es el Operador del Sistema quien

los gestiona.

• Es una medida fuertemente intervencionista que puede influir claramente en

el mercado y su precio, lo cual puede aumentar el riesgo que vean los

generadores que no pertenezcan al Operador del Sistema o a los posibles

nuevos entrantes, al depender el precio de las decisiones que el Regulador

tome.


63

• Es el consumidor final quien hace frente de esta compra como medida de

fiabilidad para evitar escasez de generación.

• El método para determinar cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser

comprada por el Operador del Sistema, depende del Regulador, y puede ser

bastante turbio y difícil de determinar por el resto de competidores del

mercado.

• Las decisiones que lleva a cabo el Regulador sobre las centrales que ha de

comprar pueden carecer de sentido de la eficiencia económica, siendo el

consumidor final quien debe hacer frente a estas ineficiencias y gastos

adicionales.

• El Operador del Sistema deja de ser imparcial al convertirse en generador

también.

2.5 Pagos por Capacidad

Se trata de un método que se ha aplicado en múltiples mercados liberalizados, desde

el primero que se liberalizó, Chile en 1981, pasando por varios países sudamericanos

como Colombia, Argentina, Perú y por último España.

Consiste básicamente en la realización de unos pagos adicionales que son

determinados por la Administración y que se otorga a los generadores según

distintos criterios.

Existen distintas razones que se dan para la existencia de este método:

• Por un lado, se determina que en un mercado eléctrico es necesario mantener

un margen de reserva aceptable que otorgue fiabilidad al suministro de

energía. Por ello, es necesario por una parte incentivar la no-desinversión, es

decir la retirada de centrales que por alguna circunstancia decidan que no es

rentable o sus ingresos son demasiado volátiles. Por otra parte, ante el

crecimiento anual del consumo eléctrico y de la punta de demanda, es

necesario incentivar la inversión de nuevos entrantes, en especial de centrales

de punta, las cuales presentan una mayor volatilidad en sus ingresos y un


64

mayor riesgo para el nuevo inversor no sólo de obtener beneficios sino de

incluso llegar a recuperar los costes de inversión de la central, lo cual evitará

poder suministrar toda la energía eléctrica en los momentos de mayor

demanda. Por ello los pagos por capacidad se ven como un pago que se

realiza para estabilizar los ingresos volátiles de las centrales, en especial las de

punta y así eliminar el riesgo que pueden ver los inversores para construir

nuevas centrales.

• Por otro lado, se supone que un mercado eléctrico suministra a través de su

precio una señal suficientemente adecuada como para promover nuevas

inversiones. Sin embargo, el Regulador, con el fin de proteger a la demanda de

altos precios, establece un límite de precio o “price cap” el cual determina el

máximo precio que se puede obtener del mercado, en contraposición con el

modelo que vimos en el apartado 2 (“Leave it to the Market”) donde se

promovía que un “price cap” elevado incentivaba a nuevos entrantes. En este

caso, un “price cap” moderadamente bajo puede limitar los ingresos de las

centrales de generación en los momentos de precios elevados, los cuales

corresponden, según leyes de Oferta y Demanda, a los períodos de punta del

sistema. En estos períodos en que las ofertas de las centrales de punta entran

en el mercado, éstas ofertarán a su coste variable de operación más una

determinada cantidad. Dado que las centrales de punta se convierten en las

marginales y las que determinan el precio en estos períodos, si ofertan

solamente a sus costes de operación, nunca van a recuperar sus costes de

inversión, por eso han de realizar ofertas de mayor precio; sin embargo, al

establecer un “price cap” bajo, se limitan los ingresos y las expectativas de

recuperar rápidamente sus costes de inversión, como ocurría en el modelo

australiano. Por tanto, el pago por capacidad se observa como una

compensación que hay que dar a todas las centrales por esos ingresos que

dejan de obtener, debido al límite de precio establecido.

Otra visión de los pagos por capacidad consiste en una prima que se ofrece a las

centrales por estar disponibles en los momentos de escasez y de esta forma disminuir

la probabilidad de falta y aumentar la fiabilidad del sistema. En este caso, para


65

calcular el pago que se ha de dar a cada generador, es necesario realizarlo según la

aportación que hay tenido dicho generador a la fiabilidad del sistema. Esto es a

través de su potencia firme. Es necesario determinar este concepto de manera

adecuada y justa.

• El pago por capacidad influye en el precio a corto plazo del mercado. Lo cual

puede no ser aconsejable. También es cierto que la suma de ambos factores

permanece constante, por tanto, todo lo que varíe el pago realizado por

capacidad, así variará pero inversamente el precio del mercado. Si se da una

situación en la que se da poder de mercado, éste agente tratará de modificar la

disponibilidad de sus centrales para influir en el precio del mercado.

• El pago por capacidad a largo plazo, por su parte no influye en el precio del

mercado. Por lo cual es mucho más adecuado que el anterior sistema.

En el caso de una central que sea siempre marginal (por ejemplo las turbinas de gas

en los períodos de punta), si se quiere incentivar a que se construyan más centrales

de este tipo, el pago por capacidad a largo plazo ha de ser igual al coste de inversión

marginal de esta tecnología.

Existe un problema asociado a este método y consiste en que el Regulador ha de

definir la potencia firme de cada central. Esta definición ha de ser lo más adecuada a

la realidad.

Normalmente se ha partido de las realizaciones prácticas de potencia que las

unidades hacen en aquellos momentos en los que el sistema pasa por situaciones más

críticas. Estas horas críticas podrían establecerse a partir de las horas de más precio,

de las horas de mayor demanda o incluso en las horas de menor margen. Entre las

posibles ventajas y desventajas de este método destacan:

Ventajas:

• Refleja de manera fiel la aportación real de cada unidad a la garantía de

potencia.

• No necesita un sistema de penalizaciones para su aplicación.


66

• El método puede obtener el reparto de los pagos por garantía de potencia

entre las distintas tecnologías, por lo que no resulta necesario estimarlos.

Desventajas.

• Interfiere con el mercado de la energía, al hacer uso de unas determinadas

horas de control.

• El operador no conoce ex-ante la potencia firme disponible en el sistema.

En 1998 en España se decidió implantar un mercado liberalizado para la

compraventa de electricidad para, por una parte cumplir con los esfuerzos europeos

para crear un mercado común de la electricidad dentro de la unión y por otro lado,

liberar a los generadores y a la demanda garantizando que las decisiones que ambas

partes se tomen desde la óptica de la eficiencia económica, reduciendo costes y

maximizando el beneficio social.

Sin embargo, ante el problema surgido en otros mercados recientemente

liberalizados, donde destaca California que tras una serie de apagones consecutivos

optó por cambiar radicalmente de modelo, se decide implantar un método que

incentive las nuevas inversiones y se opta por el de los pagos por capacidad a largo

plazo.

En el Libro Blanco de la Energía en España realizado en el 2005 [PERE05], se propone

continuar con el modelo de pagos por capacidad a largo plazo, donde cada grupo

recibe un pago en función de una determinada potencia firme, la cual se determina

administrativamente. Como medidas más importantes que propone para mejorar la

fiabilidad del sistema eléctrico se encuentran:

• Pretende incentivar la instalación de centrales eléctricas que aporten fiabilidad

al sistema mejorando una de las condiciones básicas para el desarrollo de un

mercado eficiente, que consiste en la libre entrada de nuevas unidades de

producción al mercado.

• El mecanismo de cargo por potencia se modifica añadiéndole dos elementos

nuevos:


67

o Se exige a los generadores un compromiso para proporcionar la

potencia firme asignada en los momentos cercanos al racionamiento a

cambio de recibir este pago por capacidad. Para ello, se establece una

penalización por fallar.

Con esta medida se pretende incentivar a los generadores a gestionar de manera más

fiable su producción, y especialmente en el caso de las centrales hidráulicas,

gestionar sus embalses para tener su potencia firme disponible en los momentos de

necesidad. En el caso de otras centrales como las de gas natural, se pretende que en

momentos de necesidad que coincidan con elevados precios del gas natural para

otros usos como puede ser la calefacción, no resulte rentable dejar de producir la

electricidad que se espera que aporte para vender su combustible en el mercado de

gas.

Con esta medida se evita que sea necesario realizar una ley a medida que intente

evitar todo tipo de fallo obligando a los generadores a gestionar estas reservas. De

este modo se libera a los generadores para que puedan tomar sus propias decisiones

libremente al mismo tiempo que se les impone que cumplan con sus obligaciones.

Por otra parte, se permite contar con ciertas regulaciones que establezcan ciertas

reservas estratégicas de combustible o que eviten que se produzcan

comportamientos imprudentes por parte de los generadores, los cuales en caso de

fallo, es posible que no puedan hacer frente a las penalizaciones, siendo éstas

ineficaces.

o En segundo lugar, con el objetivo de que haya una capacidad instalada

adecuada a los designios del Regulador, y amparándose en la

normativa 54/2003 de la Unión Europea que ya se explicó en el

apartado 2.3 relativo a las subastas para nuevos entrantes, se pretende

establecer un mecanismo que asegure un margen de generación.

Consiste en que cada año el Operador del sistema saca a subasta una

determinada capacidad que ha de ser instalada, la cual se obtiene como

la diferencia entre la previsión de la demanda máxima del año más un

cierto margen de reserva determinado por el Regulador de manera


68

determinista y la suma del total de potencias firmes asignados a cada

generador. En esta subasta entrarán aquellas centrales que aún no

reciban el pago por capacidad; durante cinco años estas centrales

obtienen el precio resultante de la subasta. Este precio se obtiene a

través de una curva de demanda que establece la evolución gradual

desde el precio máximo al mínimo que el Regulador plantea según el

nivel de capacidad que se presente a la subasta.

Figura 4. Curva de demanda usada para la subasta

Conclusiones:

• El método de pagos por capacidad consiste en realizar un pago extra en

concepto de asegurar una determinada fiabilidad para el sistema.

• Si se optan por pagos a corto plazo, éstos van a interferir notablemente en el

precio del mercado. No ocurre así en los pagos a largo plazo. Además en la

realización práctica, el desembolso ha sido menor en el caso de los pagos a

largo plazo que en los de a corto plazo, dando ambos una señal similar.

• Los pagos a corto plazo se determinan en función de la probabilidad de

pérdida de carga del sistema en cada momento, por lo que es más coherente

con el concepto de remuneración a cambio de una fiabilidad determinada en

el sistema.

• Los pagos a largo plazo en principio no tienen en cuenta la fiabilidad del

sistema, o lo que es lo mismo, la influencia que tiene la indisponibilidad de


69

una central según el escenario en que nos encontremos (probabilidad de

pérdida de carga), es decir, no se prima que los generadores estén disponibles

cuando realmente se les necesita. La propuesta del Libro Blanco de establecer

penalizaciones que varían según el período en que nos encontremos permite

ser más coherente en estos pagos por capacidad.

• Los pagos a largo plazo no incentivan realmente a la nueva inversión, si bien

disminuye el riesgo de las nuevas inversiones, especialmente las centrales de

punta. Así se desprende de la segunda modificación de los pagos por

capacidad de la propuesta del Libro Blanco, donde para paliar este efecto, se

establecen subastas para garantizar una determinada capacidad instalada en

el sistema.

• El producto por el cual se remunera la garantía de potencia es la potencia

firme de los generadores, y esta potencia firme se establece por el Regulador

para cada generador, lo cual puede ser una concepción que no se adecua a la

verdadera aportación de la central a la fiabilidad del sistema, especialmente

haciendo distinción entre centrales térmica e hidráulicas y no teniendo en

cuenta esa fiabilidad.

• En el caso español, la condición de haber producido la potencia firma

asignada por el Regulador durante 100 horas según la ley del 98 y actualmente

480 horas interfiere notablemente con el mercado además no ser un incentivo

real para producir en los momentos de necesidad.

• El pago que se realiza también es determinado por el Regulador y varía cada

año, de hecho en España ha disminuido desde que se implementó el mercado

eléctrico notablemente. El método de determinación de este pago no es

transparente ni predecible por lo que aumenta la volatilidad de los ingresos de

los generadores que cuenten con estos ingresos.

• La variación que se produce en el pago por capacidad de un año a otro viene

fundamentada, al igual que todas las subvenciones que otorga la

administración en la concepción que tenga el Regulador de la fiabilidad que

ha alcanzado el sistema, entendido como disminución de la probabilidad de


70

pérdida de carga en diversos escenarios; o la concepción que tiene del margen

de capacidad por encima de la máxima demanda esperada, como medida para

tener garantizado el término de suficiencia del sistema eléctrico.

• La determinación de este precio no queda muy clara, al ser decisión única del

Regulador. Por tanto aumenta el riesgo que ven los nuevos entrantes ante la

expectativa de no llegar a recuperar sus costes de inversión, especialmente si

como en España la tendencia es de disminución de los pagos por garantía de

potencia, y por tanto se pierde el efecto que tienen los pagos por capacidad de

disminuir el riesgo de los nuevos entrantes al aumentar los ingresos que

perciban, dado que éstos se observan como bastante volátiles e inciertos en el

futuro en que la central esté construida.

En el año 2007 se modificó este mecanismo de pagos por capacidad, reduciendo la

cuantía pagar y al mismo tiempo estableciendo medidas para garantizar la potencia

disponible de las centrales más necesarias para el sistema en los períodos en que el

operador del sistema lo requiera:

2.5.1 Nuevo esquema retributivo de la garantía de potencia

A través de la Orden ITC 2794/2007 el actual sistema de pagos por capacidad da

paso a un nuevo modelo de garantía de potencia.

Los pagos por capacidad suponen un incentivo a la inversión, con el fin de promover

suficiente capacidad en el sistema en el medio plazo, sin embargo no garantizan la

disponibilidad puntual de esta capacidad en los momentos de punta del sistema en

los que son realmente necesarios para el sistema, si bien es cierto que estos momentos

se corresponden con los mayores precios del mercado, los cuales deberían de por sí

garantizar un suficiente incentivo para que esta capacidad esté disponible.

El nuevo modelo de garantía de potencia recoge algunas de las características de los

pagos por capacidad intentando imponer un incentivo a la disponibilidad además

del mercado. Para ello, distingue dos servicios:

Mantiene un incentivo a la inversión: El pago a la inversión será variable y se

determinará de forma inversamente proporcional al índice de cobertura del sistema,


71

pudiendo variar entre los 0 y 28.000 €/MW instalado. Y percibirán este pago durante

los 10 años siguientes a la fecha de puesta en marcha. Aquellas instalaciones ya

existentes en el sistema percibirán 20.000 €/MW instalado, hasta cumplir 10 años.

El índice de cobertura se calcula como el cociente entre la punta de la demanda y la

potencia máxima disponible, donde la potencia máxima disponible se calculo como

la potencia instalada multiplicada por un factor de disponibilidad que varía según la

tecnología. Para las centrales hidráulicas este coeficiente es del 100%, mientras que

los bombeos y las térmicas, incluyendo a las nucleares cuentan con un factor de

disponibilidad del 95%. Respecto a las centrales de régimen especial, para las

cogeneraciones se considera un 42%, para la eólica un 7.5%, para la minihidráulica

del 24%, para las centrales que queman biomasa el coeficiente es del 45%, mientras

que para los residuos es del 55%. Respecto a la solar se considera un coeficiente de

tan sólo el 5%.

A la capacidad que percibe este pago por capacidad se le impone la obligación de

estar disponible semestralmente más del 75%

También percibirán este pago por capacidad aquellas centrales que realicen

inversiones significativas que supongan ampliaciones o modificaciones de la central.

Las centrales que tenían prevista la instalación de una desulfuradora y habían

presentado la solicitud pertinente antes del año 2008, percibirán un pago de 8750

€/MW/año

Promueve un nuevo servicio de disponibilidad: Establece una serie de contratos que

serán gestionados por el Operador del Sistema, mediante los cuales, aquellas

centrales que haya requerido el Operador del Sistema por considerarlas éste como

fundamentales para el sistema bien por su localización o por la necesidad de

mantenerlas en el sistema para garantizar la cobertura de la punta, ponen su

capacidad a disposición del Operador del Sistema.

Además, el Ministerio determinará los productos asociados a propuesta del OS, si

bien la contratación se realizará bilateralmente entre el OS y el titular de cada

instalación y la cuantía anual máxima fijada por el Ministerio. El Operador del


72

Sistema percibirá como incentivo a la eficiencia un 20% del ahorro sobre el máximo

establecido por el Ministerio.

Serán perceptibles de prestarán este servicio de disponibilidad las siguientes

instalaciones:

• Instalaciones hidráulicas regulables: garantizar un volumen mínimo de

reservas

• Centrales que no recuperan los costes fijos: fuel

2.6 Mercados de Capacidad.

Los mercados de capacidad es otro modelo de Garantía de Potencia basado al igual

que el anterior en la realización de un pago en concepto de asegurar una

determinada fiabilidad de suministro.

Este tipo de modelos se ha usado en los sistemas del Este de Estados Unidos como

los sistemas de PJM, Nueva York o Nueva Inglaterra. Aunque la forma de abordarlo

es distinta en cada uno de ellos, el concepto es el mismo.

Es una forma similar al método anterior, corrigiendo unos de los grandes problemas

de éste, que es la determinación del precio del pago por capacidad que se ha de

realizar. En el caso anterior, se establecía una gran bolsa de dinero que se repartía en

principio según la potencia firme de los generadores. La potencia firme la determina

el Regulador del sistema, si bien nunca está todo el mundo de acuerdo respecto al

valor asignado. Los pagos por garantía de potencia varían cada año en función de la

bolsa de dinero que desee gastar el Regulador, si bien en principio deberían variar

según la fiabilidad que el Regulador determina que tiene el sistema.

En los mercados de capacidad, al igual que en el anterior método, el Regulador

determina la potencia firme de cada generador y también la potencia firme de cada

consumidor (la potencia firme de cada consumidor se determina como el máximo

consumo que espera tener más un cierto margen de reserva). A continuación de

organiza un mercado de capacidad donde los consumidores han de comprar su

potencia firme de consumo a los distintos generadores. Donde oferta y demanda se


73

encuentran, se establece el precio del pago por MW firme y la potencia firme que se

ha de aportar.

Este mercado se puede entender como una cierta obligación que compran los

generadores en el mercado por la cual se comprometen a tener disponible su

potencia firme cuando quiera que se les requiera.

El período en el cual está vigente el resultado del mercado depende del periodo que

tarde en organizarse, así podemos hablar de mercados de capacidad anuales,

mensuales e incluso diarios e interanuales.

Se obliga a la demanda a gestionar su fiabilidad al obligarla a participar en el

mercado donde compre su potencia firme.

Con este pago y este requerimiento de que toda la potencia firme de la demanda esté

soportada por la potencia firme de los generadores, se intenta dar una señal lo

suficientemente estable, adecuada y precisa como para incentivar la instalación de

nueva generación en el sistema, en tanto que esta señal procede del mercado de

capacidad y se obtiene por mecanismos de mercado liberalizado.

Se pretende que al igual que con los contratos bilaterales, la potencia firme que se

contrata a través del mercado se realice a largo plazo, si bien los compromisos de

potencia firme pueden ser comercializados en el corto plazo, si existe aún potencia

firme sin comprometer en el mercado.

Los agentes que entran en el mercado son: los generadores cuya potencia firme está

determinada por el Regulador del sistema; los agentes compradores, donde se

distinguen los consumidores cualificados y los distribuidores o todo agente que

represente a algún sector del consumo; y por último los consumidores que se

encuentran bajo un contrato de carga interrumpible, los cuales pasan a actuar como

compradores de potencia firme en los momentos en que no se está cerca de la escasez

de generación disponible y como suministradores de potencia firme al sistema, dado

que toda la potencia firme que hayan comprado en el mercado de largo plazo, la

pueden vender en el corto plazo ante la expectativa de activar su contrato de

interrumpibilidad.


74

Aquellos generadores cuya potencia firme no esté disponible en el momento que se

les requiera, sufrirán una penalización, al igual que los consumidores que no

contraten su potencia firme.

Una ventaja que trae este modelo de mercados de capacidad es que también se puede

permitir teóricamente a cada consumidor elegir su nivel de fiabilidad, en tanto que se

les permitiese comprar la potencia firme que deseen. Así, los consumidores que no

hayan comprado su potencia firme en el mercado de capacidad, sólo realizan un

pago correspondiente al mercado de electricidad, si bien en momentos de escasez de

generación, esta demanda que no tiene potencia firme contratada sería desconectada

del sistema y sufriría un apagón como consecuencia de su gestión del riesgo a la baja.

Como desventajas del sistema se enumeran las siguientes:

• No se precisa el momento en el que un generador ha de tener disponible su

potencia firme, por la tanto estos no tienen una señal adecuada para gestionar

su producción, sus períodos de mantenimiento ni sus reservas de combustible.

• Los consumidores quedan expuestos a elevados precios en el mercado de

electricidad y además han de participar en el mercado de capacidad.

• Los beneficios obtenidos por los generadores en los mercados de capacidad

son bastante volátiles, dependiendo de los márgenes en la potencia instalada

sobre la punta de demanda esperada y la anticipación de las subastas respecto

al tiempo real. Esta inestabilidad en los precios puede desincentivar la nueva

inversión. Una forma de evitarlo es aumentando el horizonte de la subasta,

estabilizando el beneficio durante este período.

3 Regulación de la calidad del suministro de los productos

energéticos:

Del control y verificación de la calidad del suministro energético se encargan el

Operador del Sistema en el sistema eléctrico y el Gestor del Sistema en el sistema

gasístico.


75

Éstos a cada agente le imponen unos parámetros de referencia, que en caso de

sobrepasar serán objeto de sanciones. Los parámetros se refieren normalmente a la

calidad de la onda eléctrica, en concreto al contenido de armónicos de ésta, a la

reactiva consumida por los agentes o a la frecuencia de aparición de “flickers” o de

huecos de tensión.

Respecto al sector del gas, se regulan otros parámetros como la presión mínima del

tubo.

La actual regulación de las distribuidoras, además favorece el desarrollo del sistema

con el fin de minimizar el tiempo medio de interrupción del suministro.

Además, de cara a favorecer el suministro de electricidad, es necesaria una red de

transporte lo suficiente mallada. La UCTE recomienda la aplicación de criterios de

operación y planificación tipo N+1, que requieren un sistema tal que ante el fallo de

uno cualquiera de sus elementos, el suministro pueda continuar sin grandes

problemas.

Otra recomendación de la UCTE consiste en que toda región localizada cuente con

un grado de conexión con otras regiones de por lo menos el 10% de la potencia

instalada en esta región, de forma que la inercia global del sistema eléctrico pueda

ayudar de cara al fallo de alguna central. De hecho, la ventaja de los sistemas

interconectados es clara, dado que se requieren niveles de reserva operativa en el

sistema mucho menores que en sistemas aislados. Se ha de tener en cuenta que la

Península Ibérica en estos momentos no cumple con este requerimiento, dado que la

interconexión con Francia y Marruecos, es inferior a los 2 000 MW en total y de

hecho, por problemas en la red francesa, este valor se reduce a la mitad en muchas

épocas del año.

Sin embargo, la Unión Europea se ha planteado en [COM07] el objetivo de fomentar

el grado de interconexión de los diversos estados miembros de la Unión y se

estableció la interconexión franco-española como uno de los objetivos prioritarios de

desarrollo. De hecho ya se ha puesto en marcha el proceso para el licenciamiento de

una nueva línea de interconexión, pero su puesta en marcha real no se puede esperar

hasta más allá de 2014.

Análisis Regulatorio Regulación medioambiental

76

Capítulo 4 REGULACIÓN MEDIOAMBIENTAL

La nueva política energética ha de enfrentarse a dos grandes problemas

medioambientales, el cambio climático y las emisiones ácidas.

El cambio climático es un fenómeno mundial, cuyo origen se encuentra en las

emisiones de gases de efecto invernadero, especialmente el CO2 y el metano.

Mientras que las emisiones ácidas son las responsables de las lluvias ácidas y de los

problemas respiratorios ocasionados por la inhalación de partículas finas. Las

emisiones ácidas tienen un efecto más local pero no menos perjudicial y vienen

ocasionadas por las emisiones de óxidos nítricos y sulfúricos, junto con las partículas

finas emitidas en la combustión de combustible fósiles.

Los principales objetivos que se han impuesto tanto la Administración española

como la Comisión europea a la hora de diseñar su política energética se han centrado

en el desarrollo de un modelo energético sostenible, con un mínimo impacto sobre el

medioambiente.

Uno de los aspectos que se desarrollan en este capítulo es el fomento de las energías

renovables, dado que consiste en energías con un relativamente bajo impacto

ambiental y que aún tienen un gran potencial de desarrollo. La concreción del

escenario de penetración de las energías renovables es por tanto fundamental.

Las principales restricciones medioambientales, son aquéllas a las que están

sometidas las centrales térmicas, por dos motivos, las emisiones ácidas que tienen un

fuerte impacto ambiental local y las emisiones de gases de efecto invernadero, cuyo

impacto es más global, sin embargo, el objetivo que tiene la Unión Europea de liderar

la lucha contra el cambio climático, impone grandes limitaciones sobre estas

emisiones. En este capítulo se analiza la regulación que impone estas limitaciones y

se plantean los escenarios regulatorios más probables.

Por último, dentro de este capítulo, se analiza también la política de ahorro y

eficiencia energética, dado que resulta insostenible el crecimiento desbocado de la


77

demanda energética que se prevé para el futuro. El fomento de estas políticas no sólo

conlleva al ahorro sobre los combustibles fósiles ya una menor dependencia

energética exterior, sino que el escenario alcanzado resultaría menos agresivo con el

medioambiente tanto por el menor nivel de emisiones generado como por el menor

nivel de centrales necesarias para la cobertura de la demanda. La mejora económica

en este escenario es evidente.

1 Emisiones ácidas:

Las emisiones ácidas suponen una contaminación de efecto más local, pero

igualmente de perjudicial para la sociedad que los gases de efecto invernadero.

Por emisiones ácidas se engloba a las emisiones causantes de las lluvias ácidas, como

son los ácidos nítricos y sulfúricos, que proceden de la emisión de óxidos nitrosos

(NOX) y sulfúricos (SOX) en la combustión térmica que se lleva a cabo en las calderas

de las diversas instalaciones.

Otros contaminantes de efecto más local son las partículas finas salientes en los

humos de combustión y el monóxido de carbono generado en las combustiones con

bajo aporte de oxígeno. Por estar éstos íntimamente relacionados con las emisiones

ácidas, la regulación de los límites impuestos sobre la emisión de estos último suele

estar ligada a la regulación de los límites sobre las emisiones ácidas.

Las lluvias ácidas son las responsables de problemas constantes sobre las

plantaciones agrarias cercanas a las centrales térmicas. Al mismo tiempo, las

partículas finas suponen graves problemas respiratorios para la población, dado que

al inhalarlas, el sistema respiratorio se estropea con el tiempo. Por su parte, el

monóxido de carbono es altamente venenoso.

Por todo ello, este tipo de emisiones siempre ha estado muy controlado y regulado

desde las administraciones locales, si bien es cierto, los actuales límites que resultan

en principio más restrictivos que las anteriores legislaciones, vienen dados por la

regulación que la Unión Europea ha desarrollado.

Dos son las directivas comunitarias que regulan estas emisiones: la Directiva GIC y la

Directiva IPCC.


78

Ambas medidas regulatorias afectan a las tecnologías de producción térmica, pero

resultan más restrictivas sobre las centrales térmicas de carbón, dado que cuentan

con mayores tasas de emisión. Además, en España, el parque de generación de

centrales térmicas de carbón con que se cuenta es bastante antiguo y obsoleto, por lo

que estas directivas suponen una pérdida de competitividad económica de las

centrales de carbón frente a los ciclos combinados y limitaciones al funcionamiento

de éstas por resultar más contaminantes. La aplicación de estas normativas otorga

por tanto un mayor hueco térmico para otras tecnologías.

La Directiva GIC se traspuso a la ley española a través del RD 430/2004. La

Directiva GIC impone una serie de valores límite a las emisiones ácidas que deben

cumplir todas las instalaciones térmicas.

A aquellas centrales instaladas más allá del 1987 se les imponía un Valor Límite de

Emisión de 75 mg/Nm3 de NOx. En el sector eléctrico, esto aplica por tanto,

solamente a los ciclos combinados, dado que el resto de centrales térmicas de

combustible fósil se instalaron anteriormente a esta fecha.

Para el resto de instalaciones (las anteriores a 1987) la Directiva planteaba tres

posibles alternativas según las cuales cada estado miembro podía regular las

emisiones ácidas de sus instalaciones. En el RD 430/2004, se permitieron las tres

alternativas, y se dio a elegir a cada instalación la opción que más le conviniese. Las

diversas alternativas a las que se pueden acoger consisten en:

• El establecimiento de valores límites de emisión para la instalación. Estos valores

límite son expresados en concentración, para el SO2, se impone un límite de 400

mg/Nm3, mientras que para las emisiones de NOX, la tasa de emisión máxima

sería de 500 mg/Nm3. A partir de 2016, este valor se haría más restrictivo, y

recomendaba la aplicación de un máximo en torno a los 200 mg/Nm3.

Ninguna central eléctrica se adscribió a esta modalidad, dado que supone unas

reducciones individuales de las emisiones ácidas demasiado limitantes y

requeriría de demasiadas inversiones para cumplir con estos límites. Al mismo

tiempo estos valores límites dejan muy poca flexibilidad al funcionamiento de la

instalación.


79

• El desmantelamiento de la instalación antes del año 2016. Si bien, para evitar

problemas en el suministro energético, se establece un valor límite de emisión que

no debe superar la instalación y al mismo tiempo se le impone el límite de

funcionamiento hasta un máximo de 20.000 horas entre los años 2008 y 2015. A

partir de 2016, se impone el retiro forzoso de la instalación.

• La adopción del Plan Nacional de Reducción de Emisiones (PNRE), según el cual

las instalaciones se agrupan en burbujas empresariales, donde cada burbuja tiene

un límite anual en toneladas de emisiones de partículas, SO2 y NOX. Estos límites

se establecen en función de la producción que cada empresa realizó en el año 1996

y de unos valores limites de emisión estimados. Es una de las opciones que

ofrecen mayor flexibilidad en cuanto a la operación del conjunto del parque de

generación térmico y es por ello que la mayoría de las instalaciones se acogieron a

esta opción.

Debido a que supone un mayor límite sobre las emisiones ácidas y a que resta mucha

flexibilidad al funcionamiento de las instalaciones, ninguna instalación se acogió a la

primera opción, basada en valores límites de emisión. Si bien es cierto, la Directiva

GIC no exime a las instalaciones de cumplir con los valores límites de emisión (VLE)

que impone la Directiva IPCC.

Dentro del parque de generación térmico español, la mayoría de las centrales de fuel-

gas se acogieron a la alternativa de las 20.000 horas de funcionamiento, así como

algunos de los grupos térmicos de carbón más antiguos y pequeños. El resto de

instalaciones se acogieron a la opción de la burbuja empresarial, aunque al mismo

tiempo, han comenzado un extenso plan de inversiones que les permita dinamizar su

producción y reducir sus tasas de emisión, de forma que la burbuja empresarial no

imponga grandes límites a su funcionamiento.

Además, el PNRE imponía excepciones sobre las tasas de emisión a las centrales

térmicas de Teruel y Litoral de Almería, dado que contaban con desulfuradoras

instaladas bajo el Marco Legal Estable, e imponía una prórroga sobre el máximo en

las emisiones de NOX a las centrales térmicas de carbón que consumen carbón

antracitero.


80

Las principales inversiones a las que las diversas instalaciones están haciendo frente

consisten principalmente en plantas desulfuradoras, cambios de calderas que

permitan el consumo de combustibles menos emisores y la instalación de

electrofiltros y quemadores de bajo NOX.

Posteriormente, dado que gran parte de las desulfuradoras previstas habían sufrido

grandes retrasos para su instalación, se anunció la posibilidad de hacer “banking o

borrowing” de derechos de emisión ácida entre los años 2008 y 2009, para evitar

problemas en el suministro energético en el año 2008 en que esta directiva se hizo

efectiva. Este tipo de mecanismos, aunque al final no se lleguen a implementar en el

año 2008, se deberán tener en cuenta en aproximaciones futuras, debido al impulso

que la Unión Europea pretende dar a los mecanismos de mercado que regulen todo

tipo de emisiones.

Por su parte, la Directiva IPCC se transpuso a la ley española según la ley 16/2002.

Dicha ley establece que las Comunidades Autónomas deberán tramitar las

Autorizaciones Ambientales Integrales con las que debe contar toda instalación

térmica para poder funcionar. Para la concesión de dichas AAI, cada comunidad

autónoma establecerá los valores límites de emisión con que debe contar la

instalación para poder continuar su funcionamiento. Este valor límite impuesto será

revisado cada ocho años y debería considerar los valores actuales de las mejores

tecnologías disponibles (BAT), al mismo tiempo que valora otros factores

coyunturales a la propia planta, tales como su localización o la antigüedad de la

planta.

Además de las directivas previamente descritas, la Directiva NEC regula por su parte

unos valores máximos de emisión anuales de NOX por país. Este techo de emisiones

tendría aplicación a partir de 2010. Sin embargo, el cumplimiento de este objetivo en

España resulta poco creíble según la situación actual, por lo que se deberá pagar la

multa pertinente.

Respecto al PNRE, el sistema que se ha promovido consiste en un sistema de

“burbuja” de emisiones, tipo “command and control”, según el cual, se impone la

necesidad de reducir las tasas de emisión de las instalaciones. Para lograr este


81

objetivo, las instalaciones deberán realizar una serie de inversiones si pretende

continuar funcionando. Además, se plantea la posibilidad de cambiar la mezcla de

combustibles que tradicionalmente quemaba la instalación por otros de mejores

calidades y con menor contenido de contaminantes, tales como el azufre presente en

muchos carbones. La última alternativa restante que reduciría las emisiones ácidas

de la instalación consiste en la reducción de la producción.

Todas estas medidas suponen finalmente un mayor coste a la producción, lo que

hace que las instalaciones limitadas por esta ley resulten menos competitivas que las

instalaciones menos emisoras. Así pues, las inversiones que las diversas instalaciones

han de realizar suponen un incremento en los costes fijos de producción, el cambio

de combustibles por otros de mejor calidad supone un incremento en los costes

variables y la reducción de las horas de funcionamiento suponen un incremento

sobre los costes de oportunidad de las centrales.

En cualquier caso, en escenarios de alta producción de carbón se espera que todas las

empresas estén próximas a alguno de sus límites, por lo que siempre se requerirá una

gestión adecuada, especialmente en los combustibles.

La limitación en cuanto a SO2 sólo puede superarse si se invierte en desulfuradoras.

En escenarios de alta producción de las centrales térmicas de carbón, el límite de

emisiones de SO2 supondría el límite más restrictivo a la producción.

En cuanto a las emisiones de NOX, el control de la combustión a través de

quemadores tipo LNB de bajo NOX, permitirán mayor capacidad de gestión de estas

emisiones, al mismo tiempo que aumentan el rendimiento y disminuyen el nivel de

inquemados. Si bien es cierto que en el PNRE, a algunas centrales antraciteras se les

ha permitido un mayor nivel de emisión de NOX.

1.1 Propuesta de la Comisión Europea de Nueva Directiva sobre emisiones

industriales (GIC+IPCC)

A finales de 2007 la Comisión Europea publicó una Propuesta de Directiva sobre

Emisiones Industriales. Este nueva Directiva unificará las directivas GIC e IPCC


82

anteriores, al mismo tiempo que refunde y modifica otras seis directivas sectoriales.

En el sector energético, las principales novedades que impone son:

• Amplía su ámbito de aplicación a pequeñas instalaciones de combustión (entre 20

y 50 MW)

• Incluye las partículas finas dentro de la lista de contaminantes sobre los que

impone límites.

• Amplia el ámbito de aplicación a un período más allá del 2016, fecha en que

finalizaba la directiva GIC, como medida de estabilidad regulatoria.

• La nueva directiva establece la necesidad de contar con Autorizaciones

Ambientales Integradas (AAI) para poder funcionar.

• La nueva directiva impondría además unos valores límites de emisión a partir de

2016 muchos más restrictivos que los actuales.

Impone unos requisitos mínimos que deben cumplir todas las instalaciones para

adquirir su AAI. Esta medida viene dada como consecuencia de que en muchos casos

se había expedido las AAI correspondientes sin exigir ningún objetivo a las

instalaciones de combustión correspondientes.

Establece que las máximas tasas de emisión con que puede contar toda instalación

térmica se han de basar si no es en los valores límites de emisión (VLE), al menos en

unos índices que representan las características de las mejores técnicas disponibles

(BAT).

La propuesta de nueva directiva propone los siguientes cambios:

• Impone que los Valores Límites de Emisión (VLE) con que debe contar toda

instalación térmica para obtener su AAI (Autorización Ambiental Integrada),

estén referidos a los valores de las mejores tecnologías disponibles (BAT).

• Impone límites de emisiones ácidas acordes con la directiva NEC que sean

válidos hasta 2020.

• Regulas los VLE mínimos exigibles, para ello, a partir de 2016 desaparece el

PNRE y las instalaciones acogidas a éste han de realizar nuevas inversiones para


83

poder continuar su funcionamiento. En función de las inversiones realizadas se

les aplicará un valor de emisión límite determinado.

• Se elimina la referencia al comercio de emisiones de NOX y SO2, aunque la

posibilidad de implantar este mecanismo queda abierta.

Se imponen que toda instalación que no cumpla con los siguientes límites máximos

de emisiones, a retirarse forzosamente del sistema:

• Tasa máxima de SO2 de 800 mg/Nm3

• Tasa máxima de NOX de 450 mg/Nm3

• Tasa máxima de partículas finas de 20 mg/Nm3.

Sólo para poder cumplir con estos límites, las actuales centrales térmicas de carbón

requerirán realizar inversiones en precipitadores electrostáticos, quemadores de bajo

NOX además de requerir el uso de combustibles de bajo contenido en azufre.

A parte de este límite máximo, se imponen otros valores máximos de emisión que no

pueden ser superados o sino, la instalación podrá funcionar hasta un máximo de 1

500 horas equivalentes al año. Estos límites discriminan en función de la tecnología

de generación de que se trate:

• Centrales térmicas de carbón anteriores a 2016:

o Tasa máxima de SO2 de 200 mg/Nm3

o Tasa máxima de NOX de 200 mg/Nm3

Para cumplir con estos valores, las centrales térmicas deberán contar con las

siguientes instalaciones: Una desulfuradora para cumplir con el límite de SO2 y

un sistema de reducción catalítica (SCR) para cumplir con el límite del NOX.

• Ciclos combinados anteriores a 2016:


o Tasa máxima de monóxido de carbono (CO) de 100 mg/Nm3

Estas emisiones se producen principalmente por combustiones incompletas o sin

controlas. Todos los ciclos combinados instalados en España actualmente ya


84

cuentan con tasas de emisión mucho menores a los límites que impone esta

propuesta, por lo que no les supone ninguna restricción sobre su funcionamiento.

• Centrales térmicas de carbón posteriores a 2016:

o Tasa máxima de SO2 de 150 mg/Nm3


• Tasa máxima de partículas finas de 10 mg/Nm3

o Ciclos combinados posteriores a 2016:


o Tasa máxima de monóxido de carbono (CO) de 100 mg/Nm3

Además, esta nueva propuesta derogaría todos los privilegios especiales

contemplados en la anterior normativa GIC a partir de 2016. Afectaría a las centrales

térmicas de Teruel y Litoral de Almería, mientras que la prórroga a las que estaban

sometidas las antraciteras permanecería hasta 2018.

Este nuevo plan supone que las centrales térmicas de carbón deberán limitar su

producción a 1 500 horas de funcionamiento anual o realizar una serie de inversiones

importantes. Dado que un elevado número de grupos de carbón ya ha realizado

inversiones en desulfuradoras y cambios de calderas para consumo de combustibles

menos emisores, el escenario más probable que se contempla consiste en que estas

mismas centrales mantendrán su ritmo inversor, realizando instalaciones en sistemas

de reducción catalítica y en el caso de que fuera posible, de secuestro de CO2. Aun

así, sería necesario que desde la Administración se diese la señal de estabilidad y

posibilidad de recuperar la inversión en el medio plazo, dado que para entonces,

muchas de las instalaciones térmicas tendrán ya pocos años de vida útil por delante.

En el caso de que las centrales de carbón dejasen de resultar competitivas a causa de

los costes variables de éstas, ya sea por el ascenso de los precios internacionales del

carbón o del CO2, las centrales de carbón que ya cuentan con una desulfuradora, se

acogerían al límite de las 1 500 horas de funcionamiento anual, mientras que el resto


85

de centrales se desmantelaría, pasando la tecnología de carbón a funcionar en las

puntas del sistema.

En cualquier caso, toda central de carbón que se mantuviese dentro del sistema

necesitaría la instalación de electrofiltros para limitar la emisión de partículas finas a

la atmósfera.

Si además se mantiene dicha central bajo el esquema de Valores Límites de Emisión,

se requeriría además la instalación de una desulfuradora unido a un Sistema de

Reducción Catalítica (SRC).

En el caso de centrales térmicas que se acogiesen a las 1500 horas de máximo

funcionamiento anual, se requeriría el consumo de un carbón con bajo contenido en

azufre, además de quemadores de LNB.

Por el contrario para las centrales de ciclo combinado, los límites no tendrían efecto

sobre los ciclos combinados ya existentes en el mercado y sin embargo sí lo tendría

para las nuevas inversiones previstas a partir de 2016. Esta propuesta podría suponer

un efecto llamada que implicase que todos los ciclos combinados se instalasen en esta

fecha, para poder mantener unos límites más holgados en el funcionamiento.

Por último, es necesario tener en cuenta que los Valores Límites de Emisión los

determinarán las Comunidades Autónomas correspondientes como requisito para la

expedición de las Autorizaciones Ambientales Integrales (AAI) respectivas.

Estos VLE deberán mantenerse dentro del rango que la Comisión Europea admite.

Este rango lo determina la comisión europea en función del valor con que cumpla la

mejor tecnología disponible (BAT). La metodología se describe en el documento

BREF:

• Para centrales térmicas de carbón de potencias superiores a los 300 MW, se

establecen los siguientes límites SO2:

o Para centrales ya instaladas, el VLE se deberá situar entre 20 y 200 mg/Nm3

o Mientras que paras las nuevas centrales que se instalen, el valor máximo será

de 150 mg/Nm3.


86

• Respecto a los máximos valores de NOX permitidos:

o El VLE se deberá situar entre los 90 y los 200 mg/Nm3 para centrales de

carbón ya instaladas.

o Mientras que este valor se reduce hasta los 150 mg/Nm3 para las nuevas

instalaciones.

• Respecto a las partículas finas:

o Las centrales de carbón ya instaladas tendrán un VLE entre 5 y 20 mg/Nm3

o Mientras que el valor máximo de las nuevas instalaciones ser reduce hasta los

10 mg/Nm3.

Por su parte, los BAT para el Ciclo Combinado se sitúan en:

• NOX: Entre 20 y 90 mg/Nm3 para centrales ya existentes y entre 20 y 50

mg/Nm3 para nuevas instalaciones.

• Monóxido de Carbono: El valor deberá situarse entre los 5 los 1000 mg/Nm3.

Si se observa detenidamente, los VLE máximos que admite la nueva propuesta de

directiva, se corresponde con los valores máximos de BAT, por lo que correspondería

a las Comunidades Autónomas a ser más restrictivas aún respecto a dichos límites.

1.1.1 Análisis del efecto de la propuesta sobre el parque de generación español:

Hasta un total de 4 500 MW instalados en concepto de centrales térmicas de carbón

ya han acometido o planeado la instalación de desulfuradoras en sus centrales en los

años 2007 y 2008. Por lo que para estas centrales será fácil mantener un límite de 200

mg/NM3 de SO2 y NOX. Sin embargo, requerirían la instalación de sistemas de

reducción catalítica (SRC).

La mayoría de estas centrales contarían por entonces con más de 30 años de vida. Por

lo que es posible que no todas las inversiones en SRC se llevasen a cabo sobre todas

estas centrales sino sobre aquéllas que supusiesen más rentables o que aportasen

alguna ventaja estratégica a las empresas de formasen parte.


87

A las térmicas que ya contaban con una desulfuradora desde el Marco Legal Estable:

Compostilla, Teruel y Litoral de Almería (un total de 2000 MW), les resultaría difícil

alcanzar el límite de 200 mg/Nm3, por lo que en primer lugar, deberían cambiar el

tipo de combustible por uno menos contaminante. Si con el nuevo combustible de

menor contenido en azufre, aún mantienen elevadas tasas de emisión, se deberían

estudiar mejoras en sus desulfuradoras y en los procesos del ciclo termodinámico.

Existen 2 000 MW en centrales de carbón (Puentes de García Rodríguez y Meirama)

que han acometido inversiones en cambios de calderas con el fin de poder quemar

carbón de importación con bajo contenido en azufre. Su tasa de emisión de SO2 se

situaría en torno a los 400 mg/NM3, por lo que si no acometen nuevas inversiones en

desulfuradoras, tendrían que limitar su producción a las 1500 horas de

funcionamiento a partir de 2016.

Respecto al resto de centrales (aproximadamente 800 MW) que se han acogido al

plan de 20.000 horas, deberán haberse retirado antes de 2016.

Unos 2 000 MW que aún no han realizado ni planeado la instalación de

desulfuradoras, se deberán acoger al plan de funcionamiento de 1 500 horas máximas

al año, hasta agotar su vida útil. Estas centrales en 2016 contarían con una edad

media de 46 años. Por lo que resulta impensable la posibilidad de que acometan

nuevas inversiones medioambientales a partir de 2016.

Sobre los ciclos combinados no pesan restricciones a causa de esta propuesta, por lo

que se mantiene como una alternativa más favorable a la hora de valorar nuevas

inversiones.

1.2 Otras regulaciones ambientales:

Entre las nuevas regulaciones que afectan a la gestión medioambiental de las

instalaciones energéticas, se encuentra la ley 26/2007 de Responsabilidad Ambiental.

Por esta ley, se modifica el régimen legal de los daños ambientales. Se obliga a las

centrales a contratar seguros de responsabilidad que cubran los posibles daños que

se puedan ejercer sobre hábitats naturales o especies protegidas debido a problemas

en la gestión de las plantas, derivados, entre otros, de vertidos en ríos o en el mar.


88

También obliga a las empresas que incurran en un daño al medioambiente a reparar

el daño creado. Además, la planta contaminante deberá hacer frente a todos los

problemas que haya ocasionado y que surjan en los 30 años posteriores a que se

produjese el daño.

En concreto, requiere a las empresas eléctricas a modificar su gestión del riesgo

medioambiental y adecuar dicho sistema, además de necesitar la contratación de los

seguros correspondientes.

2 Gases de efecto invernadero

El cambio climático tiene su origen en las emisiones de gases de efecto invernadero,

especialmente el CO2 y el metano. Los gases de efecto invernadero, se concentran en

la atmósfera, impidiendo que las radiaciones solares puedan abandonar la Tierra,

haciendo que la temperatura del planeta aumente, de forma similar a como se

produce en un invernadero. Este efecto es fundamental para el desarrollo de la vida,

garantizando una temperatura estable en la Tierra, sin embargo, el exceso de estas

emisiones conlleva al sobrecalentamiento global, lo que supone otros efectos

secundarios como son el aumento de la desertificación, la disminución anual de las

lluvias o el incremento de fenómenos meteorológicos adversos como huracanes o

tifones.

Ante este problema, primeramente, desde la ONU se han llevado a cabo diversos

acercamientos que permitan alcanzar un acuerdo internacional para contener las

emisiones de gases de efecto invernadero. Estos acuerdos se iniciaron en la cumbre

de Río y finalmente tomaron forma a través del protocolo de Kyoto.

2.1 Protocolo de Kyoto:

El Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático es un acuerdo internacional que

tiene por objetivo reducir las emisiones de seis gases provocadores del calentamiento

global: dióxido de carbono (CO2), gas metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), además

de tres gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos

(PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6) en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro


89

del periodo que va desde el año 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año

1990.

Es un tratado promovido por la ONU y que se encuentra dentro del marco de la

Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC),

suscrita en 1992 dentro de lo que se conoció como la Cumbre de la Tierra de Río de

Janeiro.

El Protocolo impone la obligación a 38 países industrializados de reducir sus

emisiones de gases de efecto invernadero aproximadamente en un 5.2% respecto a

los niveles de emisiones realizados en 1990 durante el período 2008-2012. Estas 38

naciones son las descritas en el anexo I del protocolo y suponen en su conjunto las

mayores emisoras de gases de efecto invernadero. El Protocolo también considera a

las naciones en vías de desarrollo y a los países del este de Europa bajo economías en

transición, a las que les impone un objetivo de reducción de sus emisiones pero no

les impone la obligación de conseguir dicho objetivo.

La Unión Europea, como agente especialmente activo en la concreción del Protocolo,

se comprometió a reducir sus emisiones anuales durante el periodo 2008-2012 en un

5,2% respecto a las que realizó en 1990.

No obstante, a cada país europeo se le otorgó un margen distinto en función de

diversas variables económicas y medioambientales según el principio de “reparto de

la carga”. En concreto, a España se le propuso un límite de crecimiento del 15% sobre

las emisiones de 1990, como consecuencia del crecimiento económico previsto.

El incumplimiento de estos objetivos de reducción de emisiones supone las

consiguientes multas, que repercutirán en los países menos desarrollados,

teóricamente a través de fondos para el fomento de la reducción de sus emisiones de

gases de efecto invernadero.

El Protocolo de Kyoto establece tres mecanismos de flexibilidad para facilitar a los

países del Anexo I de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio

Climático la consecución de sus objetivos de reducción de emisiones de gases efecto

invernadero (países en vías de desarrollo). Estos instrumentos son el comercio


90

internacional de emisiones, los mecanismos de desarrollo limpio (MDL) y los

mecanismos de aplicación conjunta (JI).

El comercio internacional de emisiones sólo se ha implementado a nivel de la Unión

Europea, se explica más adelante.

Los mecanismos de aplicación conjunta son los denominados mecanismos basados

en proyectos y tienen por objetivo reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero de origen antropogénico o incrementar la absorción de carbono por

medio de sumideros forestales. Estos proyectos han de demostrar que al

desarrollarse se ha evitado una cierta cantidad de emisiones de CO2 a la atmósfera,

ya sea por implementar mejoras sobre instalaciones ya existentes o bien por

desarrollar nuevas tecnologías que eviten el funcionamiento de otras ya existentes en

el país anfitrión pero que resulten de por sí más contaminantes.

La reducción de emisiones a través de estos proyectados, una vez se haya certificado

por un organismo aceptado por la ONU, se concretan en una serie de certificados,

denominados CER (Certificado de Reducción de Emisiones) y URE (Unidades de

Reducción de Emisiones).

Estos mecanismos han demostrado su efectividad en la reducción de emisiones y su

importancia en la transferencia de tecnologías, colaborando así en el desarrollo de

una economía baja en términos de carbono. El acceso a las unidades de reducción de

emisiones procedentes de estos mecanismos resulta también básico para importantes

empresas españolas, además de constituir una de las piezas clave de la estrategia del

gobierno español para el cumplimiento de sus compromisos derivados del protocolo

de Kyoto. La mayoría de las empresas españolas colaboran en mecanismos de

desarrollo limpio a través de diversos fondos, el gobierno español también se planteó

un objetivo de participación en estos fondos para el período 2008-2012 con el fin de

saldar el total de emisiones sobrantes en dicho período. Las necesidades de compra

del gobierno español se elevan a 159,15 millones de reducciones de emisión, para los

que ya comprometió los recursos presupuestarios necesarios para la adquisición de

alrededor de 60 millones de toneladas de CO2 a través de la participación en fondos

gestionados por el Banco Mundial y otras instituciones financieras internacionales.


91

Poco a poco, los mercados internacionales de CER están creciendo y cotizando en

mercados cada vez más organizados, cobrando cada vez mayor credibilidad.

Se puede distinguir dos tipos distintos de CERs:

� Primarios: Tienen su origen directamente en los proyectos realizados en otros

países. No tienen por tanto asociada intermediación y tienen varios riesgos

implícitos. El riesgo principal al que se encuentran sometidos es que no se llegue

a terminar el proyecto. Existen otros riesgos asociados a estos proyectos como son

los problemas que puedan surgir en la certificación de los proyectos, ya que la

ONU es la que certifica, pero aún hay problemas en la interconexión con las bases

de datos de varios países no europeos.

� Secundarios: Son aquellos CER que se compran bilateralmente. Su entrega está

por tanto garantizada (siempre que la otra contraparte cumpla con el contrato),

así pues, se evita el riesgo de que el proyecto no se lleve finalmente a cabo. La

contraparte será la que tendrá que enfrentarse a los riesgos derivados de a

ejecución y certificación del proyecto que le aporte los CER negociados.

Cada tipo de CER que se comercializa tiene un contrato marco asociado: ERPA (para

los primarios) y IETAs e ISDAs (para los secundarios).

Los CERs permiten hacer Banking y Borrowing dentro de la misma Fase. Si bien es

cierto, que la Comisión Europea, impuso límites a España en cuanto al porcentaje

total de derechos de emisión que podían ser cubiertos por medio de estos

certificados. Estableciendo el límite total en un 20% sobre el total de derechos

asignados en el PNA 2008-2012. Para las instalaciones de generación eléctrica les

permitió saldar sus necesidades de derechos con hasta un 40% de la asignación

percibida individualmente dentro del PNA. Para el resto de instalaciones, incluidas

las cogeneradoras, este límite se impuso en torno al 7.9% sobre las asignaciones

individuales del PNA.

Dado el carácter que tienen los proyectos de desarrollo limpio en países

subdesarrollados, destaca en este ámbito el [MITC07], según el cual, la dimensión

medioambiental es una de las principales líneas de actuación de la Cooperación

Española, aparte de ser un componente transversal contemplado en todas sus


92

intervenciones, programas y proyectos. Las cuestiones relativas a prevención y

mitigación del cambio climático están plenamente incorporadas, no sólo en su Plan

Director, sino también en la estrategia sectorial de medioambiente y en los diversos

Documentos de Estrategia en los países donde colabora.

Entre 2005 y 2006, la aportación de la Cooperación Española (bilateral y multilateral)

a cuestiones medioambientales aumentó un 41,5%, pasando de 47,8 millones de

euros (2005) a 67,6 millones de euros (2006).

La evolución de las contribuciones bilaterales en el sector de medio ambiente. Ha

tenido un incremento del 48 por 100 en los años 2005 y 2006 con respecto a la media

de los años anteriores, alcanzando los 32,3 millones de euros en 2006.

Las aportaciones destinadas al cambio climático, dentro de las actuaciones

enmarcadas dentro de los respectivos convenios de la Conferencia de Río tienen un

incremento en 2006 con respecto a 2005 del 6 por 100.

Las contribuciones destinadas al cambio climático han pasado de 0,59 millones de

euros en 2005 a 5,4 millones de euros en 2006.

Hay que tener en cuenta un previsible factor adicional de incremento a partir del año

2007, imputable al Fondo España- PNUD para la consecución de los Objetivos del

Milenio, uno de cuyos principales ejes sectoriales es el de Medio Ambiente y Cambio

Climático. Por lo que a partir de 2007, se puede estimar una cuantía aproximada de

20 millones de euros a proyectos en este sector.

2.2 El Esquema de Comercio de Emisiones Europeo (European Trading Scheme)

El Protocolo de Kyoto fue ratificado por la Unión Europea. Posteriormente, a través

de la Directiva 2003/87/CE sobre emisiones de CO2, se estableció dicho mercado de

derechos de emisión y se establecían las máximas emisiones que podía incurrir cada

estado miembro.

Para conseguir el objetivo de reducción de emisiones propuesto, la Unión Europea

estableció un modelo económico basado en la premisa de que “quien contamina,

paga” según la cual se ha promovido el comercio de derechos de emisión.


93

Este mecanismo se basa en un sistema de “cap and trade”, según el cual, cada estado

miembro realiza una asignación de derechos gratuitos a las instalaciones emisoras.

Esta asignación se debería realizar aplicando criterios de benchmarking y

comparando cada instalación con la mejor tecnología disponible. Estas asignaciones

gratuitas se concretan a través del Plan Nacional de Asignación (PNA) que cada

estado miembro debe realizar para las diferentes fases de Kyoto.

Cada estado miembro de la Unión Europea determina en los respectivos planes

(PNA) el número de derechos de emisión que repartirá gratuitamente para cada

sector afectado. Posteriormente la Comisión Europea debe validar dicho Plan. Una

vez validado por la Comisión, corresponde al Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio, la asignación individual que ha de realizar a cada instalación afectada, en

función de la Asignación Sectorial ratificada por la Comisión Europea.

Adicionalmente, cada estado miembro, dentro de los Planes Nacionales de

Asignación, también mantiene unos pequeños fondos o reservas de derechos que la

Administración se guarda para nuevos entrantes.

El régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero y el

Plan Nacional de Asignación constituyen herramientas básicas en la estrategia frente

al cambio climático, ya que, en España, afectan aproximadamente al 45 por 100 de las

emisiones generadas.

Este sistema obliga a las instalaciones a reducir sus emisiones de gases de efecto

invernadero o bien a pagar a cambio de emitir.

Cada año cada instalación debe presentar el monto total de derechos

correspondientes a las emisiones de CO2 que ésta haya realizado en el año anterior.

El déficit de derechos se puede cubrir bien a través de CER con las condiciones

mencionadas anteriormente o bien a través derechos de emisión comprado a otras

instalaciones que cuenten con un exceso de derechos. Este exceso de derechos puede

venir dado por inversiones que haya realizado para reducir sus tasas de emisión o

bien por haber optado por reducir su funcionamiento.


94

De esta forma, el Protocolo de Kyoto se convierte en una fuente de costes extra para

las instalaciones que emiten gases de efecto invernadero, lo que da mayor

competitividad a las centrales menos emisoras.

Paralelamente al comercio de emisiones han surgido mercados OTC donde desde el

año 2004 se pueden comerciar los derechos de emisión y donde participan

activamente tanto las instalaciones afectadas por el sistema de derechos como

instituciones financieras y hedge funds.

En las empresas energéticas, ha sido necesario establecer departamentos dedicados a

analizar estos mercados y gestionar la posición que cada central tiene respecto a sus

emisiones anuales estimadas, con el fin de obtener el menor coste de emisión posible.

A lo largo de la historia de la UE, ha habido dos fases de derechos de emisión. La

primera se hizo efectiva entre los años 2005 y 2007, en la fase previa a Kyoto, como

una prueba de cara al período 2008-2012 en el que Kyoto se hace vigente.

En este período, los derechos de emisión se vieron sometidos a una elevada

especulación. A finales del año 2006, se filtró la noticia de que sobraban derechos de

emisión en el sistema, haciendo que el precio descendiera progresivamente desde los

30 €/t de CO2 hasta los 0.03 €/t.

El segundo Plan Nacional de Asignación cubre el período 2008-2012 en el que el

Tratado de Kyoto se hace efectivo realmente. Para esta nueva fase, se desarrollaron

nuevos Planes Nacionales de Asignación. La Comisión Europea, quiso imponer

además mayores restricciones a cada estado miembro. Finalmente, España se fijó un

objetivo de no superar el 37 % de emisiones globales sobre el caso base, para lo que

redujo en un 19% las Asignaciones gratuitas de derechos de emisión respecto a la

asignación anual del Plan 2005-2007 sin tener en cuenta las reservas.

El PNA 2008-2012 afecta a un total de 1 005 instalaciones pertenecientes a diversos

sectores industriales y al sector energético sujetas al régimen de comercio de

derechos de emisión, de modo que estas puedan operar en el mismo en el periodo

2008-2012.


95

La metodología de asignación individual en el PNA 2008-2012 varía en función del

sector al que pertenezca la instalación. En el sector eléctrico, la metodología parte de

la producción estimada de cada instalación aunque en teoría se asignan tomando

como referencia la mejor tecnología disponible corregida por un factor de ajuste. En

el resto de sectores, la asignación individual parte de las emisiones y producciones

históricas de cada instalación durante el período 2000-2005.

En concreto para el sector eléctrico, se extrae del PNA 2008-2012 que el sector

eléctrico supone un 36 % del consumo de energía primaria total nacional.

Respecto a las asignaciones gratuitas de emisión que otorgan a las instalaciones, el

Promedio anual pasó de 85,400 Millones de Tm de CO2 asignadas para el período

2005-2007, a 54,053 Millones de Tm de CO2 de promedio anual para 2008-2012,

mientras que las emisiones estimadas del sector para el año base del período 2007-

2009 se sitúa en torno a los 82.764 Millones de Tm CO2/año. Para la cogeneración se

asignaron 11,800 Millones de Tm de CO2 promedio anuales para 2008-2012, respecto

a los 13,001 de 2005-2007.

Las hipótesis que se plantean para el sector energético en el PNA 2008-2012 incluyen:

• Disminución de la intensidad energética primaria debido a la mejora de la

eficiencia energética.

• Aumento de la demanda eléctrica en una tasa del 3,9% anual (2005-2007) y del

2,5% (2007-2011)

• Aumento del consumo de gas 5.1% anual hasta 2007 y 6% hasta 2011. Con un

peso del 24,6% en consumo energético en 2011.

• Las Renovables suponen un 12,5% de la producción energética.

• Tasa de emisión de un ciclo combinado: 0,365 t CO2/MWh.

• Tasa de emisión de cogeneraciones: 0,375 t CO2/MWh. Se considera un Mínimo

de 300 horas de funcionamiento a plena carga.

• Centrales de fuel oil/gas natural: No resultan adjudicatarias de ningún derecho,

siguiendo con el plan 2005-2007.


96

• Tasa de emisión de una central de carbón nacional: 092 t CO2/MWh Se las insta a

funcionar entre 4500 y 7000 horas equivalentes a plena carga. A cada instalación

se les aplica distintos factores de ajuste según si han realizado inversiones para

reducir emisiones de SOx y NOx.

• A las instalaciones se les aplicará un límite de utilización de créditos procedentes

de mecanismos basados en proyectos a efectos de cumplimientos con las

obligaciones de entrega anual de derechos. Este límite varía en función del sector

de actividad al que pertenece. De este modo, las instalaciones de producción de

energía eléctrica de servicio público podrán utilizar Reducciones Certificadas de

Emisiones (RCE) y Unidades de Reducción de Emisiones (URE) para el

cumplimiento de sus obligaciones hasta un porcentaje del 42 por 100 sobre su

asignación individualizada anual. En el caso del resto de sectores podrán utilizar

hasta un 7,9 por 100 sobre su asignación individualizada anual.

La Comisión Europea impuso la limitación de cubrir hasta un 20% de las necesidades

totales de España de derechos a través de mecanismos de desarrollo limpio. Si se le

añade el 37% de reducción planteado por el PNA 2008-2012, se terminan cubriendo el

déficit de derechos en que incurriría España, recuérdese que en 2005 el nivel de

emisiones era un 53% superior a los niveles realizados en 1990, muy por encima del

límite del 15% que había impuesto la Unión Europea:

Figura 5. Evolución del nivel de emisiones en % respecto a los niveles de 1990


97

2.2.1 Análisis del efecto de los Planes Nacionales de Asignación sobre las centrales

térmicas:

Un estudio realizado por un grupo de trabajo del MIT, [MIT06] que realizó un

análisis comparado de los diversos Planes Nacionales de Asignación de derechos de

emisión CO2 para el período 2008-2012, llegó a las siguientes conclusiones:

Cualquier asignación gratuita representa una subvención y donde sólo la generación

por combustibles fósiles es la subvencionada, esto distorsiona las elecciones de

inversión en favor de la generación por combustibles fósiles. Donde el carbón recibe

una asignación más alta que el gas, las elecciones de inversión están además

distorsionadas hacia el carbón. El nivel de estas subvenciones es tan alto que la

construcción de centrales térmicas de carbón resulta más rentable después del

comercio de emisiones con dicha distorsión de las decisiones de asignación que en

ausencia del comercio. Las consecuencias a largo plazo de estas distorsiones pueden

ser significativas, puesto que, una vez construidas, las instalaciones se quedarán en el

sistema durante muchas décadas, aumentando significativamente el coste del cambio

a una economía de bajas emisiones de carbono en el futuro.

Para instalaciones existentes la asignación no homogénea puede distorsionar la señal

que se quiere dar para incentivar las mejoras de la eficiencia y las decisiones de

cierre.

La subasta de derechos reduciría las distorsiones procedentes de la asignación

gratuita y permitiría dar la señal oportuna a la situación actual en la que varios

países de la Unión Europea se encuentran muy alejados respecto a sus objetivos

establecidos.

Además, una subasta a un precio mínimo podría asegurar además un suelo de

precios que facilitaría las inversiones en tecnologías de baja emisión de carbono y los

ingresos podrían reciclarse de forma creativa para apoyar el desarrollo y despliegue

de tecnologías adecuadas.

Si se comparan los Planes de Asignación de cada estado miembro, se puede observar

la discriminación que se realiza en pro de las centrales térmicas de carbón.


98

DISCRIMINACION CARBON-CCGT (VECES QUE SE ASGNA EL C ARBON S/CCGT)estudio PNA 2008-12 UNIV.CAMBRIDGE - CON SUS DATOS ORGINALES SIN MODIFICAR ESPAÑA

(BORRADOR JULIO)

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Austri

a

BE-Balo

nia

BE-FL

BRUSELAS

CHIPRE

ALEMANIA

ESPAÑA

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NDIA

FRANCIA

HUNGRIA

IRLA

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A

LITUANIA

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A

HOLANDA

POLONIA

SLOVAKIA UK

Austria

BE-Balonia

BE-FL

BRUSELAS

CHIPRE

ALEMANIA

ESPAÑA

FINLANDIA

FRANCIA

HUNGRIA

IRLANDA

ITALIA

LITUANIA

MALTA

HOLANDA

POLONIA

SLOVAKIA

UK

Figura 6. Comparativa de las asignaciones entre carbón y ciclo combinado en los distintos Planes Nacionales de

Asignación

Para el cálculo anterior, se toma como base la misma potencia instalada de 200 MW y

el tiempo de utilización que haya fijado el PNA o en todo caso, se asume un

funcionamiento de 6 000 horas a plena carga al año.

Destaca la situación de los ciclos combinados en España, donde reciben un menor

nivel de asignación. Y de hecho, en España se asigna cuatro veces más emisiones a

una central de carbón que a un ciclo combinado cuando la tasa de emisión de un

ciclo combinado es tres veces menor a la de una central de carbón. Por el contrario,

en el resto de la Unión Europa el ratio de asignación central de carbón/ciclo

combinado es de tan sólo 1,6 de media.

Todo lo anterior, muestra una asimetría y una falta de homogeneidad en la

asignación entre ambas tecnologías de generación en España. Se obtienen dos

conclusiones:

• Las centrales de carbón están ampliamente subvencionadas en España través del

PNA, quizás confundiendo el PNA con otros objetivos de diversificación del mix

energético y de seguridad de suministro que no tienen nada que ver con el

objetivo de reducción de emisiones que se persigue con el mecanismo de


99

derechos de emisión, por lo que la señal que se da al mercado es claramente

confusa.

• Por otro lado, la discriminación a la que se encuentra el ciclo combinado en

España hace que no se cumpla la Directiva 2003/87/CE que regula el comercio de

emisiones, dado que no se permite la discriminación de una tecnología limpia y

eficiente.

Aunque aún no existe nada claro respecto a la situación post-Kyoto, la Unión

Europea en su objetivo de liderar la lucha contra el cambio climático ya ha anunciado

la decisión de promover una tercera fase de derechos de emisión, que abarcaría el

período comprendido entre los años 2013 y 2020.

2.2.2 Tercera fase de derechos de emisión de gases de efecto invernadero:

El Protocolo de Kyoto se hace vigente en el período 2008-2012 y no existe ninguna

propuesta para más allá de esa fecha. Esta falta de objetividad supone una gran

incertidumbre para todas las instalaciones pertenecientes a los sectores afectados,

pero en especial para las nuevas inversiones. Por ello y por el objetivo de liderar la

lucha contra el cambio climático, la Unión Europea a través de su Estrategia contra el

Cambio climático ya se ha impuesto un nuevo objetivo de emisiones de gases de

efecto invernadero para una tercera fase de derechos de emisión en el período 2013-

2020.

El objetivo propuesto supone reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en

un 20% respecto a los niveles del año 1990. Además de este objetivo, se plantea el

compromiso de alcanzar acuerdos internacionales para conseguir un compromiso

global de reducción de emisiones que en el caso de alcanzarse, impulsaría a la Unión

Europea a ampliar ese objetivo hasta un 30% de reducción en sus emisiones.

En concreto, para España, el objetivo comunitario se traduciría en un objetivo

nacional de reducción de las emisiones en un 20% respecto al nivel realizado en el

año 2005.

En esta tercera fase, el número de derechos que se repartirían gratuitamente se

reduciría drásticamente y se plantea la posibilidad de que los estados miembros no


100

realicen ninguna asignación gratuita y por el contrario, se proceda a subastar los

derechos con que cada estado miembro cuente.

Desaparecerían por tanto los PNA, consiguiendo una armonización en la regulación

entre Estados Miembros. Esta tercera fase contaría con las siguientes características:

• Se incluye en el sistema otros gases de efecto invernadero distintos del CO2 que

afectan a la industria química principalmente.

• Las siguientes fases tendrían una duración de ocho años, comenzando con la

tercera fase que abarcaría desde el 2013 hasta 2020.

• Se fija un “cap” (cantidad total de derechos a asignar) a nivel de la Unión Europea

de 1 720 Mton CO2 en 2020. La cantidad a asignar en los años anteriores se

establecerá aplicando la relación lineal entre la asignación realizada en 2012 y el

objetivo de 2020.

• Se establece la subasta como método básico de asignación y desaparecen los PNA.

• Existiría un período transitorio de asignación gratuita para los Sectores

Industriales que se acabaría en 2020.

• Se establece que la asignación gratuita transitoria a las instalaciones del sector

eléctrico en 2013 corresponda al 50 % de la asignación que percibieron en la

segunda fase al mismo tiempo que dicha asignación irá disminuyendo en un 10 %

cada año, por lo que en 2018 no habrá asignación gratuita para el sector eléctrico.

• Las asignaciones transitorias de derechos gratuitos podrán realizarse siguiendo

un proceso de benchmarking respecto a la mejor tecnología disponible.

• En cualquier situación, no se asignará gratuitamente derechos de emisión a los

nuevos entrantes del sector eléctrico, ni a centrales de carbón que cuenten

tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 (CCS).

• Se establecerá un método de asignación armonizado a nivel de Unión Europea.

• Los derechos a subastar se repartirían entre los Estados Miembros, de los que se

subastarían el 90 % en función de las emisiones que cada Estado Miembro


101

produjo en 2005 y un 10 % se repartiría entre Estados Miembros en base a un

principio de solidaridad.

• De los ingresos obtenidos en las subastas, un porcentaje mínimo, a determinar

por la Unión Europea, se deberá destinar a reducir emisiones, a adaptar y a

financiar el desarrollo de energías renovables y de plantas energéticas que

cuenten con tecnologías de captura y secuestro de CO2.

• Amplía el ámbito de aplicación. Afectaría a los sectores químicos y del aluminio,

así como al transporte de gases, incluido el CO2 y de la aviación.

• El permiso de emisión se revisaría cada 5 años para cada instalación desde la

Comisión.

• Sólo se permitiría el uso de CER correspondientes a los sobrantes de la segunda

fase (2008-2012), hasta alcanzar el límite de CER permitidos en dicha fase.

En el caso de que se llegase aun acuerdo internacional en cuanto a la reducción de las

emisiones de gases de efecto invernadero:

• Se debería modificar el “cap” europeo.

• Se modificaría el reparto de esfuerzos en los sectores a los que no afectan los

mercados de emisión.

• Se reconsideraría el régimen transitorio de la asignación gratuita. Probablemente

no se contemplaría asignación gratuita de derechos de emisión para ninguna

instalación.

• Se ampliaría el límite de uso de CER. Se aceptarían CER procedentes de JI/CDM

(u otros créditos dentro del acuerdo) procedentes de los países que firmen el

acuerdo. Sin embargo, el total de CER permitidos para saldar las emisiones de

cada país se reduciría a la mitad del límite establecido en el período 2008-2012.

Además, con respecto a los países con los cuales no se alcance un acuerdo de

reducción de emisiones, se plantea un sistema de gravámenes sobre las

importaciones que se realicen en la Unión Europea desde alguno de dichos países.

Este impuesto consistiría en la obligación impuesta a los países importadores de


102

entregar los derechos de emisión equivalentes a los que las industrias europeas

requieren para su funcionamiento. Este mecanismo se diseña con el objetivo de

proteger la competitividad de la industria europea y evitar la “fuga de emisiones”.

Dentro de los sectores afectados por el esquema de comercio de emisiones, se pone

especial presión a los sectores energéticos por tratarse de uno de los sectores con

mayor potencial de reducción de sus emisiones de gases de efecto invernadero.

Dentro del sector eléctrico, las instalaciones internalizan el coste del derecho de

emisión en sus ofertas al mercado de producción, por lo que el mercado determina la

optimización medioambiental. La reducción de emisiones se obtiene por tanto a

través del cambio tecnológico por tecnologías de generación menos emisoras, donde

destacan las renovables y los ciclos combinados como factores de cambio sobre la

situación anterior basada en el dominio de las centrales nucleares y de carbón. La

otra manera que permite reducir las emisiones del país consiste en el aumento de las

importaciones de electricidad y traspasando el problema de las emisiones a los países

exportadores, pero la escasa capacidad de importación limita enormemente esta

posibilidad.

2.3 La lucha contra el cambio climático:

El cambio climático global es uno de los problemas más graves a los que se enfrenta

el mundo y España en particular. Olas de calor, incendios forestales, subida del nivel

del mar, sequías y fenómenos meteorológicos extremos, como la gota fría y las

inundaciones, con graves impactos los ecosistemas marinos y terrestres, son algunos

de sus efectos. El cambio climático agrava los procesos de desertificación y erosión, la

escasez de recursos hídricos debida a la deforestación, la sobreexplotación de

acuíferos y una pérdida generalizada de biodiversidad en las zonas húmedas

costeras y en los bosques. Todo ello tendrá dolorosas repercusiones sociales (muertes

directas por hipertermia y agravamiento de otras dolencias, catástrofes climáticas con

pérdidas de vidas y hogares, pérdida de empleos) y causará importantes daños

económicos en sectores como la agricultura, el turismo, los seguros o las

infraestructuras.


103

La temperatura media anual ha subido una media de 1,5º C en el periodo 1970-2000

en España, según datos del Instituto Nacional de Meteorología, y se prevé un

descenso medio de las precipitaciones del 10%, un aumento de la

evapotranspiración, un descenso del 33% de la humedad del suelo y una subida del

nivel del mar, lo que acarreará graves trastornos ecológicos, sanitarios, económicos y

sociales.

Los costes económicos son hoy inconmensurables, pero en todo caso, muy elevados,

sin embargo, el coste de no actuar sería muy superior.

Dentro de este apartado, se analizan las dos principales guías que se han impuesto

las Administraciones española y europea a seguir con el objetivo de la lucha contra el

cambio climático.

2.3.1 Informe de la Comisión Europea sobre el Cambio Climático

Este informe supuso una propuesta de normativa que fue ratificada posteriormente

por el Consejo europeo. El objetivo que se plantea la Unión Europea en este informe

es limitar el cambio climático global de manera que la temperatura global no

aumente más de 2º C sobre la existente en la época preindustrial.

Este objetivo de limitación en 2º C el aumento de temperatura global requiere que las

emisiones de gases de efecto invernadero lleguen al máximo en 2025 y se reduzcan

en 2050 a un 50% de las existentes en 1990.

En este informe se establece el objetivo general de conseguir una reducción de las

emisiones de gases de efecto invernadero en los países desarrollados del 30% para el

año 2020 en comparación las emisiones que éstos producían en el año 1990, como

continuación al Tratado de Kyoto cuyo período de actuación finaliza en el año 2012.

En cualquier caso, la Unión Europea se establece un objetivo mínimo de conseguir la

reducción del 20% de sus emisiones de gases de efecto invernadero, si bien este

objetivo lo puede modificar en función del transcurso de las negociaciones con el

resto de países industrializados, pudiendo alcanzar este objetivo el 30% de reducción.

El primer objetivo es por lo tanto lograr un acuerdo mundial, lo que no deja de ser

ambicioso y difícil de lograr, al menos a corto plazo. Con esta iniciativa se da


104

respuesta a las quejas que las empresas industriales europeas proclamaban debido a

la pérdida de competitividad que sufre la Unión Europea respecto a otros países que

no adoptan ninguna medida de reducción de emisiones y porque resulta inútil

abordar, de forma individual, la lucha contra el cambio climático, cuando los gases

de efecto invernadero tienen un efecto global.

Uno de los puntos novedosos de este informe consiste en la inclusión de los países en

desarrollo dentro del objetivo de negociación internacional, y menciona

expresamente a China, India y Brasil, grandes consumidores de energía a los que se

les prevén crecimientos aún mayores en el consumo energético.

El informe propone además ampliar o incluir nuevas medidas para luchar contra el

cambio climático adicionalmente a las existentes en el Protocolo de Kyoto.

En cualquier caso, el objetivo mínimo de reducción de emisiones no deja de ser

ambicioso. Además, destaca la posición que reafirma el mantenimiento del comercio

de emisiones después del 2012, ampliando incluso su ámbito de aplicación a otros

sectores y otros gases.

Las razones para limitar el cambio climático radican en los beneficios que implica

que resultan muchísimo mayores que los costes a los que habría que enfrentarse en el

caso de no tomar partido. El informe Stern estima que los costes de la inacción ante el

cambio climático se sitúan entre un 5% y un 20% del PIB, mientras que las

inversiones en tecnologías de bajo carbono suponen tan sólo el 0,5% anual del PIB

entre los años 2013 y 2030.

Luchar contra el cambio climático tiene además otros beneficios: mejorar la eficiencia

energética de forma económicamente rentable, aumentar la seguridad de suministro

energético, reducir la contaminación del aire mejorando la salud y otros muchos.

2.3.2 Medidas propuestas contra el cambio climático:

Para conseguirlo el objetivo impuesto de reducción de emisiones, la Unión Europea

ha adoptado, las siguientes medidas concretas:

• Mejorar la eficiencia energética en un 20%.


105

• Incrementar la cuota de renovables hasta el 20%.

• Impulsar la captura y almacenamiento de carbono.

• Continuar con el comercio de emisiones después de 2012. En este caso, se

establecerían nuevos Planes Nacional de Asignación (PNA) para cada estado

miembro que abarcaría períodos que durasen cinco años. En estos nuevos PNA se

incluirían nuevos límites sobre otros gases de efecto invernadero.

• Armonización de los PNA y posiblemente, unión de estos con otros esquemas

semejantes que se están llevando a cabo en otras partes del mundo, como el

esquema de California o el australiano.

• Limitar las emisiones en el transporte y otros sectores.

• Fomentar el I+D en los sectores energéticos.

Sin embargo, la Comisión Europea es consciente de que es necesaria una acción

global para limitar el cambio climático. Por ello, conseguir un acuerdo internacional

es un objetivo prioritario para la Unión Europea.

Las principales medidas que propone para el desarrollo internacional de la lucha

contra el cambio climático incluyen la integración de los diferentes comercios de

emisiones existentes y la unificación de las normas para el control y seguimiento de

las emisiones en los países desarrollados.

Respecto a los países en desarrollo, en 2020 habrán igualado en emisiones a los países

desarrollados, por lo que es necesario que empiecen a tomar medidas para reducir

éstas partir de esa fecha. El impacto que la reducción de los gases de efecto

invernadero pueda tener sobre su crecimiento económico es asumible y se proponen

las siguientes opciones para conseguir que estos países adopten más iniciativas en

pro de la lucha contra el cambio climático:

• Ampliar el ámbito de los mecanismos de desarrollo limpio (CDM) a las

reducciones del sector energético nacional, en lugar de a proyectos concretos.

• Mejorar la coordinación y combinar adecuadamente los diferentes tipos de

ayudas y sistemas de financiación que existen actualmente: mecanismos de


106

desarrollo limpio (CDM), ayudas al desarrollo, mecanismos de financiación para

la innovación, etc.

• Establecer un comercio de emisiones sectorial para los sectores intensivos en

energía, que podría integrarse en el existente a nivel internacional.

• Establecer límites de emisión a medida que los países vayan alcanzando un

determinado grado de desarrollo.

Además, se deberían incluir también acuerdos en otros aspectos como la

investigación, la deforestación, ayudas para la adaptación y acuerdos sobre normas

de eficiencia energética.

2.3.3 Estrategia española contra el Cambio Climático

El Consejo de Ministros del 20 de julio aprobó una serie de medidas contra el cambio

climático entre las que se encuentra la “Estrategia española de cambio climático y

energía limpia. Horizonte 2007-2012-2020” (EECCEL) [MITC07] que propone

medidas que contribuyan al desarrollo sostenible en el ámbito del cambio climático y

a la energía limpia.

Este informe es la propuesta del Gobierno para el Consejo Nacional del Clima y la

Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio climático.

Este informe presenta una relación muy exhaustiva de las medidas que se pueden

tomar para conseguir los dos objetivos fundamentales: luchar contra el cambio

climático y conseguir una energía limpia.

Las principales medidas que menciona se basan en el fomento de las energías

renovables, el aumento de la eficiencia energética, la necesidad del ahorro y las

limitaciones sobre las emisiones de CO2 que impone el PNA, con el objetivo de

incentivar las instalaciones menos emisoras y transmitir la señal de precio correcta al

consumidor, que incluya los costes medioambientales en los que se ha incurrido.

Se pueden destacar los siguientes hechos.

• Se plantea un nuevo plan de renovables 2011-2020 en el que se establece como

objetivo eléctrico el 37%.


107

• Se requiere que cada comunidad autónoma elabore su propia estrategia para la

lucha contra el cambio climático.

• Establece un Plan de Medidas Urgentes a aplicar para el fomento del ahorro y la

eficiencia. Entre las medidas se pueden destacar:

• Ahorro y eficiencia en los edificios de la Administración General.

• Alumbrado público.

• Sustitución progresiva de las bombillas incandescentes.

• Repotenciación de parques eólicos.

• Eólica marina.

• Contadores eléctricos

En conjunto, las actuaciones afectan a siete sectores y gases distintos y suponen la

puesta en marcha inmediata de alrededor del 65 por 100 de las medidas de reducción

de emisiones enumeradas en la Estrategia.

El Plan de Medidas Urgentes proporciona reducciones adicionales de 12,2 millones

de toneladas de CO2 equivalentes al año (61,1 millones de toneladas de CO2

equivalentes en el período 2008-2012).

Asimismo, esta Estrategia aborda las medidas necesarias para optimizar el uso de los

mecanismos flexibles del Protocolo de Kyoto, optimizando al mismo tiempo el

potencial de los mismos como instrumento de cooperación, vector de promoción del

desarrollo sostenible en los países anfitriones y apoyo a la actividad internacional de

las empresas españolas.

El objetivo final de esta Estrategia consiste en reducir en un 60 por 100 la distancia

para el cumplimiento de los objetivos propuestos en el Tratado de Kyoto.

Un aspecto de especial relevancia es que la Estrategia contra el cambio climático no

sólo recoge medidas de mitigación, sino que la adaptación juega también un papel

destacado. La adaptación al cambio climático es necesaria y complementaria a las

acciones de mitigación: el cambio climático representa una fuente de riesgo, ante el

cual la adaptación es la respuesta para minimizar los impactos o explotar las


108

oportunidades. La evaluación de este riesgo es una tarea compleja con muchas

incertidumbres asociadas, que requiere una aproximación multidisciplinar científica,

social y económica.

Esta Estrategia se impone como objetivos fundamentales la lucha contra el cambio

climático y el fomento de la energía limpia. Se proponen distintas medidas para

ambos objetivos.

En la lucha contra el cambio climático se definen once áreas de actuación y para cada

una de ellas propone objetivos generales, medidas concretas e indicadores de

seguimiento, donde destacan las siguientes:

1.- Cooperación Institucional. Se impone:

• Subvenciones para incrementar las renovables y eficiencia en edificios públicos.

• Un plan de auditorías para los edificios de la Administración general.

• En los concursos públicos de contratación de servicios, se deberá presentar un

informe sobre medidas de eficiencia, favoreciendo a las empresas que presenten

un modelo sostenible (incluso a nivel municipal).

• Las compras públicas deben incorporar criterios de sostenibilidad.

2.- Mecanismos de flexibilidad. Se requiere:

Desarrollar proyectos de MDL, participación en fondos multilaterales, negociaciones

con otros países, facilitar la canalización de inversiones, etc.

3.- Comercio de emisiones. Se hace necesario:

• Dar mayor estabilidad al comercio de emisiones.

• Ampliación del ámbito de actuación a otros gases y sectores.

• Armonizar metodologías y horquillas de asignación a nivel comunitario.

• Desarrollo real de los mecanismos de desarrollo limpio y los Joint

Implementation (JI).

4.- Captura y almacenamiento geológico de CO2. Considera que esta tecnología es

una opción válida en la lucha de España contra el cambio climático.


109

Se hace necesario evaluar la situación actual, localizar los emplazamientos, un

estudios de costes, análisis de la contribución a la reducción de emisiones,

coordinación de las iniciativas nacionales e incentivar proyectos de I+D.

5.- Sectores difusos.

Entre las medidas que propone para los diferentes sectores se pueden destacar:

• Transporte: mejorar la eficiencia y utilización de tecnologías de generación en los

edificios de terminales, utilización racional de los vehículos privados, desarrollo

de red ferroviaria. Se propone la elaboración de una norma básica de Movilidad

Sostenible e impulsar Planes de Movilidad sostenible como instrumentos

preferentes de la actuación de las Administraciones en las áreas urbanas y

metropolitanas.

• Residencial comercial e industrial: Se incentiva la mejora de la eficiencia

energética en los edificios, tanto en la envolvente edificatoria como en el

equipamiento de la misma o la elaboración de una norma técnica sobre eficiencia

y ahorro energético en el alumbrado público. Las medidas para el ahorro y la

mejora de la eficiencia son similares a las contempladas en la revisión del

Reglamento de Instalaciones térmicas o el Código técnico de la edificación,

promoviendo medidas como la iluminación de bajo consumo, el control de la

temperatura interior de centros comerciales, el cambio de calderas en edificios

residenciales para eliminar la quema de carbón a nivel urbano en 2012, la

promoción de paneles térmicos en las viviendas, de equipos consumidores

eficientes y la realización de campañas de sensibilización.

6.- Adaptación. Requiere medidas como desarrollar y aplicar el Plan Nacional de

Adaptación o evaluar el impacto en los recursos hídricos.

7.- Información y sensibilización.

8.- Investigación, desarrollo e innovación. Entre estas medidas, destaca la necesidad

de un nuevo Plan Nacional de I+D+i, la revisión de la retribución de las actividades

de distribución de electricidad y gas, la investigación en carbón limpio y un

Programa Nacional sobre Clima y Cambio Climático.


110

9.- Medias horizontales. Se imponen las siguientes medidas:

• Política fiscal: Es un instrumento fundamental para lograr los objetivos ya que

contribuye a la mejora de los precios de las opciones menos emisoras y la

penalización de las más intensivas en carbono. En 2007 el Gobierno incorporará

elementos de Fiscalidad Verde utilizando las figuras fiscales actuales o creando

otras nuevas.

• Ordenación del territorio: promoción de mejores técnicas disponibles, facilitar la

penetración de nuevas formas de energía,

• Gestión ambiental: Las empresa que colaboren con la Administración deberán

tener implantados sistemas de gestión Ambiental Integrados y se incentivará que

los suministradores de grandes empresas también los tengan, promover

compromisos voluntarios de reducción de emisiones y consumo energético.

Para el fomento de la energía limpia, se definen otros cuatro ámbitos de actuación,

sobre los que se proponen objetivos y las medidas necesarias. Dentro de este ámbito

se incluyen el fomento de las energías renovables y el aumento de la eficiencia

energética. Los objetivos finales que propone consisten en reducir la intensidad

energética y fomentar el uso de la fiscalidad y la estructura de tarifas para conseguir

los objetivos generales de este informe. Para lograr estos objetivos se proponen las

siguientes actuaciones:

• Eficiencia energética: Los objetivos generales se concretan en la reducción del

consumo energético tendencial en un 2% anual y la mejora de la intensidad

energética en un 2% anual para conseguir reducir el consumo de energía primaria

en un 1% anual. Entre las medidas concretas figuran:

• Elaborar una norma básica de Uso Eficiente de la Energía.

• Disuadir los consumos excesivos mediante la estructura de tarifas.

• Aplicación de la Directiva de servicios energéticos.

• Establecer mecanismos regulatorios para que la reducción de costes derivados

de la mejora de la eficiencia energética no implique un mayor consumo y los


111

beneficios obtenidos se destinen a protección medioambiental y tecnologías

limpias.

• Renovables. Se establecen los siguientes objetivos generales: Cubrir el 10% de la

demanda de carburantes en 2020 mediante biocombustibles; desarrollo de un

nuevo Plan de Renovables 2011-2020 que permita alcanzar el objetivo

comunitario del 20% en 2020; objetivos de renovables para 2012 del 32% de la

demanda de electricidad y del 37% en 2020. Entre las medidas concretas figuran:

• Incentivar las tecnologías de biomasa y solar.

• Mejorar condiciones de acceso a la red y los trámites administrativos para

fotovoltaicas de menos de 5 kW.

• Incrementar el aprovechamiento hidráulico mediante la rehabilitación de

minicentrales cerradas, mejorando las existentes e instalando turbinas en

embalses que carecen de ellas.

• Dotar de un marco de seguridad económica evaluando las mejoras de las

bonificaciones en el IAE de las empresas que utilizan o producen energías de

origen renovable.

• Incentivar el cambio de calderas en instalaciones térmicas para que permitan

el consumo de biomasa.

• Gestión de demanda. Se impone la necesidad de un uso más racional de la

energía con señales de precio correctas al consumidor y el impulso a los

instrumentos de mercado, incluyendo fiscalidad y estructura tarifaria para

concienciar de esta necesidad. Entre las medidas concretas figuran:

• Sistema de tarificación que incluyan costes externos y desincentiven consumos

excesivos.

• Que la demanda participe en el mercado de electricidad, incluyendo las

empresas que mantienen tarifas interrumpibles.

• Contadores horarios e inteligentes que proporcionen al consumidor

información cuando los precios sean elevados.


112

• Investigación, desarrollo e innovación: Con el objetivo de desarrollar

tecnologías limpias, se hace especial hincapié en las labores necesarias de

investigación en las tecnologías menos desarrolladas: eólica marina, geotermia,

fusión, carbón limpio y generación distribuida.

A través del Plan de Medidas Urgentes planteado en esta Estrategia, se consiguen

reducciones adicionales de 12,2 millones de toneladas de CO2 equivalentes al año.

Serán todavía necesarias otras medidas adicionales que proporcionen reducciones de

15,03 millones de toneladas de CO2 equivalentes al año. El Gobierno estima que las

Comunidades Autónomas y las Entidades Locales son clave para identificar y poner

en marcha dichas medidas, especialmente a través de las estrategias autonómicas.

113

Parte II POTENCIALES DE DESARROLLO

Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables

114

Capítulo 5 POTENCIAL DE LAS RENOVABLES

La Unión Europea en su conjunto tiene un elevado potencial de desarrollo de las

energías renovables.

El uso de alas energías renovables para abastecer el consumo energético presenta

múltiples ventajas:

• Garantiza un desarrollo sostenible en el largo plazo, dado que no reduce el nivel

de reservas de combustibles ni supone en general emisiones de gases de efecto

invernadero.

• Ayuda a reducir la dependencia energética exterior, por lo que indirectamente

ayuda a mejorar la seguridad de suministro.

• Ayuda a mejorar la competitividad de la industria europea.

• Tiene un impacto positivo sobre el desarrollo regional y el empleo.

• Es un tipo de energía muy apoyada por la opinión pública.

Por ello, la política energética europea y en especial la española han puesto especial

interés en el fomento de estas energías.

En la actualidad, las renovables abastecen sólo un 6% del consumo de energía

primaria de la Unión Europea, aunque el objetivo propuesto por la Comisión

Europea supone alcanzar el 12% en 2010 y el 20% en 2020.

Estos objetivos tan ambiciosos requieren de una regulación favorable a estas

tecnologías. Además, dado que de por sí las energías renovables no resultan

rentables por sus elevados costes en comparación con los precios del mercado, se

requiere un sistema que compense a las energías renovables, internalizando las

mejoras que las energías renovables suponen para la sociedad.

En el presente capítulo se estudia el máximo potencial de las energías renovables en

España, de forma que se contraste la viabilidad de los objetivos impuestos y se pueda


115

realizar una estimación de los objetivos en materia de renovables que se puedan

imponer en el muy largo plazo. Por otra parte, será necesario hacer un análisis de la

regulación de las energías renovables tanto a nivel de España como de otras medidas

propuestas en la Unión Europea.

1 Análisis de los objetivos en energías renovables:

Desde la Unión Europea la promoción del desarrollo de las energías renovables se

comenzó regulando a través de la Directiva 2001/77.

En esta directiva, se establece el objetivo de abastecer el 12% del consumo de energía

primaria (de la Europa de los 15) a través de las energías renovables para el año 2010.

Esto suponía que las energías renovables abarcasen hasta un 22,1% de la demanda

total de electricidad de la Unión Europea, aunque con la inclusión de nuevos

miembros, este objetivo se redujo al 21%.

La misma directiva se establece como uno de los pasos necesarios para cumplir con el

objetivo de reducción de emisiones de CO2 comprometido bajo el Protocolo de

Kyoto.

Esta directiva regula las siguientes tecnologías: eólica, solar, geotérmica,

mareomotriz, olas, hidroeléctrica, biomasa, biofuel y residuos.

En la actualidad se cuenta con el siguiente reparto de potencia instalada por

tecnología, donde las energías renovables suponen cada vez mayor cuota de

mercado:

Figura 7. Potencia instalada por tecnología en el año 2006. Fuente: CNE


116

De entre las energías renovables, la hidroeléctrica permanece como la principal de

ellas, por contar con los grandes embalses regulables, presentes algunos desde hace

más de 100 años. Aunque destaca el desarrollo que ha presentado la tecnología eólica

en los últimos tiempo, estableciéndose como una tecnología ya madura y

desarrollada. Aunque la biomasa aún mantiene un elevado porcentaje en el consumo

energético, especialmente para usos de calefacción.

Posteriormente, en la Propuesta de Directiva para la promoción del uso de las

energías renovables (Paquete Verde), la Unión Europea se planteó nuevos objetivos

con un plazo mucho mayor. En esta propuesta:

Define que el consumo de energías renovables sobre el consumo energético total de

la Unión Europea pase del 8.5% existente en 2005 hasta un 20% en 2020.

Establece la necesidad de impulsar el consumo de biofuel, imponiendo un consumo

mínimo del 10% para el año 2020.

Establece la obligación de realizar Planes de Acción Nacionales que deberán ser

supervisado y posteriormente adoptados por cada Estado Miembro.

Estandariza los Certificados de origen, que garantizan que el consumo de

electricidad procede de fuentes renovables. Y establece mecanismos que permitan el

comercio de estos mismos derechos.

Por el momento, el objetivo planteado por España en el PER 2005-2010 (Plan de

Fomento de las energías renovables) se sitúa en un 29% del total de la demanda

eléctrica para el año 2010. Para ello, se establecen los siguientes objetivos

individuales en función de la tecnología:

• Biomasa: 2 274 MW

• Eólica: 20 155 MW

• Solar fotovoltaica: 371 MW

• Solar termoeléctrica: 500 MW

• Minihidráulica: 2 200 MW

• Centrales de aprovechamiento de residuos sólidos urbanos: 261 MW


117

• Cogeneración: 7 500 MW

Dentro del objetivo declarado por la Unión Europea del 20% de renovables en el año

2020, queda por determinar el objetivo individual de cada país. Es de esperar que a

los países que están mejor posicionados, tales como España, Alemania o Dinamarca,

se les imponga mayores objetivos.

EL RD 661/2007 indica que en el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo plan de

energías renovables. La fijación de objetivos y en su caso limitaciones de capacidad

se realizará de acuerdo con la evolución de la demanda y el desarrollo de la red

eléctrica para permitir la máxima integración en el sistema en condiciones de

seguridad de suministro (esto supone condicionar el desarrollo del RE al desarrollo

de las redes, en concreto de las de transporte que están supeditadas a los intereses de

REE, si bien el planteamiento debería ser al revés, es decir, ver cuál es el desarrollo de

la red necesario para cumplir con los objetivos renovables).

Una cifra objetivo posible para el año 2020 resulta de una cuota del 45% de

renovables sobre la demanda eléctrica en 2020. De hecho, según declaraciones del

Secretario de Estado de la Energía, la cifra que se plantea es de una producción de

151 TWh en 2020, lo que supondría 40 GW eólicos, 22 GW hidráulicos, 2 GW de

centrales de biomasa y 800 MW de centrales termosolares. Con ello, se lograría una

cuota del 20% de renovables en consumo de energía primaria.

A continuación se analiza el potencial de renovables que existe en España. Para ello,

se parte de los estudios realizados por la Comisión Europea (XGreen y Forres 2020) y

del estudio realizado por Greenpeace [GREE05]:

1.1 Prospectiva energética de Greenpeace:

En el informe [GREE07], que realizó el IIT por encargo de Greenpeace, se estimó el

máximo potencial que tenían las energías renovables en España.

Para ello, se realizó el análisis sobre cada provincia de distintas variables como la

superficie de terreno aprovechable con suficiente aporte lumínico, la orografía del

terreno o la máxima implantación de turbinas eólicas en función del terreno

disponible, con el fin de determinar la máxima potencia instalable en España.


118

Por su parte, para determinar la máxima producción de las energías renovables se

evaluó la actuación de cada tecnología instalada en cada provincia, en el caso de

contar con los datos pertinentes. Con estos valores, se podía estimar un número de

horas equivalentes que cada tecnología podía funcionar al año a plena carga en

función de la provincia en la que se encontrase. Este método resulta ciertamente

criticable, dado que asume que el funcionamiento de las tecnologías futuras será

igual al que realizan en la actualidad. En este caso se obvia el hecho de que los

plantas en funcionamiento en la actualidad, se encuentran en las mejores

localizaciones, por lo que futuros emplazamientos contarán con factores de carga

peores, por contar, por ejemplo con menor aporte eólico. Lo cierto es que la fecha

objetivo planteada en el estudio, 2050, está tan lejana que para entonces, se podrían

haber desarrollado las tecnologías renovables, de manera que el problema anterior se

compensase con dicho desarrollo.

En concreto, para la España peninsular, se determina un máximo potencial de

renovables de hasta 5 470 GW.

Figura 8. Máximo Potencial de renovables (GW)

De estos 5 470 GW, 2 738 GW corresponderían a centrales solares termoeléctricas,

que son las que se les estima un mayor potencial, 915 GW corresponden a parques


119

eólicos interiores y 164 GW a parques eólicos marinos, a las huertas fotovoltaicas les

estima un potencial total de 1 203 GW y a las turbinas mareomotrices hasta 84 GW,

por el contrario, a las tecnologías con mayor capacidad de regulación, como son las

centrales térmicas de biomasa les estima un potencial de 19,7 GW/a las

minihidráulicas, 18,6 GW y a las centrales geotérmicas, 2,7 GW.

De este valor, destaca el alto potencial solar que tiene la península ibérica, dada su

situación al sur de Europa y al alto número de horas de sol al año y a gran cantidad

de terreno aprovechable tanto para huertas solares como para parques eólicos.

A partir del máximo potencial de potencia instalada por tecnología, se estimó que el

máximo potencial de producción renovable se situaba en torno a 15 798 TWh al año:

Figura 9. Máximo potencial de renovables (TWh)

De estos 15 798 TWh, a las centrales termosolares les correspondía 9 890 TWh,

mientras que a la eólica terrestre esta cifra ascendía hasta 2 290 TWh y a la eólica off-

shore 331 TWh, a la tecnología fotovoltaica les correspondía 1 943 TWh en total, a la

energía mareomotriz se le asignaba un potencial de 300 TWh y respecto a las


120

energías regulables, se suponían 142 TWh de producción a partir de biomasa, 31,6

TWh de producción hidráulica y 15,8 TWh en centrales geotérmicas.

Estas cifras suponen unas horas de funcionamiento equivalentes a plena carga al año

de: 7 220 h/eq para las centrales de biomasa, 5 776 h/eq para las centrales

geotérmicas, 3 563 h/eq para las centrales mareomotrices, 3 611 h/eq para las

centrales termosolares 2 500 h/eq para los parques eólicos, 1 700 h/eq para las

minihidráulicas y 1 620 h/eq para la tecnología fotovoltaica.

De estos resultados, destaca la fuerte producción de las centrales térmicas, tanto

biomasa, como geotérmicas como termosolares, dado que supone el funcionamiento

a plena carga durante todo el año, en una situación ideal de recursos de biomasa

ilimitados y horas de sol aprovechables el 100% del año.

También destaca el elevado número de horas supuesto para los parques eólicos, que

actualmente funcionan del orden de 2 100 h/eq a plena carga al año.

Posteriormente y como continuación de este estudio se realizó un análisis de la

viabilidad de este máximo potencial para el suministro eléctrico, desarrollado en

[GREE05], los resultados de este análisis se analizan con más detalle en el capítulo de

prospectiva. Como dato de interés se presenta a continuación el resultado del

escenario de optimización económica:

En este escenario, se ha tratado de minimizar el coste total del sistema en un

escenario planteado en el año 2050. Se obtienen los siguientes resultados:

La potencia total requerida sería de 79,6 gigawatios, que producirían un total de 292

TWh en el año 2050. El reparto por tecnologías de estas cifras resultaría tal como

muestran las gráficas:


121

Figura 10. Escenario económico de renovables 100% en 2050

Cabe destacar de estos resultados la gran importancia que cobran la generación

hidráulica en todas sus variantes, fluyente, regulada y bombeos, y la generación

eólica y la termosolar.

Además se considera que las centrales termosolares necesarias consistirían en ciclos

híbridos en los que se quemaría biomasa para garantizar el funcionamiento diario de

la central termosolar.

La conclusión de este escenario es que la tecnología renovable que resulta más viable

es la generación eólica terrestre, si bien la variabilidad de ésta hace necesario que

otras tecnologías se hagan cargo de la regulación del sistema, por lo que se hacen

imprescindibles las tecnologías hidráulicas y térmicas renovables (solar térmica y

biomasa).

El coste de electricidad que estima este escenario es de 24.7 €/MWh, tres veces

menos que el coste actual.

En este escenario, la producción renovable no gestionable, especialmente de los

parques eólicos y las centrales termosolares, se aprovecha al máximo y se minimiza

la dispersión de las energías renovables, por ello, las tecnologías con capacidad de

regulación adaptan sus planes de funcionamiento en base al hueco dejado por las

tecnologías no-gestionables. En este caso, los servicios complementarios que


122

requiere el sistema deberían ser suministrados por estas tecnologías, evitando la

reducción de la producción de las energías no gestionables para estos menesteres.

Del estudio realizado, se obtienen las siguientes conclusiones, que añaden alguna

recomendación a tener en cuenta en futuras regulaciones de las energías renovables:

1.1.1 Conclusiones del análisis “Renovables 100%”:

Se ha de tener en cuenta que en un escenario 100% renovable, sería necesario que las

diversas tecnologías funcionasen en modo regulación, es decir, que no funcionasen a

su máxima potencia, sino regulando su producción para de esta forma poder hacer

frente a las inestabilidades del sistema.

Este tipo de funcionamiento es claramente posible en centrales hidráulicas reguladas,

pues al poseer una capacidad de almacenamiento del agua, permite reservar su

producción para los momentos en los que sea realmente necesaria. Además, la

rapidez de respuesta de las centrales hidroeléctricas, permite garantizar que las

perturbaciones puntuales del sistema serán cubiertas por esta tecnología.

Respecto a las plantas térmicas en las que se quema biomasa, se puede imaginar un

esquema similar de funcionamiento al de una central térmica de carbón, donde en

lugar de carbón, se consume biomasa. Mientras que en las centrales termosolares, la

única posibilidad para regular carga, sería reducir la producción por debajo de su

máxima potencia, para de esta forma ser capaz de ofrecer servicios complementarios

y poder cubrir desviaciones del sistema eléctrico.

El mismo esquema se debería diseñar para el resto de tecnologías. En el caso de las

centrales termosolares, la regulación de la producción se realizaría mediante la

regulación del vapor que entra en la turbina correspondiente, en el caso de las otras

tecnologías que dependen de las condiciones meteorológicas, la reducción de

producción se debería realizar mediante controles electrónicos de regulación de la

potencia. En el caso de las turbinas eólicas, además, mediante los controles que

regulan la posición de los álabes de la turbina para maximizar la potencia, podrían

ser usados con el objetivo contrario, reservando un 15% de la potencia máxima para

suministro de servicios complementarios.


123

Finalmente el estudio concluye con la necesidad de llevar a cabo políticas que

fomenten el ahorro y la eficiencia al mismo tiempo que se promueven las energías

renovables, para garantizar la sostenibilidad del modelo y un menor coste total. Un

sistema renovable integrado permitiría cubrir con renovables, además de la demanda

de electricidad, una gran parte (incluso el 100%) de la demanda energética de los

sectores edificación y transporte, de forma más económica que haciendo las dos cosas

por separado (utilizar unas tecnologías renovables sólo para generar electricidad y

otras tecnologías renovables sólo para las demandas no eléctricas)

Greenpeace, como colofón del estudio plantea una serie de objetivos que se deberían

cumplir en el futuro para alcanzar estos niveles de producción renovable. Se

resumen de la siguiente manera:

Sería necesario establecer los siguientes objetivos de obligatorio cumplimiento de

planificación energética de medio y largo plazo:

• Eficiencia energética: reducción de la demanda de energía primaria en un 20% en

2020 respecto a la actual.

• Contribución de las renovables a la energía primaria: 30% en 2020, 80% en 2050.

• Contribución de las renovables a la generación de electricidad: 50% en 2020, 100%

en 2050.

• Contribución de las renovables a la climatización de edificios: 80% en 2050.

• Adoptar objetivos de reducción de emisiones de CO2 con los que contribuir a una

reducción de las emisiones en la UE respecto a 1990 del 30% en 2020 y del 80% en

2050.

• Reforzar el sistema de primas, mediante una Ley de energías renovables, para

asegurar el cumplimiento de los objetivos y un retorno definido y estable a las

inversiones, que deben ser más atractivas que las inversiones en energía sucia.

• Acabar con las distorsiones de mercado que perjudican a las energías renovables.

Poner fin a todas las subvenciones, directas e indirectas, a los combustibles fósiles

y a la energía nuclear, e internalizar todos sus costes externos sociales y


124

ambientales, asegurando que el precio de la energía final refleje todos los costes

según la fuente de energía utilizada. Contaminar tiene que salir caro.

• Adaptar el diseño de las redes eléctricas y de gasoductos, así como las

herramientas y normativas para su gestión, para facilitar la puesta en práctica de

un sistema 100% renovable.

• Utilizar la gestión de la demanda para lograr un sistema 100% renovable al

mínimo coste posible.

• Acabar con el derroche de energía, imponiendo niveles obligatorios de eficiencia

para el consumo energético de todos los electrodomésticos, edificios y vehículos.

1.2 Potencial de las energías renovables en el año 2030 del IDAE:

Por su parte, en el año 2007, se han realizado múltiples estudios en pro de una

planificación energética de largo plazo, a propuesta del MITYC, el IDAE realizó por

su parte una evaluación de los potenciales brutos para cada una de las tecnologías,

pasando posteriormente por filtros de tipo técnico y social, en algunos casos, que

permiten obtener un potencial desarrollable en el horizonte del año 2030, que tenga

mayor utilidad de cara a la prospectiva y la planificación energética.

Se obtienen los resultados expresados en el siguiente gráfico:

Figura 11. Potencial técnicamente viable en el año 2030. Fuente: IDAE


125

De los resultados anteriores, se ha de tener en cuenta que el potencial bruto de la

solar fotovoltaica se estima en 265 GW, de los que 90 GW se instalarían en fachadas

de edificios, si bien este valor, resulta técnicamente viable en sólo 45 GW. Lo mismo

pasa con las instalaciones en suelo, cuyo potencial pasa de 175 GW a 115 GW.

Respecto a la solar termoeléctrica, de los 66 GW considerados, 12 GW corresponden a

centrales en torre, si bien su potencial bruto es de 30 GW, 18 GW corresponden a

instalaciones cilindro parabólicas, aunque su potencial bruto se estima en 60 GW, y

los 36 GW restantes corresponden a instalaciones de tipo disco parabólicas, cuyo

potencial bruto se estima en 60 GW igualmente.

Respecto a la eólica, se considera que a 2030, los avances tecnológicos desarrollados

permitirán aumentar la potencia instalada en un 40% utilizando la misma superficie.

El potencial bruto que se estima para la eólica terrestre es de 95 GW, valor

considerado como potencial técnicamente viable. Lo mismo ocurre con eólica marina,

cuyo potencial bruto se estima de hasta 15 GW. Para 2030, de haberse realizado el

máximo potencial eólico, estas instalaciones ocuparían el 1% de la superficie

nacional.

Respecto al hidráulica, se estima que el potencial fluvial bruto es del orden de 150

TWh, si bien, resulta técnicamente viable menos de la mitad (70 TWh), de los cuales,

se han desarrollado 38 TWh en los aprovechamientos hidroeléctricos existentes, por

lo que, si se descarta el potencial de las grandes centrales hidráulicas, por el impacto

ambiental que éstas suponen, el máximo potencial desarrollable en centrales

pequeñas y medianas sería de 20 TWh, de los cuales, más de la tercera parte no

resultaría viable por problemas medioambientales, por lo que el potencial máximo

sostenible se sitúa del orden de 4,5 TWh.

Se considera un escenario consistente en la promoción del bombeo como medida

para permitir la mayor penetración de las energías renovables no gestionables en el

sistema, por lo que propone un potencial de desarrollo de 5 000 MW en 2030,

además, para aprovechar el potencial antes mencionado, se podrían desarrollar hasta

1 000 MW en centrales de tipo minihidráulico y hasta 500 MW en centrales

hidroeléctricas de mediana envergadura (hasta 50 MW).


126

Respecto a la evaluación del potencial geotérmico, destaca que las mejores zonas

para dicho desarrollo se encuentran en el litoral sudeste español (Almería y Murcia),

en la costa y Pirineos catalanes, en el centro de la península en Ciudad Real y en las

islas Canarias. Resultando un máximo potencial de 18 TWh.

De los resultados, se extrae que algunas tecnologías, como la biomasa agrícola y

forestal, los biocarburantes, o la solar fotovoltaica y termoeléctrica, compiten por la

superficie. Las solar térmica y la fotovoltaica compiten por los techos de potencia.

Cuando se evalúan potenciales con alto grado de desarrollo, es necesario tener en

cuenta el efecto competencia.

Las tecnologías con costes variables por compra de materia prima, biomasa y biogás,

han sido objeto de un análisis técnico-económico para desarrollar su potencial.

Una vez analizado el potencial de las energías renovables es necesario hacer un

repaso a la regulación del régimen especial, de forma que, a partir de ésta se

determine la viabilidad de los diferentes objetivos o las debilidades que dicha

regulación presenta.

2 Regulación del Régimen especial

Se analizan tres legislaciones de reciente aparición:

• El RD 661/2007que regula el régimen retributivo de las energías renovables.

• El mecanismo de certificados o garantías de origen

• La legislación de fomento de la cogeneración.

2.1 RD 661/2007

La regulación del régimen especial supone uno de los principales apoyos para éste,

pero también su inestabilidad supone uno de los mayores riesgos. Se observa por

ejemplo en el siguiente gráfico cómo la regulación de 1998 y posteriormente del 2004

afectaron al desarrollo de la cogeneración, la cual no ha incrementado su potencia

instalada desde entonces. Al contrario de la eólica que fue fuertemente primada en

estas regulaciones:


127

Figura 12. Evolución de la potencia instalada de régimen especial. Fuente: CNE

Por ello, toda regulación del régimen especial debe:

• Garantizar una rentabilidad razonable

• Ofrecer una cierta estabilidad regulatoria, de forma que sea posible predecir las

subvenciones que se percibirán en el futuro y ofrezca al mismo tiempo una cierta

seguridad en la evolución de los incentivos.

• Los incentivos que ofrezca la regulación del régimen especial debe ser suficiente

para incentivar a la instalación de suficientes plantas como para alcanzar los

objetivos planteados.

• La regulación debe promover que el régimen especial facilite la operación del

sistema, eso conlleva a una mejora de la calidad de la energía producida.

• Es deseable que en el entorno liberalizado en el que se encuentra el sistema

eléctrico español, La regulación del régimen especial incentive la integración

voluntaria de las energías renovables en el mercado. De esta forma se consigue un

beneficio extra y es que aumenta el número de agentes en el mercado,

disminuyendo el poder de mercado de los posibles agentes incumbentes.

El régimen especial y más en concreto su régimen retributivo está regulado desde el

año 1998. Actualmente se legisla bajo el RD 661/2007, que actualiza y sustituye al

anterior, el RD 436/2004.

El objetivo de toda legislación sobre el régimen especial se debe basar en la premisa

de alcanzar el objetivo impuesto (en este caso, el objetivo impuesto en el PER 2005-


128

2010), para lo que ha de garantizar una rentabilidad adecuada, estable y predecible

para las instalaciones de régimen especial. Además debe garantizar que la

penetración de las energías renovables se haga al mínimo coste y con el mínimo

impacto sobre el sistema eléctrico.

El incremento de las energías renovables en España ha sido uno de los mayores

realizados en el mundo en los últimos años, además del apoyo incondicional desde

las diversas administraciones, se ha debido al régimen retributivo basado en un

sistema de primas que se estableció en el RD 436/2004.

En el año 2006, se preveía que se alcanzarían los objetivos propuestos de

implantación de renovables para el año 2010 en la mayoría de las tecnologías,

excepto en las plantas solares, de biomasa y las cogeneraciones, que presentaban los

peores índices de cumplimiento de objetivos. Por ello el RD 661/2007 supuso un

mayor incremento en la retribución para estas tecnologías. Además se requería una

actualización de las primas a las renovables que entraran a partir de 2008.

Además de dicha actualización el RD 661/2007 supuso:

• Una mejora en la retribución de la cogeneración y su definición (permite verter el

total de energía producida a la red para luego recomprar esta energía por la

instalación industrial asociada).

• Una mejora en la retribución de la fotovoltaica, aumentando la retribución del

tramo entre 100kW y 10MW, así como mejora la regulación de sus condiciones de

conexión.

• Una mejora en la retribución de la solar térmica.

• Ofreció un transitorio razonable a la eólica existente y otorga una retribución

suficiente a la futura.

• Una mejora de la situación de las distribuidoras: Establece la obligación de ofrecer

un aval antes de iniciar los estudios de acceso; considera la totalidad de la

potencia instalada a efectos de reserva de capacidad y le permite participar en el

control de la tensión en sus líneas.


129

• Una mejora en la operatividad del sistema introduciendo la obligación a las

instalaciones del RE a pertenecer a un Centro de Control y a las eólicas cumplir

con el PO.12.3 de huecos de tensión.

• En general aumenta el volumen de RE primada, coherente con los objetivos

medioambientales.

• Se elimina la consideración de autoproductor por lo que desaparece la obligación

de autoconsumo.

• Se admite la posibilidad de hibridaciones con la biomasa.

Se establecen las siguientes potencias objetivo para cada tecnología. Hasta alcanzar

este objetivo, las energías renovables que se instalen en el sistema podrán acogerse al

régimen retributivo de este RD:

Categoría Potencia en RD 436

(MW)

Potencia en RD 661 (MW)

a) Cogeneración y residuos

industriales

7.100 9.215

b.1.1 Solar fotovoltaica 150 371

b.1.2 Solar térmica 200 500

b.2 Eólica 13.000 20.155 (1)

b.4 Hidroeléctrica <10MW 2.400 2.400

b.6 y b.8 Biomasa 1.317 (2)

b.7 Biogás

3.200

250 (2)

(1) No incluye los 2.000 MW de repotenciación (2) No incluye la co-combustión

Tabla 2. Objetivos del RD 661/2007 (MW)

Además, a las energías renovables se les ofrecen las siguientes ventajas:

• Prioridad en el acceso frente al régimen ordinario, con especial preferencia para

las renovables.


130

• En lo relativo a la conexión, en caso de limitaciones en el punto de conexión, los

generadores renovables tendrán prioridad frente al resto de generadores.

Como contrapunto, las instalaciones de más de 10 MW deberán estar adscritas a un

centro de control de generación que actuará como intermediario con el OS para

poder percibir el régimen económico de este RD.

Además, las instalaciones eólicas deben cumplir con el P.O.12.3 sobre huecos de

tensión. Su cumplimiento dará derecho a percibir un complemento a la retribución

de 3,8 €/MWh hasta 2013. Además, el OS considerará preferentes en el acceso a las

redes a las instalaciones con mayor adecuación tecnológica.

2.1.1 Retribución del régimen especial

Se mantiene la doble opción de elegir un pago fijo (tarifa regulada) o vender la

energía en el mercado y percibir una prima complementaria. El mantenimiento en

una opción sigue siendo de un año para poder cambiar a la otra opción.

Si opta por vender parte de la energía a través de una línea directa, esta energía no

tendrá derecho a este régimen económico.

Las instalaciones de las categorías a) y los grupos b.4; b.5; b.6; b.7 y b.8 que elijan la

opción de tarifa podrán acogerse de forma voluntaria al régimen de discriminación

de dos periodos de tal forma que en punta cobrarán la tarifa multiplicada por un

factor del 1,0462 y en valle del 0,9760.

Las instalaciones de la categoría b) tendrán una prima variable en función del precio

de mercado y de unos límites superior e inferior que se aplicarán de forma horaria. El

precio de referencia para el cálculo de la prima será el precio horario del mercado

diario para las instalaciones que directamente o mediante contratos bilaterales

oferten la energía en este mercado; y en el resto de casos el precio de mercado de

referencia será el correspondiente a las subasta de los distribuidores

La prima a percibir en cada hora se define de la siguiente forma:

• Para valores del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos

entre el límite superior e inferior, el valor de la prima será la prima de referencia.


131

• Para valores de precio del mercado de referencia más la prima de referencia

inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la

diferencia entre el límite inferior y el precio del mercado de referencia en esa

hora.

• Para valores del precio de mercado de referencia comprendidos entre el límite

superior menos la prima de referencia y el límite superior, la prima a percibir será

la diferencia entre el límite superior y el precio de mercado en esa hora.

• Para valores del precio de mercado de referencia superiores o iguales al límite

superior, la prima será cero.

Las tarifas y primas de los grupos a.1.1 y a.1.2 se actualizarán trimestralmente en

función de un procedimiento definido en este RD y según la evolución de los precios

de los combustibles y del IPC (fórmula ajustada a la realidad).

Los grupos a.2 y a.1.4 se actualizarán anualmente en base al IPC y precio de carbón

respectivamente.

Las tarifas, primas, complementos y límites para la categoría b) y el subgrupo a.1.3 se

actualizarán anualmente en función del IPC (IPC-0,25 hasta el 31-12-2012 e IPC-0,5 a

partir de entonces).

En 2010 se revisarán las tarifas, primas, complementos y límites, en función de la

consecución de objetivos y de los nuevos objetivos., garantizando una tasa de

rentabilidad razonable. Cada cuatro años se realizará una nueva revisión.

Las primas establecidas anteriormente aplican a las centrales de menos de 50 MW,

las centrales de más de esta potencia, percibirán una prima menor:

• Para las centrales de hasta 100 MW, percibirán la prima que una central de 50

MW percibe, minorada según el siguiente factor: 0,8-(((Potencia-50)/50)x0,6)

• El resto de centrales percibirán el 20% de la prima que percibe una central de 50

MW.

• Las cogeneraciones entre 50 y 100 MW tienen el mismo coeficiente aplicado a la

prima de una instalación de 50 MW si cumplen el REE mínimo.


132

Para estas instalaciones que sean cogeneraciones con gas natural y cumpliendo el

REE percibirán una prima de 19,147 €/MWh. Para estas instalaciones que utilicen

residuos con valorización energética también tendrán una prima de 19,147 €/MWh.

Además, para mejorar la calidad de las energías renovables se establecen los

siguientes complementos

• Complemento por eficiencia

Se establece este complemento para las cogeneraciones que cumplan el rendimiento

eléctrico equivalente (REE) exigido, incluyendo las que están entre 50 y 100MW y

sólo para la energía vertida a la red, basado en el ahorro de energía primaria

incremental con la fórmula:

Complemento = 1,1x(1/REEmínimo-1/REE real)xCmp

• Complemento por reactiva

Se introduce la potestad del OS y del Gestor de Distribución a través del OS, de dar

instrucciones a las instalaciones de más de 10MW. En caso de cumplimiento

percibirán el tope de la bonificación y en caso de incumplimiento se les penalizará

con el tope de la penalización, de cada tramo horario.

• Garantía de Potencia

Tendrán derecho al cobro las instalaciones que opten por el mercado, excepto las que

utilicen una fuente de energía primaria no gestionable (p.e. la eólica no tendrá

derecho).

Para la percepción de esta retribución les será de aplicación la misma legislación que

a las instalaciones del régimen ordinario.

• Participación en el mercado

Las instalaciones a tarifa participarán en el mercado a través del sistema de ofertas,

bien directamente o a través de un representante, para lo que realizarán ofertas a cero

en el diario y en su caso ofertas en los intradiarios según las normas existentes.


133

Hasta el 2009, el distribuidor será el representante de último recurso para la

realización de esta gestión de las ofertas. A partir de julio de 2008 cobrará por este

servicio 5 €/MWh.

El representante hará una oferta agregada para todas las instalaciones que

representa.

Para las instalaciones que no participan en los desvíos, la previsión será la mejor

disponible o las correspondientes a los perfiles que se fijan en este RD.

• Participación en los servicios de ajuste del sistema

Las instalaciones que vayan por la opción de mercado podrán participar en los

mercados asociados a los servicios del sistema siempre que junten una potencia de

más de 10 MW (ya sea individualmente o a través de agrupaciones de instalaciones),

pero no se permitirá participar a las tecnologías no gestionables. La prima se cobrará

por la energía realmente producida.

• Instalaciones de Co-Combustión

Se establece la posibilidad de que las centrales térmicas convencionales puedan

utilizar como combustible adicional biomasa y/o biogás.

El Consejo de Ministros previa consulta con las CCAA podrá conceder una prima

específica para cada instalación durante 15 años, donde la prima aplicará a la parte

proporcional de la electricidad producida, atribuible a la biomasa y/o biogás.

• Centrales minihidráulicas incluidas en el régimen ordinario:

El Ministerio podrá autorizar una prima específica para las instalaciones de menos

de 10 MW que realicen una inversión suficiente con objeto de aumentar la capacidad

de producción.

• Plan de repotenciación

Se establece una prima adicional disponible para todas aquellas instalaciones eólicas

instadas en el sistema antes del año 2002 que realicen repotenciaciones sobre sus

máquinas, hasta un tope de 2 000 M.

Esta prima adicional será de hasta 7 €/MWh y se percibirá hasta diciembre de 2017.


134

2.1.2 Conclusiones:

• La cogeneración ha aumentado su retribución, tanto en la tarifa regulada como en

la prima, para todos los tamaños y combustibles.

• Hay una franja de instalaciones solares fotovoltaicas muy favorecida,

comprendida entre 100 kW y 10 MW.

• Todas las renovables han aumentado su retribución en la opción tarifa (salvo el

biogás).

• Las primas de la eólica y la minihidráulica han disminuido bastante respecto al

ingreso que percibían anteriormente.

• Las biomasas han aumentado su retribución en la opción prima, salvo alguna

biomasa de algún combustible en concreto, pero solamente aplicable a los 15

primeros años. A partir del año 16 se elimina su prima, haciendo más rentable su

paso a tarifa.

Figura 13. Comparación de precios entre el RD 661/2007 y el RD 436/2004

2.2 Garantías de origen

En el ámbito de los certificados de origen, la Comisión Europea ha promovido este

tipo de medidas para la promoción de las energías renovables mediante mecanismos

de mercado. Destacan las siguientes directivas:

• Directiva 2001/77: Establece los certificados que suponen garantías de origen de

la energía renovable. Se suelen denominar certificados verdes.


135

• Directiva 2004/8: Establece los certificados que garanticen la energía producida

procede de instalaciones de cogeneración de alta eficiencia. Se suelen denominar

certificados blancos.

• Directiva 2003/54: Establece las normas comunes en el mercado de electricidad y

en concreto establece la obligación de etiquetar el origen de la electricidad con

que cada comercializador suministra a sus clientes, estableciendo así un sistema

de trading europeo de los certificados anteriormente explicados.

Ambas directivas se transponen a la normativa española a través de la orden

ministerial ITC 1555/2007 que regula la garantía de origen de electricidad generada a

partir de energías renovables y de cogeneración de alta eficiencia.

Se establece un sistema de certificación de origen que incluye la generación

renovable con independencia de que está en régimen ordinario o régimen especial, es

decir, permite incluir la gran hidráulica.

La CNE será el organismo responsable de la certificación y gestión.

Los certificados se pueden vender, aunque los ingresos de la venta de deberán

contabilizar separadamente. Los productores están obligados a presentar un plan

anual a la CNE sobre el destino de estos ingresos que pueden dedicarse a nuevas

instalaciones de régimen especial que no sean rentables con el sistema de primas, o

bien a actividades de I+D en favor del medioambiente.

Destacada principalmente:

• Independencia del régimen al que pertenezca la instalación de producción de

energía renovable (por lo que afecta a la hidráulica convencional) para recibir la

garantía de origen.

• Los plazos de solicitud y “caducidad” de las garantías.

• La contabilidad independiente de los ingresos por estas garantías y la obligación

de “reinvertir” dichos ingresos en otras renovables o I+D.

• La importación y exportación de las mismas (sobre todo, en lo referente a la

devolución de primas e incentivos en caso de exportación).


136

• La fecha límite de implantación del sistema (1 de diciembre de 2007).

• El objetivo de esta legislación es regular la garantía de origen de la electricidad

procedente de fuentes de energías renovables y cogeneración de alta eficiencia,

fomentar su contribución a la producción de electricidad y facilitar el comercio de

esta energía.

Ámbito de aplicación: Serán todas las instalaciones de producción de energía

eléctrica a partir de fuentes primarias de energías renovables y cogeneración de alta

eficiencia, con independencia del régimen al que estén acogidas (especial u

ordinario), así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y

municipales, siempre que sea cuantificable de forma objetiva.

La garantía de origen es una acreditación que asegura que un número determinado

de kWh producidos por una central, en un período temporal determinado, han sido

generados a partir de fuentes de energías renovables y cogeneración de alta

eficiencia.

La CNE se encarga de expedir estos certificados, así como de gestionarlos, pudiendo

realizar dichas laborales directamente o a través de un tercero.

La CNE establecerá un sistema de anotaciones en cuenta de la garantía de origen de

la energía, para registrar la información y gestionar. En dichas anotaciones en cuenta

se contabilizarán las garantías expedidas, así como las transferencias de las mismas.

Se crearán cuentas de generación, asociadas cada una con una instalación.

La información gestionada por dicho sistema se podrá publicar en la web de la CNE,

siempre que no esté sometida a protección de datos. Además anualmente se

presentará un informe de actividad.

Los ingresos por la venta de garantía de origen deberán contabilizarse

separadamente. Además, durante el primer trimestre de cada año los productores

remitirán a la CNE un informe sobre el plan de aplicación de dichos ingresos. Los

destinos que se contemplan son: nuevos desarrollos de instalaciones de régimen

especial que con el sistema de retribución actual no resulten rentables o actividades

generales de I+D cuyo objetivo sea la mejora del medio ambiente global.


137

Se solicita la garantía de origen para la energía generada en el año n-1 (“la garantía

de origen no se puede solicitar por adelantado en relación a la energía que vaya a ser

producida”). El plazo de solicitud expira el 31 de enero de cada año (n). La

expedición de la garantía de origen la realizará la CNE antes del 28 de febrero de

cada año. Las garantías de origen se cancelarán de forma automática por caducidad

el 31 de marzo del año n+1.

El solicitante debe declarar que no ha pedido ni pedirá más garantías de origen, ni

certificaciones similares para esa energía, ni en España, ni en el exterior.

Importación y exportación de garantías de origen:

• La importación se considera como la expedición de garantías. Las expedidas en

otro país se llevan ante la CNE para que obtengan el mismo reconocimiento que

las expedidas en España (siempre que la expedición en el país de origen cumpla

los requisitos de las directivas mencionadas en los antecedentes de esta ITC).

• La exportación sólo la pueden realizar titulares de las instalaciones de generación,

con una consideración: el productor en RE o RO (>50 MW) que hubiera recibido

alguna prima o incentivo por su producción o excedentes, independientemente

de la opción de venta de la energía escogida, deberá renunciar para cada garantía

de origen exportada a la cantidad económica equivalente a la prima y en su caso

al incentivo, recogido en el régimen económico que le fuera de aplicación. Si su

retribución está ligada a tarifa regulada, sin prima o incentivo, deberá renunciar,

para cada garantía de origen exportada, a la diferencia entre la retribución que

haya recibido y el precio final horario fijado en el mercado organizado para esa

tecnología.

Finalmente, se podrá solicitar garantía de origen para la energía generada en 2004,

2005 y 2006, aunque dichas garantías expirarán por caducidad en el momento de ser

expedidas y no se podrán transferir, ni en España, ni en el extranjero.

2.2.1 Antecedentes de las garantías de origen en otros países:

2.2.1.1 Reino Unido:


138

No existen mecanismos directos de subvención de la energía renovable, pero sí

disponen de “herramientas” para fomentar la energía limpia:

• ROCs (Renewables Obligation Certificates):

La “Renewables Obligation Order” de 2002 obliga a los distribuidores a disponer de

un porcentaje fijado de energía de fuentes renovables en sus aprovisionamientos.

Para 2005-2006 el porcentaje se fijó en un 5,5% y en un 15% para 2015. Este porcentaje

constituye un requisito legal para las distribuidoras, que tienen fundamentalmente

dos posibilidades para cumplir con esta obligación:

• Demostrar el origen de sus ventas de energía mediante certificados ROCs

(Renewable Obligation Certificates). Este sistema también se utiliza en Escocia

(SROCs) e Irlanda del Norte (NIROCs). Cada ROC representa 1 MWh de energía

renovable producida y son intercambiables. Desde el Acta de 2004, se amplió el

área en el que pueden encontrarse estas instalaciones de energía renovable,

incluyendo también aguas territoriales, en referencia a la instalación de parques

eólicos offshore.

• Efectuar un pago “Buy-out” para cada MWh no cubierto por ROCs.

Los vendedores de ROCs son los generadores de Reino Unido que generan los

certificados principalmente mediante su producción eólica, hidráulica (de menos de

20 MW) o a partir de biomasa. De este modo, ingresan dinero para rentabilizar la

producción renovable y financiar nuevos proyectos de energía renovable. Los

certificados se comercializan independientemente de la energía a través de brokers.

• LECs (Levy Exemption Certificates):

El Climate Change Levy (CCL) es un impuesto medioambiental que se aplica al uso

de energía del sector no-doméstico. Se debe pagar el CCL en el momento de efectuar

la entrega de gas, carbón o electricidad a un cliente del sector comercial o industrial.

El CCL no aplica a ventas mayoristas de electricidad entre traders (sólo a

consumidores). El impuesto, establecido el 1 de abril de 2001, está actualmente en

4,41 ₤/MWh.


139

La energía de origen renovable, convenientemente acreditada y certificada está

exenta del pago de este impuesto. Estos certificados de exención del impuesto

reciben el nombre de LECs (Levy Exemption Certificates) y corresponden a 1 MWh

de energía renovable generado en un período (típicamente un mes). Los LECs

constituyen un mecanismo del que disponen las distribuidoras para demostrar que la

energía que proveen a los consumidores no domésticos es de origen renovable.

Ofgem, el Regulador británico, se encarga de acreditar a los generadores, asignar los

LECs según la producción de los generadores e informar a los consumidores del

número de LECs asignados a los distribuidores.

Abarca la producción de energía hidráulica (de menos de 10 MW), biomasa (de cuya

producción el 50% se considerará renovable), cogeneración, fotovoltaica, eólica y

mareomotriz.

También es aplicable a energía producida fuera del Reino Unido. En este caso,

Ofgem se encarga de vigilar que se hayan cumplido todos los requisitos necesarios,

como comprobar que se puede exportar la producción del país de origen a través de

una interconexión fiable y que la interconexión disponga de capacidad suficiente

reservada para tal fin.

Además, Ofgem debe asegurarse de que existe un contrato entre el productor

exterior de la energía y el consumidor en Reino Unido, exigiendo de los

consumidores una garantía de consumo.

• Renewable Energy Certificate Systems (RECS):

Al margen de estas iniciativas de origen estatal para favorecer el desarrollo de las

energías renovables, existen otras iniciativas de origen privado. Entre ellas, se puede

destacar RECS. Un certificado RECS corresponde a 1 MWh generado por energía

renovable, siempre que el productor o intermediario tenga abierta una cuenta de

registro en un organismo nacional encargado de llevar a cabo la certificación. Este

mecanismo constituye un sistema internacional a nivel europeo de negociación de

certificados de energía renovable. Esta iniciativa comenzó en 2001, cuando diversas

compañías eléctricas, que trabajaban con certificados verdes renovables a nivel

nacional decidieron habilitar un mecanismo que les permitiera negociar libremente


140

los certificados en el mercado eléctrico europeo. Además de estos RECS existen los

GoO (Guarantee of Origen), de funcionamiento similar. La única diferencia real entre

dichos sistemas es que los GoO tienen un status legal basado en una directiva de la

Unión Europea, mientras que los RECS se basan en una iniciativa voluntaria.

2.3 Fomento de la cogeneración

La cogeneración consiste en la producción combinada de electricidad y de calor,

proceso mucho más eficiente que la generación separada de los mismos.

El fomento de la cogeneración de alta eficiencia, es decir, aquella que consigue un

ahorro de energía primaria del 10 por 100 respecto de la que se hubiera consumido

en generación separada de calor y electricidad, es una prioridad para la Unión

Europea. Este hecho se debe a sus beneficios potenciales para el ahorro de energía, la

eliminación de pérdidas en la red y la reducción de las emisiones, en particular de

gases de efecto invernadero, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos de

Kyoto. Con este fin se promulgó la Directiva comunitaria 2004/8, que ha sido

transpuesta a la legislación española. Esta legislación supone las siguientes

novedades:

• Con el fin de que las estadísticas a nivel europeo sobre la electricidad producida

con cogeneración sean homogéneas, se establece cuál debe ser el procedimiento

de cálculo de la electricidad producida y de ahorro de energía primaria por este

tipo de instalaciones.

Se regula la información que las empresas distribuidoras o comercializadoras

deben indicar en las facturas a sus clientes sobre la contribución de cada fuente de

energía primaria en el conjunto de la energía eléctrica suministrada por la

empresa comercializadora durante el año anterior, así como su impacto ambiental

asociado, en cuanto a las emisiones totales de CO2 y los residuos radiactivos. En

este sentido, se insta a la Comisión Nacional de la Energía a establecer un formato

tipo homogéneo y fácilmente comprensible que deberán utilizar las empresas en

sus facturas para incluir dicha información.


141

• Además, se encomienda al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la

elaboración de un análisis del potencial nacional de aplicación de la cogeneración

de alta eficiencia, así como la realización de un informe sobre la evolución del

sector y sobre la evaluación de los procedimientos de autorización de este tipo de

instalaciones a fin de conseguir su racionalización y simplificación.

3 Futuros objetivos de desarrollo de las energías renovables

Una vez visto que existe suficiente potencial en España para desarrollar las energías

renovables y el régimen retributivo al que están sometidas, se hace necesario evaluar

la evolución más probable de los futuros objetivos que se imponga la Administración

de cara al año 2020.

La Unión Europea se ha establecido un objetivo de suministro del 20% de las

necesidades de energía primaria en 2020 a partir de energías renovables, incluyendo

la generación eléctrica renovable, los biocombustibles y la generación de calor/frío.

Es necesario realizar un estudio del potencial económicamente viable que tiene

España y de la cobertura de la demanda con energías renovables y del reparto por

tecnologías correspondiente:

• En primer lugar, se describen los objetivos ya establecidos para el horizonte 2010

en España y se analiza el potencial adicional racionalmente económico de las

fuentes de energía renovables disponibles. A partir de estos, se propone un

escenario de objetivos para 2020.

• En segundo lugar, se analiza la cuestión de la integración en el sistema de la

energía renovable de la que se dispondría de acuerdo con los objetivos

propuestos.

• En tercer lugar, se evalúan las implicaciones económicas de los objetivos

propuestos. Dicha evaluación se realiza mediante un análisis coste-beneficio.


142

3.1 Potencial económicamente racional de las energías renovables para la cobertura

del objetivo 2020

En la actualidad, las energías renovables cubren hasta un 22,3% de la demanda

eléctrica anual:

TecnologíaPot.Instal.

(GW dic 2006)Produción

(GWh en 2006)Produción media

(GWh 1990/2006)

% sobredemanda (*)

Hidráulica 18.48 28,891 28,938 10.8%Eólica 11.74 22,941 N/A 8.6%Solar Térmica 0.00 0 N/A 0.0%Solar FV 0.13 105 N/A 0.0%Biomasa 0.53 2,124 N/A 0.8%Residuos 1.22 5,831 N/A 2.2%TOTAL 32.10 59,892 22.3%

Tabla 3. Potencia instalada y producción actual. Fuente: CNE

En el PER 2005-2010 (Plan de Energías Renovables) se estimaba que, ante una

demanda estimada de 337 TWh (correspondería a un incremento de la demanda del

6% anual desde el año 2006), las instalaciones de generación renovables producirían

un 30,3% de la demanda eléctrica según el siguiente reparto:

Tecnología(PER 2005-2010)

Pot Inst(GW 2010)

Produción(GWh en 2010)

% sobredemanda (*)

Hidráulica 18.98 38,096 11.3%Eólica 20.16 45,511 13.5%Solar Térmica 0.50 1,298 0.4%Solar FV 0.40 609 0.2%Biomasa 1.32 8,980 2.7%Co-combustión 0.72 5,036 1.5%Otros 0.42 2,650 0.8%TOTAL 42.07 102,180 30.3%

Tabla 4. Plan de Energías Renovables 2005-2010 (calculado sobre una demanda de 337 TWh)

A la vista de las tecnologías de energía renovable actualmente disponibles, y

considerando su evolución esperada, aquellas que soportarán la cobertura de

demanda en 2020 serán básicamente la hidráulica, eólica, solar térmica, solar

fotovoltaica y biomasa.

3.1.1 Análisis del potencial incremental de cada tecnología

• Hidráulica:


143

La nueva potencia hidráulica a instalar en España en el período 2007-2020 puede

tener dos orígenes: centrales convencionales y centrales de bombeo.

El nuevo potencial asociado a las primeras es relativamente escaso y vendría

asociado a:

• Los tramos libres de los ríos tienen unas posibilidades muy reducidas. El máximo

potencial se estima entre 100 y 200 MW.

• El potencial latente en las infraestructuras de regulación y regadío podría

alcanzar hasta los 600 MW.

El máximo potencial de hidráulica convencional en España se establecería en 1 000

MW.

El potencial en bombeo es mucho mayor aunque la rentabilidad de estas

instalaciones depende ampliamente del apuntamiento de los precios de electricidad.

Se estima un potencial de desarrollo de entre 1.000 y 2.000 MW.

Es necesario considerar respecto al bombeo que el rendimiento neto negativo de estas

centrales, y que no colabora a los objetivos de reducción del efecto invernadero, por

lo que la producción de este tipo de instalaciones no se computará como participante

en la cobertura de la demanda como energía renovable. Otra cuestión es su necesidad

dentro del sistema eléctrico en razón de su aportación a la regulación del sistema.

• Eólica:

Al desarrollo eólico, le limitan los siguientes cuatro factores:

• Potencial eólico suficiente

Ya en la actualidad existen Planes de desarrollo eólico en las diferentes Comunidades

Autónomas cuyo valor agregado asciende a 39 000 MW de potencia a instalar con

proyectos que resultan rentables en el actual marco retributivo.

Este potencial ya planificado puede ser incrementado de forma apreciable si bien su

desarrollo viene limitado por la capacidad de conexión a las redes eléctricas, se

estima que el potencial de desarrollo extra sería del orden de 10 000 MW.

• Compatibilidad medioambiental


144

Como consecuencia de que los planes de desarrollo eólico están siendo gestionados

por las comunidades autónomas, no se prevé que vayan a tener restricciones de

carácter ambiental que impidan alcanzar los planes definidos.

• Capacidad de conexión a las redes de Distribución y Transporte

En la actualidad existe una restricción en las redes de Transporte y Distribución que

habrá que eliminar para posibilitar la integración de la potencia necesaria para

alcanzar los objetivos pretendidos. En la Planificación de los Sistemas Eléctrico y

Gasista con horizonte 2016 se cifra un valor de la potencia máxima eólica a

incorporar a las redes de 29 000 MW.

Esta limitación de carácter técnico debería ser eliminada para poder conseguir los

objetivos.

• Política retributiva suficiente

Existe potencial suficiente para alcanzar el objetivo pretendido siempre y cuando se

mantengan los órdenes de magnitud de la retribución actual.

En consecuencia con lo anteriormente expuesto, el potencial eólico total

económicamente aprovechable en España es superior a 40 000 MW.

La nueva potencia a instalar a corto-medio plazo se desarrollará con la tecnología

actual, correspondiente a máquinas con un rango de potencia unitaria en torno a 2

MW, cuyo coste es conocido y con una rentabilidad ajustada a la retribución actual.

Es previsible que a partir de los años 2016 a 2018 se vayan incorporando al parque de

generación eólica máquinas cuya potencia unitaria se sitúe en torno de a 4 ó 5 MW,

que deberán demostrar su competitividad técnica y económica con las actuales

máquinas del rango de 2 MW.

• Eólica Offshore:

En el ámbito de los parques offshore se prevén dificultades ambientales en aquellas

zonas en las que, en la actual situación de la tecnología, la implantación de parques

offshore es técnicamente viable, por lo que el potencial de desarrollo se estima en un

valor del orden de 1 000 a 1 500 MW con horizonte 2020, lo que correspondería a una


145

implantación de unos 3 o 4 parques en zonas con una favorable aceptación social y

ambiental.

• Solar termoeléctrica:

Se trata de una tecnología con un recorrido amplio de reducción de coste, si bien no

se presume que pueda alcanzar los niveles de coste de las tecnologías eólica y mini-

hidráulica, por lo que el desarrollo esperable en el horizonte establecido podría

cifrarse en un orden de 1 500 MW, con una evolución de unos 500 MW por lustro.

• Solar fotovoltaica:

En este caso el coste diferencial con las tecnologías eólica y minihidráulica es mayor

que en el caso anterior. Luego tampoco es previsible que pueda alcanzar los niveles

de costes de aquellas, por lo que el incremento de potencia a considerar debe ser

moderado y podría cifrarse en un valor del orden de 1 500 MW.

• Biomasa:

En la actualidad ya hay serias dificultades para alcanzar el objetivo del PER 2005-

1010, por lo que podría ser razonable trasladar estos mismos objetivos al horizonte

2020.

De aprovecharse este potencial disponible racionalmente económico, en el horizonte

2020 la cobertura de la demanda eléctrica con energías renovables (146 TWh) llegaría

a valores de entre el 36% y el 41% en función de los niveles de incremento de la

demanda.

Como resumen, y de acuerdo con lo anterior, cabría esperar el escenario para 2020

presentado en la siguiente tabla para cada una de las tecnologías.

Tecnología(situac. a 2020)

Pot Inst(MW)

Produción(GWh/año)

% sobredemanda (*)

% sobredemanda (**)

% sobredemanda (***)

Hidráulica 19,500 35,000 9.9% 9.2% 8.6%Eólica 40,000 86,000 24.3% 22.7% 21.2%Solar Térmica 1,500 2,700 0.8% 0.7% 0.7%Solar FV 1,500 2,250 0.6% 0.6% 0.6%Biomasa 1,317 9,219 2.6% 2.4% 2.3%Co-combustión 720 5,036 1.4% 1.3% 1.2%Residuos 122 5,831 1.6% 1.5% 1.4%TOTAL 64,659 146,036 41.3% 38.6% 36.0%

Tabla 5. Objetivos de Energías Renovables en el horizonte 2020


146

3.1.2 Integración en el Sistema

Se analizan las cuatro principales limitaciones que la red puede suponer al desarrollo

de las energías renovables:

• Capacidad de la red

Este aspecto es común a otras tecnologías y consiste en la disponibilidad de

suficiente capacidad en las líneas de evacuación de la energía eólica, que permita,

tanto su vertido a la red a la que está conectada, como a su transporte a los centros de

consumo.

Esta problemática está asociada fundamentalmente al desarrollo de la red de

transporte, ya que por un lado la mayoría de los nuevos parques se conectan a esas

redes, y por otro se necesita suficiente capacidad de transporte para que la energía

pueda transportarse de unos lugares a otros en momentos en los que el viento aporta

una gran cantidad de energía y no se pueda consumir en los lugares de producción.

Figura 14. Mapa del sistema eléctrico español mostrando la potencia eólica instalada


147

El Plan de Infraestructuras 2008-2016, recoge una cantidad de potencia eólica

superior a la prevista en el actual Plan de Renovables, hasta un total de 30 000 MW.

Estos planes se elaboran con la finalidad de dotar al sistema eléctrico de la capacidad

de transporte necesaria para que se puedan realizar las transacciones generación-

consumo, cumpliendo las necesidades de seguridad y fiabilidad del sistema. El Plan

debe dar cobertura tanto a los crecimientos previstos de la demanda como a las

previsiones de incorporación de nueva capacidad de generación. En este sentido, la

incorporación de más instalaciones eólicas no debe representar más problema

técnico que si las instalaciones fuesen de otro tipo de generación, con tal de que se

construyan nuevas instalaciones de tal forma que los flujos de energía resultantes

permitan respetar los requisitos técnicos establecidos.

Por otra parte, la incorporación de este tipo de instalaciones a la red, ocasiona unas

alteraciones en su funcionamiento que deben ser controladas (variaciones de tensión

en las conexiones/desconexiones y a causa de las fluctuaciones de energía).

Por todo ello, no hay aspectos relacionados con las capacidades de las redes que

impidan el desarrollo eólico previsto.

• Comportamiento ante faltas

Hasta la publicación del RD 661, no existía una normativa clara que exigiese a todas

las instalaciones eólicas un comportamiento específico ante los huecos de tensión que

se producen, o se pueden producir en el sistema. Por ello, la limitación a la totalidad

de la potencia eólica instalada en el sistema se cifraba en 20 000 MW.

El cumplimiento de la actual normativa sobre huecos de tensión por parte de la

práctica totalidad del parque eólico, hace que estas instalaciones se comporten casi

como cualquier otra instalación de producción, ya que el problema que tenían se ha

superado.

Por ello, se puede pensar que de momento no existe una limitación física a la

instalación de centrales eólicas que pudieran perjudicar al sistema, es decir, no se ve

una limitación a la potencia instalada eólica.


148

Esto viene reforzado por las expectativas de que la interconexión con Francia se verá

reforzada previsiblemente a partir de 2014, aportando mayor fiabilidad a la red de

transporte.

• Gestión de las instalaciones

Otro problema asociado a las instalaciones eólicas consiste en el carácter no

gestionable de esta tecnología. El sistema, para poder comportarse de una forma

fiable y segura, debe tener una cierta capacidad de gestión con el fin de poder hacer

frente a las innumerables contingencias que se presentan (variaciones de demanda

inesperadas, indisponibilidades fortuitas de plantas generadoras, etc.). Por ello

tienen un valor especial aquellas instalaciones que permiten al Operador del Sistema

una gestión que vaya acomodando los medios de producción a las necesidades del

mismo.

El RD 661 ha establecido con el suficiente nivel regulatorio, la obligación de que las

instalaciones de potencia de más de 10 MW, se incorporen a un Centro de Control.

Con ello se consigue que el OS, que hasta ahora no tenía “visibilidad” de las

instalaciones eólicas, pase a tener toda la información que necesita de las mismas, en

tiempo real, facilitando en gran medida la Operación.

Además, no sólo se consigue tener conocimiento de las magnitudes relevantes en

tiempo real, sino que, al establecer una comunicación en los dos sentidos, el OS

puede, también en tiempo real, dar las instrucciones necesarias para facilitar la

explotación del sistema. De esta forma, en periodos de baja demanda, si el OS

considera que la energía eólica que se vierte en un nudo o en el sistema, sobrepasa el

umbral de seguridad que estima, puede dar la orden de reducción de generación, y

llevar al sistema a un nivel que considera de operación segura.

Esto quiere decir que este mecanismo va a permitir la incorporación de más

capacidad de generación eólica ya que el OS podrá gestionar este recurso y así

contribuir a una operación segura del sistema.

• Variabilidad / predictibilidad de la energía eólica


149

Un cuarto aspecto relacionado con la incorporación de la energía eólica en el sistema

lo constituye la variabilidad de este recurso. Es bien sabido que la energía que

produce tanto un parque como el conjunto de los mismos, no tiene una pauta regular

y totalmente predecible. Esta variabilidad hace que se considere que su aportación a

la cobertura de la demanda sea difícil, ya que como se ha indicado anteriormente, un

elemento fundamental de la operación segura del sistema consiste en tener una

adecuada capacidad de gestión de las instalaciones, lo cual se ve dificultado si la

producción de las mismas es altamente variable.

Sin embargo, el elemento clave no es tanto la variabilidad de la producción sino su

predictibilidad.

La variabilidad a lo largo del tiempo también es una característica de la demanda

eléctrica, pero se han desarrollado técnicas de previsión que hacen que se tenga una

previsión fiable de la misma, dentro de unos parámetros que permiten la gestión

eficaz del sistema. Igualmente, se han desarrollado (y se siguen perfeccionando)

sistemas de previsión de la producción eólica, que hacen que el sistema sea

razonablemente gestionable.

El desvío que aún se produce entre la previsión de producción y la producción real

es la variable importante a gestionar en el sistema. Esto conduce a la necesidad de

dotar al sistema de medios de producción de respuesta que permita cubrir estas

desviaciones que, además, se producen en tiempos muy cortos que requieren

respuestas rápidas. Existen tecnologías de respuesta rápida que permiten solventar

estos problemas.

El OS está realizando, en colaboración con el OS portugués, un estudio en el que se

definirá la cantidad y el tipo de generación que será necesario incorporar en el

sistema para diferentes niveles de introducción de potencia eólica, lo que dará idea

de que no existe, en principio, limitación a dicha capacidad, sino que más bien lo que

se requiere es definir el equipamiento que permita la incorporación de cualquier

potencia eólica, siempre dentro de los límites que se manejan.


150

3.1.3 Conclusiones

A la vista de los avances que se han desarrollado recientemente en los diferentes

ámbitos relacionados con la incorporación de la energía eólica en el sistema

(comportamiento ante huecos de tensión; adscripción a centros de control; mejora en

la previsión eólica, etc.) y considerando que se van a definir los equipos necesarios

para dar respuesta a los elementos conflictivos (variabilidad/predecibilidad), se

puede concluir que un nivel de 40 000 MW de potencia instalada eólica podría ser

gestionable de forma adecuada por el OS y por tanto podría ser asumible por el

sistema.

3.2 Implicaciones económicas del objetivo propuesto

Para medir el impacto del objetivo de generación eléctrica renovable propuesto se ha

optado por elaborar un análisis coste-beneficio

3.2.1 El coste de los objetivos de renovables 2020

Generalmente se considera que el apoyo a la generación con energías renovables

conlleva sobrecostes para la economía de un país, por la diferencia entre sus costes y

los de las energías convencionales. Dicha percepción se encuentra sesgada por el

hecho que muchas de las energías convencionales implican costes que los propios

generadores no asumen (denominados “externalidades”). Sin embargo, no porque no

influyan en las cuentas de las empresas son estos costes irrelevantes. De hecho, la

voluntad política de limitar las emisiones viene motivada por la percepción de que

esas externalidades son más costosas que la diferencia entre los costes “visibles” de

las energías renovables y los de las energías convencionales. Las energías renovables

suponen los siguientes sobrecostes para el sistema:

• Sobrecostes directos: Incluye los costes de las subvenciones y ayudas a las

tecnologías renovables (en el caso español, instrumentadas a través de primas y

tarifas verdes principalmente).

Para estimar estos sobrecostes se han considerado los siguientes supuestos:


151

Se supone el mismo régimen retributivo en el año 2020 que el impuesto en el RD

661/2007.

Se asume por tanto que el RD 661/2007 pretende igualar la remuneración de las

instalaciones sujetas a tarifa y de las instalaciones sujetas a primas, y que por tanto

calcula estas últimas como la diferencia entre las tarifas renovables y el precio

esperado del mercado.

El RD 661/2007 establece que las primas y tarifas iniciales (que se fijaron en función

del coste de entrada de cada tecnología) evolucionan según un modelo tipo IPC-X,

presumiblemente para recoger el progreso tecnológico y que, de este modo, reflejen

en todo momento el coste de entrada.

La tabla siguiente presenta las primas medias por tecnología en el año 2007 de

acuerdo al RD 661/2007.

Tabla 6. Supuestos de primas de renovables en 2007 (c€/kWh). Fuente: RD 661/2007

Si se establece el supuesto de que la producción renovable será del orden de 141 TWh

en el año 2020, y que la demanda eléctrica crecerá a un ritmo del 2,5%, el sobrecoste

directo en 2020 de la generación renovable sería de 4 030 M€, lo que representa 93

€/habitante y año.

• Sobrecostes indirectos: Incluye los costes de refuerzo y expansión de la red,

mantenimiento de generación eléctrica de respaldo, etc.

o Refuerzo y expansión de la red

Estos costes son difíciles de cuantificar, ya que dependen de la configuración de la

red, de la ubicación de las centrales renovables, y de si se trata de centrales de

producción controlable o no. De hecho, al igual que determinadas centrales


152

renovables pueden suponer sobrecostes de red, otras pueden suponer ahorros de

esos costes. El efecto neto puede ser un mayor o menor coste, pero en cualquier caso

existirá compensación entre las distintas instalaciones, por lo que a priori parece

razonable esperar que los sobrecostes de red no sean de un orden de magnitud

significativo.

o Costes inducidos en la economía en general derivados de un posible aumento

en los precios eléctricos por el apoyo a la generación renovable

De acuerdo con un estudio de UNESA, el incremento de los precios eléctricos debido

al apoyo a las renovables se estima del orden del 1%.

3.2.2 Los beneficios de los objetivos de renovables 2020

• Beneficios directos

o Reducción de emisiones de CO2

Las siguientes tablas muestran para dos escenarios de sustitución de generación

térmica (carbón y gas o únicamente gas) y bajo distintos supuestos de precio de los

derechos de emisión, el ahorro que suponen los objetivos de generación eléctrica

renovable para 2020, en valor absoluto y en relación al coste total de las primas.

Precio derechos de emisión 20 €/ton 25 €/ton 30 €/ton

Valor absoluto (millones de euros) 1.424 1.780 2.136

En relación al coste de las primas (%) 27% 33% 40%

Tabla 7. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas y carbón

Precio derechos de emisión 20 €/ton 25 €/ton 30 €/ton

Valor absoluto (millones de euros) 629 786 944

En relación al coste de las primas (%) 12% 15% 18%

Tabla 8. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas

o Seguridad de suministro: reducción de importación de combustibles.

La generación renovable desplaza centrales convencionales (carbón y/o gas),

reduciéndose así las importaciones de combustibles del exterior. En este sentido, cabe


153

recordar que la reducción de la dependencia energética exterior es un objetivo de la

política energética de la UE y de sus Estados Miembros.

Las siguientes tablas incluyen estimaciones del ahorro en importaciones de

carbón/gas considerando los dos escenarios de sustitución anteriores. Más allá del

ahorro en términos absolutos, resulta de interés la reducción en la dependencia

española de zonas geográficas muy conflictivas.

GWh gas sustituidos 27.215

GWh carbón sustituidos 34.304

Precio gas €2007/GWhg 15.168

Precio gas €2020/GWhg 19.621

Precio carbón €2007/GWhc 6.895

Precio carbón €2020/GWhc 8.919

Ahorro importaciones gas precios 2007 (miles €) 412.792

Ahorro importaciones gas precios 2020 (miles €) 533.990

Ahorro importaciones carbón precios 2007 (miles €) 236.509

Ahorro importaciones carbón precios 2020 (miles €) 305.950

Total ahorro importaciones precios 2007 (miles €) 649.301

Total ahorro importaciones precios 2020 (miles €) 839.940

Total ahorro en % sobre el PIB 2020 0,06%

Tabla 9. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas y carbón

GWh gas sustituidos 160.979

Precio gas €2007 / GWhg 15.168

Precio gas €2020 / GWhg 19.621

Total ahorro importaciones precios 2007 (miles €) 2.441.729


154

Total ahorro importaciones precios 2020 (miles €) 3.158.636

Total ahorro en % sobre el PIB 2020 0,22%

Tabla 10. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas

• Beneficios indirectos

La generación con energías renovables presenta otros beneficios adicionales de difícil

cuantificación. Entre ellos se incluyen la generación de empleo y el fomento del

desarrollo regional o las mejoras en la calidad de vida como consecuencia de la

reducción de otras emisiones contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno o

las partículas.

De ahí, el interés creciente de las Comunidades Autónomas españolas por fomentar

el desarrollo de la energía renovable en su territorio.

En relación a las emisiones de óxidos de azufre y nitrógeno y partículas, que evitan

las tecnologías renovables (salvo la biomasa y combustión de residuos), el estudio

RECaBS estima que los costes en términos de daños a la vida humana (es decir, se

excluye la valoración de los daños a los ecosistemas causados por la lluvia ácida) de

las emisiones contaminantes de las centrales de carbón alcanzan los 1,7 €/MWh,

mientras que las de las centrales de gas se estiman en unos 0,4 €/MWh.

3.3 Conclusiones

El potencial económicamente viable en España hace apuntar hacia un escenario de

objetivos ambicioso. Así, se propone que para el horizonte 2020 la cobertura de la

demanda eléctrica con energías renovables (146 TWh) llegue a valores de entre el

36% y el 41% en función de los niveles de incremento de la demanda, estimados

entre el 3% y el 2%.

Estos objetivos son razonables no sólo a la vista del potencial disponible, sino

también desde el punto de vista de su integración en el Sistema y de sus

implicaciones económicas.

Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética

155

Capítulo 6 MEDIDAS PARA EL FOMENTO DEL AHORRO

Y LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Con el doble objetivo de reducir la dependencia energética exterior y reducir el nivel

de emisiones de gases de efecto invernadero, la Comisión Europea, en el “paquete

verde” de medidas, estableció un objetivo de reducir el consumo energético de la

Unión en un 20% en 2020.

Esta medida se encuadra dentro de los objetivos de la Unión Europea de liderar la

lucha contra el cambio climático y de fomentar el ahorro y la eficiencia.

En España las políticas de fomento de la eficiencia energética se materializan en

[MITC07]:

1 Plan de acción 2008-2012 sobre eficiencia energética

El aumento de emisiones de gases de efecto invernadero en España es muy superior

al del resto de los países europeos.

Por otro lado, en los últimos, el sistema energético español ha perdido eficiencia,

dado que se necesita más energía (con el consiguiente aumento de las emisiones de

gases de invernadero) para producir la misma unidad de PIB (ha empeorado la

intensidad energética).

Mientras que las políticas europeas se orientan hacia desacoplar el crecimiento de la

actividad económica del consumo de energía, tanto final como primaria (lo que

permite aumentar el PIB y el empleo, disminuyendo al mismo tiempo el consumo de

energía y las emisiones), la economía española ha registrado los peores índices de

intensidad energética y de emisiones de la Unión Europea. Esta situación perjudica a

la competitividad de la economía española y agrava el déficit exterior, a causa de la

subida del precio del petróleo y del gas natural, importados en su práctica totalidad.


156

Figura 15. Evolución de la intensidad energética en España (1980-2005)

Durante muchos años, ha habido ausencia de políticas de ahorro y eficiencia

energética y nula promoción de la movilidad sostenible. Por el contrario, las políticas

existentes han incentivado los consumos energéticos, lo que ha provocado una

pérdida de competitividad económica.

Aunque demasiado tarde, se ha iniciado una política encaminada a frenar las

emisiones y minimizar el impacto del cambio climático en España, sin dañar la

competitividad, el empleo y la cohesión social. Pero dicha política, para ser efectiva y

corregir la tendencia dominante que se ha mantenido a lo largo de 2005, requiere aún

de un completo desarrollo. Es imprescindible aplicar los planes aprobados con la

necesaria dotación de recursos y corregir otros, como los relacionados con el

transporte, así como reorientando el modelo de crecimiento económico demasiado

dependiente de una edificación insostenible.

Se trata de una estrategia de ganar-ganar, o doble dividendo, porque es buena en

términos ambientales (menos emisiones), tecnológicos (innovación), económicos

(mayor competitividad, menor déficit comercial, menos compra de derechos) y

sociales (más empleo).

Este Plan de Acción sobre eficiencia energética (denominado PAE4+) da continuidad

al aprobado en 2005 que abarcaba el período 2005-2007 y al igual que el anterior


157

contempla medidas para el segundo período de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética 2004-2012 (E4) aprobada en 2003.

La Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012 establece que respecto a un

escenario base en el que la intensidad energética final se estima del 0,5%, se pretende

alcanzar una cifra del -0,3%, lo que supondría para el año 2012 un ahorro de energía

primaria de 15 575 ktep (lo que supone del orden el 8,6% de ahorro energético

respecto al consumo energético estimado en el caso base) y un grado de

autoabastecimiento energético del 26,8%, en comparación con el 24,7% del escenario

base.

El plan 2005-2007, supuso un ahorro en energía primaria en el período de 14 998 ktep

(lo que supuso un ahorro del 129% respecto al consumo esperado) y un total de 40,5

millones de toneladas de CO2 evitadas a la atmósfera.

El plan 2008-2012, se enmarca dentro de una serie de iniciativas nacionales y

comunitarias entre las que se encuentran la “Estrategia Española de Cambio

Climático y Energía Limpia”, la “Directiva de eficiencia y servicios energéticos”, el

Plan de Acción sobre eficiencia energética de la UE, los planes específicos que las

CC.AA están llevando a cabo, etc.

Tras realizar un análisis para los diferentes sectores, los objetivos sectoriales que se

proponen para el período 2008-2012 son los siguientes:

• Sector industrial: Ahorro en energía primaria de 24,750 ktep

• Sector transporte: Ahorro en energía primaria de 33,471 ktep

• Sector edificio: Ahorro en energía primaria de 15,283 ktep

• Sector equipamientos: Ahorro en energía primaria de 4,350 ktep

• Sector agricultura: Ahorro en energía primaria de 1,634 ktep

• Sector público: Ahorro en energía primaria de 1,739 ktep

• Sector transformación de la energía: Ahorro en energía primaria de 6,707 ktep

En total se estima que con estos objetivos se evitarán del orden de 238 millones de

toneladas de CO2 emitidas a la atmósfera.


158

Para conseguirlo, se estima que serán necesarios del orden de 25 000 M€, de los

cuales, 2,8 M€ vendrán de fondos público, correspondiendo el resto a inversiones de

los sectores implicados.

La mayor parte de las medidas y del presupuesto se destinan a los sectores de

consumo final, especialmente a la edificación que absorbe la mitad del presupuesto

global. Muchas de las medidas propuestas en este plan relativas al sector de la

construcción ya se habían incluido en el Código Técnico de la Edificación, relativo al

uso de materiales aislantes y a la instalación de placas solares para el

aprovechamiento de la energía solar para agua caliente sanitaria.

Hay también que destacar que más de la mitad de la financiación de las ayudas

públicas se siguen haciendo con cargo a las tarifas eléctrica y de gas.

Sin embargo, los beneficios económicos derivados de la aplicación de este plan,

supone que, si se valora a 65 $/barril la energía y a 18€/ton los derechos de CO2,

supondrán que en el año 2012, se recuperan 1,28 € por cada € invertido.

1.1 Marco general de las medidas.

Se definen 12 ejes sectoriales estratégicos (transporte, edificación, etc.) a los que se

aplican un total de 59 medidas agrupadas en 4 tipos (legislativas, incentivadoras, de

formación y de difusión).

La gestión del Plan debe hacerse con un diseño más sencillo y flexible que utilizado

en el Plan anterior. Así hay grandes empresas que tienen distribuida su actividad por

todo el territorio nacional y con las que sería más fácil suscribir acuerdo generales.

También hay que potenciar la utilización de Empresas de Servicios Energéticos, que

intenta promocionar la Directiva.

Algunas de las medidas más importantes propuestas en el Plan de Acción 2008-2012

comprenden:

• Medidas en el sector transporte: contiene ocho actuaciones, como la modificación

del impuesto de matriculación; la aprobación de una norma de porcentaje

mínimo de biocarburantes y la ampliación de las categorías de los mismos, según

una Directiva comunitaria de 2003; medidas de apoyo al transporte de mercancías


159

por ferrocarril, y la acción ejemplarizante del Parque Móvil del Estado a través de

la elaboración de un programa de actuación que incluye un fuerte incremento de

biocarburantes en la flota y la inclusión de criterios ecológicos en la contratación

de nuevos coches.

• Medidas en sector residencial: seis medidas, donde se recogen entre otras, el

Programa de Ahorro y Eficiencia Energética para los edificios de la

Administración General del Estado y la realización de auditorías energéticas y

uso de energías renovables; la sustitución progresiva de bombillas de filamento

incandescente y elaboración de una norma de ahorro y eficiencia energética en el

alumbrado público.

• Medidas en el sector de la energía: la repotenciación de parques eólicos existentes

y obsoletos, con la ampliación del objetivo de energía eólica del Plan de energías

renovables hasta los 22 000 MW, así como la aprobación de un Real Decreto sobre

tramitación de proyectos de energía eólica marina y la aprobación de una norma

sobre contadores digitales que permita al usuario tener un mayor control sobre su

consumo y disuada de consumos eléctricos excesivos.

• Medidas relacionadas con otros gases de efecto invernadero como gases

fluorados: destacan los acuerdos voluntarios con fabricantes y usuarios de

equipos de media y alta tensión que contengan SF6 y un acuerdo voluntario con

la empresa Alcoa para la reducción de emisiones de PFC en el sector del

aluminio; emisiones de metano: la creación de un programa conjunto con las

Comunidades Autónomas y el Ministerio de Medio Ambiente para cofinanciar la

recuperación y aprovechamiento de biogás de vertederos de residuos sólidos

urbanos y la elaboración de un Plan de biodigestión de purines por parte del

Ministerio de Agricultura, Pesca y Alimentación que contempla en un horizonte

de cuatro años la disminución de cerca de 9 000 Kt de CO2; se contemplan dos

medidas de competencia del Ministerio de Agricultura Pesca y Alimentación, una

sobre reducción de uso de fertilizantes nitrogenados, referente a los mecanismos

puestos en marcha para disminuir la presencia de nitritos como consecuencia de


160

la mejora, tanto de las técnicas de regadío como de los procesos de fertilización,

fundamentalmente nitrogenada.

• Medidas de carácter horizontal, que incluyen la Estrategia Nacional de I+D+i en

Energía y Cambio Climático como parte prioritaria del próximo Plan Nacional de

I+D+i 2008-2011; la creación de un registro accesible al público sobre

compromisos voluntarios de las empresas en materia de reducción de consumo

energético y emisiones de gases de efecto invernadero; la aprobación del Real

Decreto por el que se modifica el Plan Nacional de Asignación 2008-2012 de

acuerdo a la Decisión de la Comisión Europea de 26 de febrero de 2007 y la

aprobación del Real Decreto por el que se desarrolla el marco de participación en

los mecanismos de flexibilidad del Protocolo de Kyoto.

Dentro de las medidas que afectan a los sistemas difusos, se propone:

• Transporte: mejorar la eficiencia y utilización de tecnologías de generación en los

edificios de terminales, utilización racional de los vehículos privados, desarrollo

de red ferroviaria. Se propone la elaboración de una norma básica de Movilidad

Sostenible e impulsar Planes de Movilidad sostenible como instrumentos

preferentes de la actuación de las Administraciones en las áreas urbanas y

metropolitanas.

• Residencial comercial e industrial: Se incentiva la mejora de la eficiencia

energética en los edificios, tanto en la envolvente edificatoria como en el

equipamiento de la misma o la elaboración de una norma técnica sobre eficiencia

y ahorro energético en el alumbrado público. Las medidas para el ahorro y la

mejora de la eficiencia son similares a las contempladas en la revisión del

Reglamento de Instalaciones térmicas o el Código técnico de la edificación,

promoviendo medidas como la iluminación de bajo consumo, el control de la

temperatura interior de centros comerciales, el cambio de calderas en edificios

residenciales para eliminar la quema de carbón a nivel urbano en 2012, la

promoción de paneles térmicos en las viviendas, de equipos consumidores

eficientes y la realización de campañas de sensibilización.

En concreto, para el sector energético, se propone:


161

1.2 Marco sectorial para el sector de transformación de la energía.

Comprende los subsectores de refino, generación de electricidad y cogeneración. Al

igual que el anterior plan, no tiene apenas referencias al sector de producción de

electricidad, ya que, a pesar de no haber tenido ningún apoyo económico, se están

consiguiendo los objetivos previstos.

Generación de electricidad: El ratio entre energía final y primaria está mejorando y

los ahorros de energía primaria están en la senda de los objetivos del E4 por lo que el

objetivo para este Plan es mantener el establecido en el E4.

Cogeneración: Su crecimiento es muy bajo en los últimos años y se encuentra

próxima a los objetivos del E4 pero es muy inferior a los del Plan 2005-2007 debido al

retraso de la normativa y al desfase entre los precios de la energía y los de la

electricidad generada. Además el parque de cogeneración existente es muy antiguo.

En consecuencia, como objetivo se propone que en el año 2012 se alcance 8 400 MW

de potencia instalada.

Eficiencia energética: Los objetivos generales se concretan en la reducción del

consumo energético tendencial en un 2% anual y la mejora de la intensidad

energética en un 2% anual para conseguir reducir el consumo de energía primaria en

un 1% anual. Entre las medidas concretas figuran:

• Elaborar una norma básica de Uso Eficiente de la Energía.

• Disuadir los consumos excesivos mediante la estructura de tarifas.

• Aplicación de la Directiva de servicios energéticos.

• Establecer mecanismos regulatorios para que la reducción de costes derivados de

la mejora de la eficiencia energética no implique un mayor consumo y los

beneficios obtenidos se destinen a protección medioambiental y tecnologías

limpias.

Gestión de demanda. Se impone la necesidad de un uso más racional de la energía

con señales de precio correctas al consumidor y el impulso a los instrumentos de

mercado, incluyendo fiscalidad y estructura tarifaria para concienciar de esta

necesidad. Entre las medidas concretas figuran:


162

• Sistema de tarificación que incluyan costes externos y desincentiven consumos

excesivos.

• Que la demanda participe en el mercado de electricidad, incluyendo las empresas

que mantienen tarifas interrumpibles.

• Contadores horarios e inteligentes que proporcionen al consumidor información

cuando los precios sean elevados.

Dentro de las medidas para el fomento del ahorro y la eficiencia, destaca que no se

proponen desarrollos ulteriores de la retribución de la generación distribuida, dado

que este tipo de generación supone ahorros en las infraestructuras de la red de

distribución, si bien, dado que la gran parte de la generación distribuida es de tipo

renovable, se supone que ésta ya está bastante primada a través del fomento de este

tipo de energías.

Lo cierto es que el fomento de este tipo de generación también mejora la seguridad

de suministro al permitir que se pueda funcionar en modo isla ante incidencias en la

red eléctrica.

2 Estudio “The Role of Electricity” (Eurelectric)

Dentro de este apartado, resultan muy interesantes algunos de los resultados

presentados en [EURE07], donde, ante los nuevos requerimientos de garantía de

suministro en un escenario de dependencia energética creciente, de requerimientos

de mayor competitividad y menores costes y de objetivos medioambientales más

restrictivos, propone que:

Desde el lado de la demanda se ha de reducir el consumo de electricidad en lo

posible por medio de mejoras en la eficiencia.

Desde el lado de la demanda al mismo tiempo existen muchos procesos que pueden

ser substituidos por tecnologías que consuman electricidad, como por ejemplo

sistemas de calefacción/aire acondicionado o incluso el transporte.


163

Desde el lado de la oferta, se necesita optimizar el parque de generación hacia un

escenario más sostenible, usando todas las tecnologías disponibles para obtener un

parque de generación con bajas emisiones de CO2.

Por ello, el fomento de la electrificación inteligente, aunque suponga un aumento del

consumo eléctrico, si éste está soportado por u mix de generación sostenible, ofrece

muy buenos resultados, resultando por tanto más eficiente y alcanzando los objetivos

impuestos.

Si se analiza un escenario energético de largo plazo, nos daría que manteniendo las

hipótesis actuales, el sector transporte sería el mayor consumidor de energía, si bien,

se espera que el consumo del sector servicios sea el que presente en la Unión Europea

un mayor crecimiento, junto con el sector residencial.

La necesidad de mejorar la eficiencia en los sectores residencial y terciario es

fundamental, dado que la vida media de un edificio alcanza hasta los 100 años,

mientras que algunas aplicaciones domésticas pueden durar hasta 25 años.

Dado que el consumo energético de estos sectores está basado principalmente en

combustibles fósiles, la dependencia energética exterior y las emisiones de CO2

aumentarán bajo este escenario.

Se han detectado seis tecnologías que permiten aumentar la eficiencia de los sistemas

eléctricos, sin hacer que el servicio empeore:

• Sistemas eficientes de iluminación

Dentro del sector residencial, la iluminación ocupa un puesto importante. Se estima

que el crecimiento de los sistemas de iluminación en la Unión Europea si no cambian

los modelos de conducta, será del 80% hasta 2030. Además existe un alto potencial en

el ahorro de energía en los sistemas de iluminación.

Hoy en día, la mayoría de las casas utilizan para la iluminación o bien lámparas

incandescentes o bien fluorescentes, de las que las primeras suponen el 85% del total.

Los principales desarrollos se han desarrollado en lámparas fluorescentes compactas

y las tecnologías descarga en mercurio de baja presión., este tipo de bombillas son

hasta cinco veces más eficientes que las bombillas incandescentes y tienen una vida


164

de 12 000 horas. Dadas las actuales políticas para el fomento de estas nuevas

tecnologías, se espera que para 2030, éstas cubran el 50% de las aplicaciones totales,

lo que supondrá ahorros del 30% en el consumo de electricidad.

La siguiente revolución en las tecnologías de iluminación vendrá dada por su parte

por el uso de LEDs.

Se estima que en las oficinas, sólo el 25% de la iluminación se realiza con tecnologías

eficientes.

• Bombas de calor usadas para calefacción y aire acondicionado:

Los sistemas de calefacción basados en bombas de calor, pueden producir entre 2 y 6

veces más calor que un radiador eléctrico. Además presenta la posibilidad de invertir

el proceso de calor por el de frío en el verano. Los actuales sistemas de aire

acondicionado tienen muy bajos rendimientos en comparación.

Si se compara la eficiencia global del sistema de bomba calor con una caldera de gas

natural, se determina que, dado el coeficiente de operación (COP) de una bomba de

calor actual que es del orden de 4 (se suministran 4 unidades de energía por cada

unidad de entrada), por lo que si ese mismo gas se quema en un ciclo combinado

para producir electricidad, con un rendimiento del 50%, el rendimiento global del

sistema es del 200%, mientras que en un caldera de gas natural el rendimiento

máximo será del 100%.

• Sistemas eficientes de corriente continua para equipamientos electrónicos y de

comunicación

Se estima que en la actualidad suponen 36 TWh en la Unión Europea y que en 2010

supondrán un consumo total de 62 TWh.

• Sistemas de control de motores eficientes

Los motores suponen un 65% de la demanda eléctrica en el sector industrial,

mientras que en el sector terciario, esta cifra es del 38%. Dentro de los motores, el

60% se utiliza para fines de bombeo, aire comprimido o ventilación.


165

El uso de motores de alta tecnología, en particular los drivers de velocidad variable,

podría ahorrar hasta 166 TWh en 2030. La mayor parte de las pérdidas de

rendimiento de las máquinas viene de la parte mecánica de las máquinas. El uso de

controles de velocidad en lugar de aplicar controles mecánicos supone un ahorro de

hasta el 30%. Además los motores eléctricos eficientes, debido a las menores

resistencias en el rótor de las máquinas suponen menores pérdidas, lo que les supone

unas pérdidas de hasta un 35% menores a los motores estándar.

• Trenes suburbanos y de alta velocidad

• Vehículos híbridos eléctricos.

El estudio plantea cuatro escenarios posibles para cubrir las necesidades energéticas

en el largo plazo. El primero consiste en un “business as usual”, el segundo está

basado en medidas para el fomento de la eficiencia y de las energías renovables, el

tercero se basa en la mejora del parque de producción, y el cuarto (Role of Electricity)

es un compendio de los anteriores.

El caso base es una proyección futura de las actuales tendencias en la Unión Europea

minimizando el coste. No se considera en este escenario el desarrollo de las energías

renovables pero sí de mecanismos de mejora de la eficiencia y mejoras en la

productividad derivadas del mercado. Se estima un crecimiento del 2% hasta el año

2030 y a partir de entonces del 1%. Se asume así mismo que la competitividad del

carbón es mayor que la del gas natural por el menor riesgo geopolítico de éste. Como

consecuencia de este escenario, mientras el PIB europeo disminuye un 1.7% al año, la

demanda energética aumenta un 0.3 %, esta hipótesis se determina por las tendencias

históricas de largo plazo, en combinación con efectos de cambios estructurales en la

economía, saturación y progreso tecnológico. Por el contrario, la demanda eléctrica

aumenta un 1.3%. Debido a este crecimiento esperado, el parque de generación ha de

crecer en un 50% hasta 2030, lo que supone un total de 825 GW necesarios para cubrir

la demanda y reemplazar a centrales ya existentes. Los actuales planes de

desmantelamiento de centrales nucleares suponen que al final del período disminuye

el aporte de esta tecnología a un 40% por debajo de los niveles actuales. Suponiendo

un 15% de la producción en 2030. La cogeneración como medida de eficiencia y bajo


166

coste, supondrá hasta un 28% de la generación; por la misma razón, la mitad de las

nuevas plantas serán de ciclo combinado de gas natural, a pesar del precio y del

riesgo de este combustible. Las centrales de carbón supondrían en 2030 300 GW

instalados de los cuales 250 GW serían de nueva construcción. Respecto a las

energías renovables, manteniendo el crecimiento actual, la eólica alcanzaría los 190

GW instalados, de los que 47 GW serían de tipo off-shore; por su parte, las centrales

de biomasa y co-combustión alcanzarían los 60 GW. En total, se generaría a partir de

energías renovables un 25% del total de producción.

El principal inconveniente de este escenario reside en el incumplimiento de los

objetivos de Kyoto y post-Kyoto. Las principales razones son que bajo este escenario

el consumo energético del transporte continúa su crecimiento sin ser reemplazado

por otra tecnología y las centrales de carbón se instalan en el sistema para sustituir a

las centrales nucleares, que no emiten CO2. Por otra parte, aumentan las necesidades

de gas y petróleo de la UE, por lo que empeora la dependencia energética, y aumenta

el riesgo sobre los combustibles.

Por ello, se plantean tres nuevos escenarios que siguen las siguientes hipótesis:

Tabla 11. Hipótesis de los escenarios alternativos del estudio “Role of Electricity”

Cada escenario trata de adecuarse a los objetivos de reducción de CO2 impuestos (-

20% en 2020, -50% en 2050).

Se obtienen los siguientes resultados:


167

Figura 16. Demanda de energía final y de electricidad en cada escenario

Figura 17. Evolución del mix de producción en cada escenario


168

Figura 18. Alcance de las medidas tomadas en cada escenario

Tabla 12. Resultados de cada escenario

En el escenario de fomento de las medidas de eficiencia y de las renovables, aumenta

la generación gas natural que surge como apoyo térmico a las renovables y como

tecnología menos emisora. Por lo que finalmente aumenta la dependencia energética

exterior.

En el escenario de mejora del suministro, se obtiene un mix equilibrado, basado

principalmente en carbón con secuestro de CO2 y en la energía nuclear, funcionando

ambas tecnologías en base, dejando que el gas natural funcione en las puntas


169

solamente. En este caso disminuye la dependencia energética exterior, pero el coste

de la energía aumenta por el incremento en el mix de tecnologías de elevados costes

de inversión. Además basa su desarrollo fundamentalmente en la tecnología de

carbón con captura de CO2 que aún no está operativa en el mercado.

El mejor escenario resulta el del fomento del uso de la electricidad “Role of

electricity”, además de un menor coste y una menor dependencia energética, supone

las siguientes mejoras:

EU25 - Total Final Energy Demand

Role of

Electricity

Baseline

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Mtoe

Demand for Electricity

Role of

Electricity

Baseline

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

TW h

t CO2 / MWh

Role of

Electricity

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Figura 19. Resultados del escenario “Role of electricity”

Por lo que este escenario permite asegurar un escenario sostenible en el largo plazo.

3 Prospectiva de las políticas de ahorro y eficiencia en el largo plazo

No se cuentan aún con objetivos tangibles de ahorro energético para España.

En el paquete verde de medidas energéticas (green package), la Comisión Europea se

planteaba un objetivo del ahorro del 20% en el año 2020. Este objetivo se puede

referir al consumo energético esperado respecto a unas proyecciones actuales, o

puede suponer un objetivo de reducción de la intensidad energética en este

porcentaje, los resultados según el objetivo real impuesto será muy diferente, si bien,

dados los objetivos actuales, la primera opción parece ser la más probable.

De momento, según un escenario tipo “business as usual”, se estima que el consumo

de energía primaria en el año 2020 será de 195 223 ktep, sobre esta cifra, el objetivo de


170

reducción del consumo en un 20% supondría reducir éste a niveles de 2007-2008

(154,5 ktep). Sobre este escenario, la promoción de medidas de eficiencia energética y

la implantación de las energías renovables, supondrían en 2020 un consumo de 170

ktep (ahorro del 12%), aunque el máximo potencial se estima del orden del 17,5% en

ahorro energético.

Por su parte, la Directiva 2006/32 de usos finales y servicios energéticos. La finalidad

de la presente Directiva es fomentar la mejora rentable de la eficiencia del uso final

de la energía en los Estados miembros. Aportando los objetivos orientativos, así

como los mecanismos, los incentivos y las normas generales institucionales,

financieras y jurídicas necesarios para eliminar los obstáculos existentes en el

mercado y los defectos que impidan el uso final eficiente de la energía. Creando las

condiciones para el desarrollo y el fomento de un mercado de servicios energéticos y

para la aportación de otras medidas de mejora de la eficiencia energética destinadas a

los consumidores finales. Incentiva la eficiencia en el consumo energético y afecta a

los consumos energéticos finales exceptuando a los sectores adscritos a la directiva

de emisiones, estableciendo un objetivo de ahorro del 9% para éstos en 2016, esto

supone un ahorro de 6 188 ktep para este año.

Esta misma directiva reconoce el uso de los certificados blancos, que ya se usan en

otros países europeos, como Francia, para el fomento de la eficiencia energética. Los

certificados blancos han de ser expedidos por un organismo de certificación

independiente por el que se corroboran las afirmaciones de los agentes del mercado

sobre ahorro de energía como consecuencia de la aplicación de medidas de mejora de

la eficiencia energética. Lo gobiernos impondrán la obligación de contar con un

número de certificados blancos a cada agente consumidor, por lo que se podrá

fomentar un mercado de certificados o bien impondrá subvenciones o incentivos

fiscales a aquellos sujetos que estén en poder de estos certificados.

Aun así, como hemos visto, los objetivos quedarían todavía muy por debajo del

actual potencial, por lo que se hace necesario el aumento de la concienciación

pública, así como el fomento de la investigación y desarrollo en el área del fomento

de la eficiencia y el ahorro.


171

En concreto, se estima que aplicando todas las políticas energéticas posibles, en favor

de la eficiencia energética, de la implantación de renovables y el desarrollo de nuevas

centrales nucleares podría suponer un ahorro de 6,5 Gt de CO2 emitido a la

atmósfera, de las cuales, el 68% se lograría por una mejora global de la eficiencia

energética, tanto a nivel consumo como a nivel generación (aunque la mejora de la

eficiencia en el consumo final supone de por sí el 29%)

Figura 20. Potencial de reducción de emisiones de CO2

En concreto, el 10% se conseguirían gracias al incremento de la producción nuclear,

el 12% gracias al incremento de las energías renovables, el 13% gracias al incremento

en la eficiencia en el sector energético, el 29% gracias a la mejora de la eficiencia del

uso final de la electricidad y el 36% gracias a la mejora en la eficiencia del uso final de

los combustibles.

Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico

172

Capítulo 7 ANÁLISIS TECNOLÓGICO

A lo largo de la historia del sistema eléctrico español se pueden distinguir

perfectamente diversos ciclos inversores basados en la tecnología más eficiente en el

momento actual o que ofrecía mejores prestaciones al sistema en el momento de su

instalación.

Mientras las diversas empresas españolas se encontraban bajo un ámbito regulado,

toda inversión era aprobada por el Regulador y las consecuencias de una mala

inversión la debía absorber el consumidor final. Sin embargo, en un sistema

liberalizado, cada empresa decide sobre las inversiones que desea llevar a cabo tras

haber realizado un análisis de rentabilidad de dicha inversión, suponiendo que va a

recuperar sus costes en el mercado y si finalmente la inversión no resulta ser

adecuada para las necesidades del sistema, dicha central no recuperará sus costes. El

gran problema de la industria eléctrica a la hora de decidir sobre nuevas inversiones

procede de la naturaleza de las instalaciones, intensivas en capital, es decir, que

requieren grandes esfuerzos inversores por parte de las empresas, por lo que una

mala inversión puede llevar a la empresa a la quiebra.

Una de las razones por las que se pasó de un sistema regulado a un sistema

liberalizado fue la aparición de los ciclos combinados, dado que anteriormente,

existían fuertes economías de escala, que imponía una gran barrera de entrada a

nuevos inversores, es decir, cuanto mayor fuese la central, menores costes unitarios

tendría, dado que, si hablamos de centrales hidráulicas o nucleares, se ve

perfectamente la inversión inicial que hay que realizar en concepto de grandes obras

civiles e inversiones en sistemas de seguridad, que deben ser iguales tanto para una

central pequeña como una mucho mayor. Las economías de escala desaparecen por

tanto con los ciclos combinados gracias a la extensa red de configuraciones que éstos

pueden tener, lo que les aporta mayor o menor potencia.


173

Así pues, a la hora de tomar decisiones estratégicas en una empresa eléctrica, es

fundamental que ésta entrevea cuál va a ser la próxima tecnología del futuro, dado

que el primero que acometa la inversión, será aquél que recupere antes la inversión,

por contar con una tecnología más eficiente o más necesaria para el sistema que el

resto de tecnologías, así pues, el beneficio será mayor.

1 Los ciclos inversores en el sistema eléctrico español

Para determinar los ciclos inversores en el sistema eléctrico no hace falta más que

echar un vistazo a la gráfica de evolución de potencia instalada:

Figura 21. Evolución de la potencia instalada en España

A principios de siglo, comenzó el ciclo inversor hidráulico, donde se comenzaron a

realizar las grandes obras hidráulicas que permitiesen aprovechar los saltos de

diversos ríos españoles. Como además los saltos hidráulicos se encontraban alejados

de los grandes centros de demanda, comenzó al mismo tiempo la labor de conexión y

mallado de la red. De esta misión se hicieron cargo diversas empresas tanto de índole

privada como pública, quienes tenían la concesión de suministro eléctrico a una

determinada zona. Las centrales hidráulicas se caracterizan por tener una respuesta

muy rápida a variaciones en la demanda, permitiendo regular frecuencia y tensión

de la red, así pues se trata de una central de gran valor para la operación del sistema

eléctrico. Su principal inconveniente es el origen de esta energía, que es variable cada

año y depende de las aportaciones, principalmente en forma de lluvias, además, es


174

necesario regular un aporte mínimo de agua a la red hidráulica, dependiendo de las

condiciones que las distintas confederaciones hidrográficas impongan para poder así

a abastecer a otros consumidores, especialmente, regantes.

Además, su condición de “coste” cero, unida a la condición de recursos limitados,

hace que el agua obtenga un valor marginal y por tanto, tenga un sentido económico

que se almacene el agua para producir electricidad en los momentos de mayores

precios o por lo menos, sustituyendo a las centrales más caras, convirtiéndose así en

central de punta.

Así pues, según aumentó la demanda eléctrica, fue más necesario reservar la

producción hidráulica para los momentos de punta de sistema y comenzó el ciclo

inverso en centrales térmicas, principalmente de carbón, centrales que se instalaron

cerca del origen de su combustible, en las cuencas mineras españolas.

Posteriormente, en los años 50-60, según aumentaba la dependencia energética

externa, y España, bajo el régimen dictatorial de Franco, se enfrentaba a un bloqueo

por parte del resto de naciones, promovido por EEUU, se convirtió en uno de los

países pioneros en la investigación y desarrollo de centrales nucleares, instalándose

la primera de ellas en el año 68, si bien se realizaron estas inversiones a muy altos

costes, que hacían que estas inversiones dejaran de ser tan interesantes.

Una vez el bloqueo dejó de ser efectivo, el petróleo se había convertido ya en una de

las fuentes energéticas más interesantes para el mundo entero. Con unos precios

mucho más baratos que los de extracción del carbón, se comenzaron a construir las

primeras centrales de fuel. Las centrales de fuel permiten dar también una respuesta

más rápida que las centrales de carbón y nucleares, lo que unido a sus coste más

barato, la convertía en la tecnología del futuro, hasta que en los años 70 se comenzó a

sufrir la crisis del petróleo y los precios del petróleo subieron astronómicamente.

Ante esta situación, se lanzó el programa de instalación de reactores nucleares de

segunda generación, que son todos los que conocemos hoy en día. En los años 80 se

terminó la instalación de estas centrales y es cuando comenzaron a funcionar.

A finales de los 80, la demanda eléctrica disminuyó frente a las previsiones de

crecimiento anteriores, por otra parte, la presión social y política sobre las centrales


175

nucleares fue mucho mayor y la preocupación por los estándares de seguridad en las

centrales nucleares, llevaron a declarar una moratoria nuclear, para algunas de las

centrales que estaban siendo construidas y a punto de conectarse a la red, finalizando

de esta manera dicho ciclo inversor.

A finales de los años 80 también se instalaron las últimas centrales de carbón, más

eficientes y que consumían carbón importado que tenía unas condiciones mucho

mejores que el carbón nacional, tanto a nivel de costes, como a nivel de calidad.

Entonces, partiendo de una situación de suficiente oferta y una demanda aún

reducida, en los años 90 comenzó el proceso de liberalización del sector eléctrico.

En el nuevo régimen liberalizado, la incertidumbre era mayor, pero ya se perfilaba el

ciclo combinado como la tecnología de futuro, no sólo por contar con un combustible

por entonces competitivo, sino por sus menores costes de inversión y por la

flexibilidad que aportaba al sistema.

Así, a principios de los años 2000 y después de unos años en los que la cobertura de

la punta de la demanda había estado muy limitada. Se instaló el primer ciclo

combinado y desde entonces, no ha parado el ciclo inversor. Si bien, actualmente se

planificaban estas centrales como centrales de base por su menor coste, al final, el

incremento de precios internacionales del gas natural unido a la flexibilidad que

aportan los ciclos combinados al sistema, ha hecho que esta tecnología funcione

muchas veces en punta, sustituyendo pues a las centrales de fuel-óleo, que por su

mayor coste han quedado obsoletas y son solamente necesarias en aquellas zonas

donde las restricciones técnicas de la red lo aconsejan.

El ciclo inversor en el que nos encontramos actualmente consiste en el renacer de las

energías renovables. Apoyadas por las administraciones y el entusiasmo público,

unido a la necesidad de reducir la dependencia energética exterior y el riesgo de

precio que la globalización de los mercados internacionales de materias primas ha

producido, ha hecho que estas energías tengan un fuerte crecimiento en España,

apoyadas desde la administración con fuertes incentivos, que permiten recuperar la

inversión rápidamente. Este tipo de tecnologías, se caracterizan además, en su mayor

parte por la dependencia de las condiciones meteorológicas que además son difíciles


176

de predecir incluso con pocas horas de antelación, así pues el ciclo inversor en ciclos

combinados ha visto una oportunidad, dado que ofrecen la flexibilidad que necesita

el sistema para hacer frente a las fluctuaciones que este tipo de tecnologías presenta

en su producción.

Para el futuro, es necesario entrever las necesidades futuras que el sistema eléctrico

puede tener y que por tanto permitiría a una empresa contar con la ventaja

competitiva que supondría ser la primera en invertir en la tecnología adecuada y

necesaria. En el resto del capítulo se procede a describir los desarrollos tecnológicos

que cada una de las tecnologías presenta y las necesidades del sistema para por

último determinar cuál es el ciclo inversor que debería acometerse en el futuro.

A tener en cuenta en el análisis por tecnológico es la evolución de los mercados

internacionales de combustibles, dado que la globalización afecta a estos mercados

los cuales, ante el cada vez mayor consumo de recursos energéticos y la disminución

de las reservas de dichos combustibles, han desembocado en la integración a nivel

mundial de los diversos mercados de combustibles. Así pues, el “BP Statistical

Review of World Energy 2007“ [BP07] hacía hincapié en los siguientes puntos:

• El crecimiento del consumo de energía mundial se desaceleró en 2006

• El mundo volvió a consumir más energía que en el ejercicio precedente, pero el

crecimiento se ralentizó hasta el 2,4%, ocho décimas menos que en 2005.

• Los crecimientos más representativos en el consumo, y más intensos en las

emisiones de carbono vinieron de los países ajenos a la Organización para la

Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE).

• Los modelos energéticos mundiales mostraron evidencias de cambios en 2006,

que fue otro año de precios altos y volátiles.

Por segundo año consecutivo, el crecimiento de la energía del mundo se ralentizó

hasta el 2.4%, cantidad ocho décimas por debajo de la registrada en 2005 (3.2%) pero

que todavía se sitúa por encima de la media de crecimiento de los últimos 10 años.

Así se desprende el Statistical Review of World Energy 2007 publicación de

referencia para el sector energético divulgada por el Grupo BP.


177

“El crecimiento del consumo de energía primaria se ha desacelerado –

particularmente en combustibles que se han visto afectados por las altas subidas de

los precios” afirmó el director económico de BP Christof Rühl “No obstante, la

intensidad global del carbono, es decir el vínculo entre el crecimiento de las

emisiones de carbono y el crecimiento de la energía, ha aumentado”

El modelo de los últimos años, cuya demanda se ha fortalecido particularmente en

Asia Pacífico y China, se ha repetido en el consumo chino, que se incrementó más del

8 por ciento. El uso de todas las formas de energía en el país asiático creció en 2006,

elevando su contribución al consumo global de energía a más del 15 por ciento.

Las continuas subidas del precio de la energía se tradujeron en un crecimiento más

lento entre los principales importadores de energía, particularmente en EEUU donde

el consumo de energía primaria cayó un 1 por ciento en 2006 en comparación con

2005, y a pesar del crecimiento económico. El uso del petróleo, gas natural y carbón

bajaron mientras que la energía nuclear y la hidroelectricidad subió ligeramente.

Las reservas de petróleo y gas no han cambiado sustancialmente el índice de reservas

de producción, que se mantiene por encima de los 40 años de petróleo y 60 años de

gas. A pesar de un descenso leve en 2006, las reservas de petróleo son todavía un

15% más altas que hace una década, 1,208 miles de millones de barriles. Las reservas

globales de gas fueron ligeramente superiores a 181 trillones de metros cúbicos, con

EEUU y algunos miembros de la OPEP mostrando incrementos.

• Petróleo:

El impacto de la subida del precio del petróleo se ha visto reflejado en una caída de

400.000 barriles por día (b/d) del consumo de petróleo en la OCDE, la caída más

grande de esta agrupación desde hace más de 20 años. El precio máximo llegó a los

78 dólares en agosto así como el precio medio de Brent aumentó cerca de una quinta

parte a 65.14 dólares el barril en 2006. La caída de la OCDE, de un 0,7 por ciento o la

mitad de la media respecto a la pasada década, fue el factor principal del débil

crecimiento del índice global de petróleo desde 2001.

La producción global subió alrededor de un 0,4 por ciento hasta los 81.7 millones

b/d. Para afrontar una demanda débil, la OPEP cortó la producción a finales de 2006


178

por primera vez en casi dos años. A lo largo del año, la OPEP incrementó su

producción una media de 130,000 b/d hasta 34.2 millones b/d.

Entre los productores de la OPEP las principales subidas vinieron de los Emiratos

Árabes e Irak a la vez que descendieron en Arabia Saudí, Venezuela y Nigeria. La

producción de la OPEP fue de 300.000 b/d en 2006, aunque este aumento fue menor

que la mitad de la media de estos 10 años. La subida más importante vino por parte

de Rusia, alrededor de 220,000 b/d, y Azerbaiyán, Angola y Canadá. La producción

de petróleo bajó en el Reino Unido por séptimo año consecutivo, y en EEUU por

sexto año consecutivo.

• Gas:

El consumo, fuertemente impulsado por la creciente demanda de Rusia y China,

creció un 2.5 por ciento en 2006, cerca de la media de la última década. Estas subidas

en la demanda compensan las bajadas en los EEUU y Europa. La caída en Europa es

debida a la combinación de la subida de precios y el tiempo, que ha sido más cálido

de lo normal. La demanda rusa de gas, casi tan grande como el consumo total de

toda la región de Asia-Pacífico, incrementó un 7 por ciento en 2006, teniendo en

cuenta que es el 40 por ciento del incremento global. El consumo en China creció más

del 20 por ciento, hasta los 55.6 miles de millones de metros cúbicos.

La producción de gas liderada por Rusia se ha visto fuertemente incrementada en los

últimos años, alrededor del 3 por ciento. EEUU también se ha recuperado después de

los severos daños producidos por el huracán en 2005. La producción de Reino Unido

cayó por sexto año consecutivo.

• Carbón:

Dominado por China, el carbón fue una vez más el hidrocarburo que creció con

mayor rapidez. Por octavo año consecutivo la demanda de China creció, pero sólo un

8,7 por ciento, lejos del crecimiento de doble dígito de los últimos años. Hay que

tener en cuenta que el consumo de China corresponde al 70% del consumo global de

carbón. Incluso excluyendo a China, el consumo global está incrementándose.

Mientras que el consumo de EEUU ha seguido bajando por segundo año


179

consecutivo, el consumo en el Reino Unido, al igual que en el resto de OCDE, ha

crecido por tercer año consecutivo.

• Nuclear e Hidroelectricidad:

Los países de la OECD justificaron la parte más grande del aumento global de

alrededor del 1.4 por ciento en producción de energía nuclear, sobre todo a través del

incremento de las capacidades de utilización y de mejoras. La generación de

hidroelectricidad estuvo por encima de la media de la década, un 3.2 por ciento, con

capacidades notables relativas a los aumentos en China, India y Brasil. El aumento de

las precipitaciones en EEUU contrarresta las disminuciones en Canadá y

Escandinavia.

• Renovables:

El uso de la energía eólica y solar continúa creciendo rápidamente pero desde una

base baja. La capacidad de energía eólica creció hasta un 25 por ciento en 2006 pero

sigue siendo menos del 1 por ciento de la producción global de electricidad. La

energía solar también ha aumentado de forma considerable pero su contribución –

como ocurre con la eólica y las otras renovables, depende mucho de las ayudas

estatales y es todavía muy pequeña respecto a la energía global. El uso de etanol

aumentó un 22 por ciento.

A continuación se realizará un análisis de las diversas tecnologías de generación con

el fin de predecir el desarrollo del futuro parque de generación:

2 Tecnología nuclear:

La producción de electricidad a partir de reactores nucleares se empezó a desarrollar

en los años 50, tras la segunda guerra mundial, una vez visto el potencial energético

que tenían las bombas nucleares en ésta. Se implantaron los primeros reactores en

EEUU, Canadá, Reino Unido, Francia y la URSS.

En las centrales nucleares se aprovecha el calor generado en las reacciones de fisión

que se producen en el interior de los reactores. En estas reacciones, el impacto de un

neutrón sobre los núcleos atómicos de materiales pesados como el uranio o el


180

plutonio provocan la inestabilidad de éstos y la consiguiente fisión del núcleo,

desprendiendo en esta reacción gran cantidad de energía en forma de calor y

liberando al mismo tiempo tres neutrones más que continuarán la reacción en

cadena. Estas reacciones se controlan moderando la velocidad de los neutrones, dado

que si éstos no cuentan con suficiente velocidad, el impacto no produce el efecto

deseado, las sustancias que se encargan de esta regulación se denominan

moderadores.

Debido a las restricciones que EEUU puso a la distribución de uranio enriquecido, los

primeros reactores desarrollados en Europa y Canadá consumían uranio natural,

moderados por grafito o por agua pesada (reactores CANDU), mientras que los

reactores de EEUU eran refrigerados por agua ligera.

En la actualidad el 90% de las centrales nucleares operan con reactores de agua

ligera, en reactores de tipo BWR o PWR principalmente.

Los reactores tipo PWR (reactores de agua a presión) son plantas de ciclo indirecto,

donde se utiliza agua ligera como refrigerante y moderador. Esta agua se mantiene a

presión elevada en el reactor para que sea líquida. El agua calentada en el reactor

cede calor al ciclo de vapor que se encuentra en un circuito secundario a través de

una caldera de recuperación de calor. Por su parte, un recipiente cerrado controla la

presión.

El control de potencia se realiza mediante barras de control que se introducen desde

la parte superior. Una vez que haya realizado el ciclo termodinámico, antes de volver

a la caldera, es preciso realizar recalentamientos con vapor vivo.

Los BWR (reactores de agua en ebullición), se desarrollaron posteriormente a los

PWR y son plantas de ciclo directo, donde el agua ligera refrigera el reactor, donde se

calienta y posteriormente sale del reactor en forma de vapor para realizar un ciclo

termodinámico en circuito cerrado.

Además de las barras de control, los BWR se pueden regular con el caudal de las

bombas de recirculación, dado que cuanto más líquido haya en el reactor, se produce

mayor moderación y a aumenta el calor transferido, creciendo la potencia del reactor.


181

Cuando se reduce el caudal, aparece más vapor en el reactor, lo que dificulta la

moderación y hace que se reduzca la potencia.

La separación de las fases líquida y vapor se realiza en el mismo reactor a través de

unos filtros separadores situados en la parte superior d ella vasija, lo que obliga a

situar las barras de control en la parte inferior de ésta. Al igual que los PWR se

requiere un recalentamiento con vapor vivo.

En la actualidad hay dos veces más reactores de tipo PWR que BWR en operación.

Una de las razones es la seguridad pasiva con que cuentan las primeras, dado que en

caso de fallo en el mecanismo de las barras de control, la fuerza gravitatoria ayuda a

su acople al sistema, mientras que en los reactores tipo BWR se requiere de un

mecanismo elevador.

Existen un total de 442 reactores nucleares en operación en el mundo, que

suministran casi el 16% del total de la electricidad mundial. De estos reactores, la

mayor parte se encuentra en los países industrializados, en Europa y Norte América

y en total llevan una media de 20 años en funcionamiento, como se puede ver en la

imagen siguiente:

Figura 22. Numero de reactores clasificados por edad en el mundo

Los reactores en operación pertenecen a la segunda generación principalmente,

mientras que ya se están desarrollando reactores de tercera generación. Estos

reactores evolutivos cuentan con mayores temperaturas y presiones de


182

funcionamiento al mismo tiempo que incorporan mejoras en los sistemas de

seguridad. De este tipo de reactores se está desarrollando en Japón el tipo ABWR

(reactor de agua en ebullición avanzado) y en Finlandia y Francia (Flammanville) del

tipo EPR (reactor europeo de agua presurizada). Estos nuevos diseños, además de

contar mayores sistemas de seguridad activos y pasivos, pueden permitir la

producción de hidrógeno (H2).

Figura 23. Desarrollo histórico y futuro de los reactores nucleares

Por su parte, ya se están diseñando reactores de cuarta generación que permitan:

• Cumplir con exigentes criterios de seguridad

• La exploración en nuevos ciclos de combustible

• Evitar la proliferación asociada a la utilización de materiales nucleares.

• Generar hidrógeno que se pueda usar en el sector transporte y calor aprovechable

para calefacción.

• Reciclar el combustible nuclear, para recuperar su contenido energético y

aprovecharlo para la conversión del isótopo U-238.

• Reducir la cantidad y la actividad de los residuos.

• Simplificar el diseño.

• Romper las economías de escala.

• Construirse en base a módulos.


183

• Avanzar en la eficiencia del combustible y la planta.

• Utilizar elementos intrínsecamente seguros y diseños más robustos, mejorando la

seguridad de las centrales.

• Disponer de medios eficaces para la salvaguardia de los materiales nucleares y la

protección de las instalaciones.

Existen diversos diseños que varían unos de otros en función del refrigerante

principalmente:

• Reactor rápido refrigerado con gas helio (GFR): Se le asocia una instalación de

reprocesamiento del combustible usado y la capacidad de producir hidrógeno al

mismo tiempo que electricidad. Funcionaría en ciclo cerrado. Se estima que estará

disponible para 2025.

• Reactor rápido refrigerado con plomo y bismuto (LFR): Se estima que estará

disponible para 2025. Se destinará de forma alternativa a producir electricidad e

hidrógeno.

• Reactor de sales fundidas (MSR): El moderador es grafito y permitiría el uso

eficiente de plutonio. El combustible a usar sería una mezcla de sodio, circonio y

fluoruro de plutonio y funcionaría en ciclo cerrado.

• Reactor rápido refrigerado con sodio (SFR): Consiste en un ciclo cerrado con una

planta de reprocesamiento. Se estima que estará disponible para 2015

• Reactor refrigerado por agua supercrítica SCWR): Permite rendimientos de hasta

el 45%.

• Reactor de muy alta temperatura (VHTR): Se trataría de un ciclo abierto orientado

principalmente a la producción de hidrógeno. Se estima una eficiencia del 50%. Se

refrigera por helio. Podría estar listo para 2020.

En cualquier caso, estos reactores no estarían disponibles hasta el año 2030 en el

mejor de los casos.

Ante un panorama energético como se presenta actualmente, la generación nuclear

se presenta como una alternativa muy interesante:


184

• El crecimiento de la demanda es continuo año tras año, tanto a nivel de energía

como de la punta de demanda.

• Se imponen elevadas restricciones las emisiones de gases de efecto de

invernadero, y unos objetivos que España está lejos de conseguir.

• La dependencia energética crece exponencialmente con el incremento de la

demanda, lo que hace que nuestro país en especial y la Unión Europea en general

estén demasiado expuestos a los precios de los mercados internacionales de

combustibles (según la APPA en [APPA02] la dependencia energética española

era ya del 76%)

Las ventajas de las centrales nucleares vienen dadas por contar con un combustible

abundante en la naturaleza y muy repartido por el mundo y en especial en países

geopolíticamente estables; el coste de producción de las centrales nucleares se sitúa

muy por debajo de la estimación de las tecnologías basadas en combustibles fósiles;

as centrales nucleares pueden funcionar un elevado número de horas al año con una

alta disponibilidad, mientras que la principal desventaja que presentan es el tema

aún no solucionado del tratamiento de los residuos radioactivos en el largo plazo y la

oposición popular a este tipo de centrales.

Esta misma oposición a las centrales nucleares se ha vencido en otros países

europeos, como por ejemplo Suiza, que desarrolló un referéndum que resultó a favor

de la energía nuclear. Los factores que afectan a la opinión pública son:

• La concienciación sobre el cambio climático.

• Los cambios en relación a la situación energética actual

• Las decisiones políticas

• La realidad de la industria nuclear

• El mayor nivel de información

Respecto a la disponibilidad de las centrales nucleares, recientes análisis del Instituto

Tecnológico de Massachusetts (MIT), las centrales nucleares ofrecen un elevado

factor de disponibilidad a lo largo del año. Además, la mayor experiencia que se


185

tiene en el mantenimiento y desarrollo de estas centrales, hace que este factor haya

aumentado de forma progresiva año tras año:

U.S. NUCLEAR PLANT CAPACITY

FACTORS: 1973-2004

40

50

60

70

80

90

100

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

%

Figura 24. Evolución del factor de carga de las centrales nucleares de EEUU

En concreto, en España, según la Agencia Internacional de la Energía Atómica, este

índice de disponibilidad anual se ha situado en los últimos años por encima del 90%,

superior a la media mundial que ha sido del 82%.

Respecto a las reservas mundiales de combustibles, se observa en las siguientes

gráficas que los actuales aprovisionamientos y las reservas mundiales de combustible

se encuentran de forma muy distendida en todo el planeta.

USA

2%Uzbekistan

6%

Canada

28%

Australia

22%Kazakhstan

10%

Niger

8%

Ukraine

2% China

2%

Others

3%

Namibia

7%

Russia

8%

South Africa

2%

Figura 25. Producción de Uranio al año por país


186

USA

4%

Namibia

6%

Australia

26%

Canada

13%

Kazakhstan

14%

Niger

7%

Others

12%

Brazil

6%South Africa

7%

Russia

5%

Figura 26. Reservas de uranio por país

Hasta ahora, el desmantelamiento de algunas centrales nucleares en la Europa del

Este y el progresivo desmantelamiento del armamento nuclear en el mundo después

de finalizar la guerra fría, ha hecho que se contase con fuentes de aprovisionamiento

alternativas, sin embargo, estas reservas son limitadas, por lo que en un futuro

cercano, el aprovisionamiento se realizará de manera exclusiva a partir de fuentes

naturales.

En 2003 y 2004 se produjeron drásticos aumentos del precio del uranio en dólares,

debido a las interrupciones de la producción en varias minas de uranio, el

debilitamiento del dólar, y la reducción de inventarios y suministros secundarios.

La disminución de la producción de uranio (en 2002 la producción satisfizo tan sólo

el 54% de las necesidades mundiales de los reactores – 68 514 tU) obedece también a

la aplicación de criterios de seguridad más estrictos.

En España, el aprovisionamiento del combustible nuclear lo realiza principalmente

ENUSA, de las siguientes fuentes:


187

Tabla 13. Aprovisionamiento de Uranio en España y servicios de conversión y enriquecimiento

En relación a los costes de las centrales nucleares, el coste total de las centrales

nucleares que nos indican los distintos organismos se sitúa entre los 28 y 58 €/MWh:

Tabla 14. Costes de las centrales nucleares (diversas fuentes)

Por su parte, los costes de operación y mantenimiento, dada la madurez de las

tecnologías, ha ido disminuyendo progresivamente:


188

REAL U.S. NUCLEAR O&M COSTS ($2003 MILLS/KWH)(Excludes Corporate Support Costs)

0

5

10

15

20

25

30

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

$200

3 M

ILLS

/KW

H

non-fuel O&M fuel total O&M

Figura 27. Evolución de los costes de Operación y Mantenimiento enlas centrales nucleares de EEUU

A pesar de su coste de producción que resulta, en principio, menor al de otras

tecnologías basadas en combustibles fósiles, el factor que más interesa a los

inversores es la estructura de costes de las centrales nucleares:

17%

7%

76%

42%

17%

41%

59%

26%

15%

Gas Coal Nuclear

FuelO&MInvestment

Figura 28. Estructura de costes de las centrales por tecnología

Del 15% que supone el coste de combustible, el 46% corresponde al precio del uranio,

el 38% al proceso de enriquecimiento de éste, el 12% a la fabricación de los elementos

combustibles y el 4% se debe a los procesos de conversión.

Dado que el precio del combustible supone menos del 10% de los costes totales, de

cara a la inversión, una central nuclear supone una mayor estabilidad en sus costes y

por lo tanto una mayor estabilidad en la inversión.


189

El mayor inconveniente al que deben hacer frente las centrales nucleares y para el

cual no se ha planteado aún una solución adecuadas es el tema de los residuos

radioactivos de alta y baja actividad que este tipo de centrales genera.

Sin embargo, las centrales nucleares suponen anualmente menos del 1% de todos los

residuos muy tóxicos y peligrosos, aunque es una de las industrias con mayor

generación de residuos de larga duración, debido a los productos de la reacción de

fisión.

Los residuos radioactivos suponen una herencia de muy largo plazo para futuras

generaciones. La vida radioactiva de estos residuos es de hasta 1 000 años, por lo que

las generaciones futuras tendrán que tratar con estos residuos. A parte de determinar

el tratamiento y almacenamiento que se debe prestar a estos combustibles usados, se

hace necesario diseñar procedimientos de actuación de forma muy precisa, para las

futuras generaciones y como actuación ante incontingencias.

Figura 29. Vida de los residuos radioactivos

Para el tratamiento de los residuos se presentan las siguientes alternativas:

• Almacenamiento en el sitio de producción (en las piscinas de las centrales): No

supone una solución técnica viable en el largo plazo.


190

• Reprocesamiento del combustible: Minimiza el volumen de residuos y puede

suponer una forma de suministro de combustible competitiva, dado que se

generan nuevos elementos combustibles que pueden ser aprovechados. El

problema que plantea es que tras este proceso prolifera la aparición de isótopos

de plutonio, que pueden ser utilizados con fines armamentísticos.

• Almacenamiento subterráneo: Es necesario contar con un depósito geológico

disponible y adecuado.

En cualquier caso, la estrategia para la gestión de los residuos de alta actividad

requiere de:

• Almacén Temporal Centralizado.

• Seguimiento científico y tecnológico internacional.

• Designación de emplazamientos: Requieren un amplio consenso nacional y local.

Por otra parte, estudios relacionados con el uso de aceleradores de partículas,

sugieren que se puede reducir notablemente la vida de los combustibles radioactivos,

desde los 1 00 años típicos hasta 100 años de vida radioactiva.

En España, en el año 1982, se proclamó la moratoria nuclear, según la cual, ante la

oposición popular a esta tecnología que se veía asociada a las armas de destrucción

masiva y ante la sensación de inseguridad de la energía nuclear, varias centrales que

estaban en procesos de construcción y licenciamiento fueron retiradas del sistema.

Entre las instalaciones estaban Valdecaballeros, Lemoniz y Trillo II. Otra razón oculta

para esta moratoria venía de la pérdida de competitividad ante las centrales de

térmicas y los escenarios de combustibles baratos de los años que se preveían.

Desde entonces, se dictaminó la vida útil de las centrales nucleares ya instaladas, si

bien, cada central puede pedir una prórroga sobre esta vida útil, alegando ante el

Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la viabilidad técnica que permita mantener el

funcionamiento de la central, así como se debe establecer un nivel de inversiones

necesarias para conseguir el prolongamiento de la vida útil.

Desde la moratoria nuclear, se ha retirado solamente la central de José Cabrera en

Guadalajara, por ser la central más antigua y obsoleta. La siguiente instalación en


191

antigüedad es la de Santa María de Garoña en Burgos cuya revisión está prevista

para el año 2009, momento en que deberá pedir la prórroga sobre su vida útil. El

resto de centrales tiene aún un plazo mayor hasta su próxima revisión de vida útil,

pudiendo funcionar legalmente hasta entonces.

El gobierno actual del PSOE ya declaró su interés por el cierre de la totalidad de las

centrales nucleares. Por lo que existe gran incertidumbre respecto a la posible

prórroga de vida útil de Garoña.

Por el contrario, desde la Comisión Europea, se ha dado cada vez mayor impulso al

renacimiento de la energía nuclear, unido al desarrollo de las energías renovables.

Así se puede ver en el Programa Ilustrativo Nuclear (PINC) o el pendiente “paquete

nuclear” que regulará a nivel europeo los requerimientos de seguridad, los fondos

necesarios para el desmantelamiento o los planes nacionales para a gestión de

residuos.

El principal objetivo de la política energética europea actual es triple, por una parte,

fomentar el desarrollo de fuentes de energía “autóctonas”, con lo que se disminuiría

la dependencia energética exterior y la exposición ante los precios internacionales de

las materias primas; por otro lado, este tipo de tecnologías requieren de mano de

obra especializada, por lo que se convierte en un foco de empleo; por último, el

desarrollo de estas tecnologías conlleva un alto índice de investigación en estas áreas,

lo que permitiría a la Unión Europea mantener el liderazgo mundial en I+D y

hacerse con un buen número de patentes que podría exportar al resto del mundo.

A escala internacional ya se observa una tendencia de cambio que favorece el

desarrollo de nuevas centrales nucleares. En concreto, en su informe anual [IEA05],

la IEA publicó que existían 26 reactores en construcción, de los cuales 17 de ellos se

encontraban en Asia. Este dato es el que más fuerza podría dar a un escenario en el

que se plantease el renacimiento nuclear en España, dado que si a nivel internacional,

y en especial dentro de Europa Occidental y Norte América, comienzan a

desarrollarse nuevas centrales nucleares que además demuestran no sólo ofrecer

energía barata con un alto nivel de disponibilidad, sino además garantizar medidas


192

de seguridad adecuadas y además garanticen la confianza de los ciudadanos,

entonces se podrían plantear nuevos proyectos.

En concreto, se están llevando a cabo los siguientes proyectos:

• Construcción de un 5º reactor en Finlandia: Olkiluoto-3

• Francia ha comenzado a sustituir “lo nuclear por lo nuclear” en relación con las

centrales más antiguas construidas en los decenios de 1970 y 1980. Además,

Electricité de France ha comenzado a poner en marcha la construcción de un

nuevo reactor de agua a presión de diseño europeo (EPR) en Flammanville.

• Reino Unido: “The Government believes new nuclear power stations should have

a role to play in this country’s future energy mix alongside other low-carbon

sources; that it would be in the public interest to allow energy companies the

option of investing in new nuclear power stations; and that the government

should take active steps to facilitate this” (Enero de 2008). Se ha decidido

promover nuevas centrales nucleares en emplazamientos ya existentes y

comenzar el desmantelamiento de aquellas centrales antiguas y ya obsoletas. El

principal objetivo de esta política energética procede de la disminución de las

reservas de gas natural en el Mar del Norte, la escalada de precios internacionales

de este combustible y la cada vez mayor presión medioambiental en el ámbito de

emisiones de gases de efecto invernadero.

• Rumanía: La central nuclear de Cernavoda, de 4 unidades, donde las dos

primeras ya están operativas y cuyas dos unidades restantes ya habían realizado

la obra civil pero no habían llegado a instalar el reactor por el descenso en la

demanda nacional, ha lanzado un proyecto de restauración de estas dos unidades

en colaboración con un consorcio de empresas internacionales con gran andadura

en el sector.

• Suiza: Llevó a cabo un referéndum respecto a la decisión de parar las centrales

que resultó favorable a las centrales nucleares.

• Suecia: Se ha producido un aumento de potencia en las centrales nucleares ya

existentes y la opinión pública ha resultado bastante favorable a estas decisiones.


193

• En Estados Unidos la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) aprobó tras 11 años

prórrogas de licencia de 20 años cada una (equivalente a una vida autorizada de

60 años para cada central nuclear) Tres cuartas partes de las 104 centrales

nucleares norteamericanas han solicitado prórrogas de licencia de este tipo.

Además el Departamento de Energía (DOE) ha establecido la ayuda federal para

asegurar los riesgos en la construcción de los nuevos reactores: 4 500 millones de

dólares para los dos primeros reactores que se construyan y 250 millones para los

cuatro siguientes.

• En Canadá la expansión a corto plazo de la energía nuclear se viene realizando

mediante la puesta en marcha de alguna de las 22 centrales que han estado en

régimen de parada en los últimos años.

• En Asia se construirán 60 nuevos reactores en 15 años fundamentalmente en

China e India.

La tecnología nuclear presenta grandes ventajas como los bajos costes variables, la

generación de empleo cualificado y la posibilidad de desarrollar nuevos proyectos de

investigación, que permitirían colocar a España en el liderato tecnológico mundial.

Por otra parte, la presión social y política en contra de las centrales nucleares unido al

tema de los residuos nucleares de larga duración, aún sin resolver, suponen sus

mayores desventajas.

En este ámbito de desarrollo internacional de la energía nuclear, quizás España

podría reconsiderar la opción de la moratoria nuclear y encontrarse en esta lista. Esta

situación se daría sólo en el caso de demostrarse que los actuales diseños de reactores

de tercera generación suponen una mejora de la seguridad y una reducción notable

de los costes de producción, en especial, afectaría a esta decisión el desarrollo del

EPR de Flammanville en Francia y los nuevos reactores ingleses. En este caso, no se

podrían considerar nuevos reactores nucleares en España hasta más allá de 2020.

Probablemente en caso de desarrollarse algún nuevo proyecto, éste se realizaría en el

emplazamiento de una central ya obsoleta, por evitar la oposición local a la nueva

central.


194

En cualquier caso, el escenario más probable vendría dado por un caso tipo “business

as usual”, donde la incertidumbre de funcionamiento de las centrales ya existentes se

mantendría toda su vida, si bien, el miedo a la retirada de estas centrales por el

impacto que puede tener sobre el balance energético, las emisiones de CO2 y la

dependencia energética exterior, harían que finalmente las centrales mantuviesen su

operación hasta finalizar su vida útil a los 60 años desde su puesta en marcha,

siempre y cuando éstas fuesen capaces de demostrar que son capaces de funcionar de

forma eficiente y segura hasta entonces.

En el caso más pesimista las centrales nucleares seguirían funcionando hasta alcanzar

una vida útil de 40 años, bajo las cuales fueron diseñadas. Este caso resulta

demasiado poco probable, por lo que como escenario de baja producción nuclear se

podría considerar la retirada de Garoña a los 50 años, por ser la central más antigua y

por los problemas que ha presentado.

En el escenario de alta producción nuclear, el Foro Nuclear en su prospectiva al año

2030, que será analizada en el capítulo correspondiente, admite un potencial de

desarrollo nuclear de entre 20 y 25 GW, de los cuales, por razones técnicas y

conflictos socio-políticos, se podrían construir antes del año 2030 entre 15 y 18 GW, lo

que supondría del orden de 8 a 10 emplazamientos, los cuales contarían con una

potencia instalada de entre 2 000 y 2 400 MW cada uno.

3 Tecnología de carbón:

Las centrales de carbón se caracterizan por funcionar según un ciclo de rankine con

agua. El ciclo de rankine se caracteriza por constar de cuatro etapas:

• Aumento de presión del agua líquida por medio de bombas.

• Calentamiento del agua en la caldera.

• Turbinación del vapor.

• Enfriamiento y condensación del vapor para volver a realizar el ciclo.


195

Figura 30. Esquema termodinámico de un ciclo de Rankine

Sobre un ciclo de rankine básico, es posible realizar incrementos del rendimiento de

diversas formas:

• Incremento de presión en la caldera: Se eleva la presión en la caldera. Se

incrementa la humedad a la salida de la turbina, lo que puede producir erosión

sobre los álabes de la turbina debido al impacto de gotas a alta velocidad,

problema que se resuelve recalentando el fluido.

• Reducción de la presión del condensador: Reduce la temperatura media de

rechazo de calor. Incrementa la humedad a la salida de la turbina. Está por tanto

limitado por los medios de enfriamiento. Necesita un desgasificador para evitar la

entrada de aire al circuito debido al vacío.

• Sobrecalentamiento a alta temperatura: Se incrementa la temperatura media de

adición de calor. Reduce la humedad a la salida de la turbina. Está limitado por

los materiales de la turbina, que deben soportar las temperaturas.

• Recalentamiento: Se emplea a altas presiones de caldera, porque reduce la

humedad a la salida. Incrementa la temperatura media de adición de calor. Se

pueden realizar varios recalentamientos, lo que aumenta la temperatura media de

adición del calor.


196

• Regeneración: Incrementa la temperatura media de adición de calor mediante

precalentamiento con vapor extraído de la turbina. Los precalentadores pueden

ser abiertos (de mezcla) o cerrados (de superficie), donde los abiertos requieren el

uso de bombas mientras que los cerrados tienen peores coeficientes de

transferencia de calor.

Respecto al combustible, el carbón es una sustancia fósil formada por

descomposición parcial de materia leñosa en ausencia de oxígeno y sometida a la

acción de la humedad, de fuertes presiones y temperaturas. Existen varios tipos de

carbón que, ordenados según la edad geológica son:

• Turba: Se trata de un carbón de poca edad y con bajo poder calorífico. No es

viable como combustible para centrales térmicas.

• Lignito pardo: De textura blanda (como tierra arcillosa). Su contenido energético

o PCI ronda las 2.000 kcal/kg

• Lignito negro: Posee un PCI del orden de 4.000 kcal/kg

• Hulla: Posee un PCI superior, en torno a las 7.000 kcal/kg

• Antracita: Con un poder calorífico similar al de la hulla, contiene menos volátiles

y presenta mayor dureza.

Se presenta la siguiente tabla a modo de resumen:

Alto (30-55%)Alto (25-50%)Bajo (<3000)Lignito pardo

Medio/alto (<30%)Alto (25-50%)Medio (<5000)Hulla Subituminosa

Medio (<15%)Medio (14-35%)Alto (>5000)Hulla (bituminosa)

Medio (<15 %)Bajo(<14%)Alto (>5000)Antracita

% Humedad% VolátilesPCS (kcal/kg)

Alto (30-55%)Alto (25-50%)Bajo (<3000)Lignito pardo

Medio/alto (<30%)Alto (25-50%)Medio (<5000)Hulla Subituminosa

Medio (<15%)Medio (14-35%)Alto (>5000)Hulla (bituminosa)

Medio (<15 %)Bajo(<14%)Alto (>5000)Antracita

% Humedad% VolátilesPCS (kcal/kg)

Tabla 15: Clasificación de distintos tipos de carbón

En España existen cuencas mineras y por ende centrales térmicas de lignitos pardo y

negro y de hullas y antracitas. En función del tipo de combustible que se queme, así

se diseñará la caldera de la central.


197

El carbón se extrae de minas terrestres y en función de la capa geológica en la que se

encuentre situada la veta, se tratará de minas a cielo abierto o de minas subterráneas.

En España, sólo se cuenta con minas subterráneas, las cuales suponen mayores costes

de extracción, dado que la extracción se ha de realizar con martillos neumáticos, de

forma prácticamente manual, mientras que las minas de ciclo abierto cuentan con

grandes rotopalas excavadoras. Las minas subterráneas, también suponen mayores

problemas de seguridad para los trabajadores. Además, el sector minero está

fuertemente subvencionado en España bien directa o indirectamente, a través de

primas al consumo de carbón nacional que perciben las centrales térmica actuales.

Respecto a las actuales tecnologías de generación con que se cuenta en centrales

térmicas de carbón son:

• Centrales de carbón pulverizado

• Supercríticos

• Ultrasupercríticos

• Centrales de caldera de lecho fluido atmosférico

• Centrales de caldera de lecho fluido a presión

• Gasificación en ciclo combinado (GICC)

En las centrales de carbón pulverizado se pulveriza el carbón en finas partículas (por

debajo de 300 µm para el 2% del volumen y menos de 75 µm para el 75%) y se

introduce con una corriente de aire en la caldera. La combustión se realiza a 1300-

1700º C, dependiendo del tipo de carbón.

Se trata de una tecnología madura (aproximadamente el 90% de las centrales en

explotación usan este tipo de configuración). En este tipo de configuración la caldera

se diseña específicamente para el tipo de carbón que se vaya a quemar en ella, por lo

que son centrales poco flexibles ante cambios en el tipo de carbón. Este tipo de

centrales ofrecen una alta disponibilidad y los rendimientos de las centrales en

construcción varían entre el 33 y el 37% en función de la calidad del combustible. Por

suparte, la tasa de emisión se sitúa en torno a 0.8 toneladas de CO2 por MWh.


198

Este proceso no es recomendable para carbones con alto contenido de cenizas.

Es la tecnología más apropiada para combinarla con co-combustión. Por eso los

proyectos suelen estudiar conjuntamente la producción con carbón y biomasa, por

ejemplo, en Holanda, la central de Gelderland, entre otras, en las que se combina la

tecnología de carbón pulverizado y biomasa.

Este tipo de centrales está evolucionando a centrales supercríticas, donde el fluido de

trabajo pasa a funcionar en la zona por encima de la campana que conforma la curva

crítica del fluido de trabajo que se ha podido ver en el diagrama de Rankine

representado anteriormente. En las centrales supercríticas supone un rendimiento del

45%, mientras que análisis de los tecnólogos afirman que se alcanzará el 50% en el

futuro.

El coste de inversión es de 1.200 €/kW

Las centrales de carbón supercrítico (vapor a más de 650º C y presiones mayores a

30 MPa) presentan pocas diferencias tecnológicas con las centrales convencionales

(carbón subcrítico). Las diferencias están principalmente en las bombas de agua de

alimentación y el equipo de refrigeración en alta presión y en la necesidad de utilizar

materiales con mejores propiedades, y por tanto, más caros. Los rendimientos que

pueden alcanzar varían entre un 37% y un 43%. Los requerimientos de carbón son un

21% menores a los que una central subcrítica de la misma potencia requiere.

Existen más de 400 plantas de este tipo en funcionamiento en el mundo.

Ventajas:

• Las centrales de carbón supercrítico reducen las emisiones de CO2 y otros

contaminantes, al utilizar menos combustible por unidad de electricidad

producida.

• Se pueden conseguir reducciones de emisiones de hasta un 20%

• Son plantas flexibles en cuanto al combustible que pueden utilizar.

Únicamente el 8% de las Centrales Térmicas de carbón instaladas en la UE-15 tienen

una eficiencia de más del 40%


199

Los principales referentes tecnológicos de ciclos supercríticos se encuentran en

Dinamarca y Alemania:

• En el año 2002 se construyó una planta en Niederhaussem (Alemania) con una

eficiencia del 45,2%. La potencia neta de esta planta es de 965 MW. La

temperatura del vapor vivo de 580º C y la presión de 275 bar. El combustible

utilizado es lignito.

• En Dinamarca existe una planta con una eficiencia de 48,3% en Averdrove con

una potencia eléctrica neta de 390 MW. La temperatura del vapor vivo es de 580º

C y la Presión asciende a 300 bar. El combustible empleado es carbón bituminoso.

• En Italia, Enel, se encuentra realizando un proyecto para instalar una central de 3

x 660 MWe con unas propiedades del vapor vivo de 600º C y 270 bar

El objetivo en Europa es desarrollar un ciclo Ultra-Super-Crítico. En el año 1998

comenzó un proyecto denominado AD700. El objetivo de eficiencia alcanzaría los 52-

55% (comparable con la conseguida por los actuales ciclos combinados). En este caso,

la temperatura de la caldera será de hasta 720ºC con una presión de 39 Mpa.

En las centrales con caldera de lecho fluido, el carbón se introduce en la caldera

triturado donde se quema en un lecho burbujeante. Es un tipo de centrales típicas

para pequeñas potencias (menores a 100 MW), que aunque ofrecen menor

disponibilidad y su eficiencia es del 39% (menor a las centrales de carbón

pulverizado), emite menos al medioambiente y en el futuro se perfila como una

tecnología apropiada para carbones con alto contenido en azufres y cenizas.

Las tecnologías de lecho fluido incluyen principalmente:

• Lecho fluido atmosférico

• Circulante: CFBC (Circulating Fluidised Bed Combustion).

• Burbujeante: BFBC (Bubbling Fluidised Bed Combustion).

• Lecho fluido presurizado: PFBC (Pressurised Fluidised Bed Combustion).

También se está avanzando en el PCFBC (Pressurised Circulating Fluidised Bed


200

Combustion). Apropiado para carbones con alto contenido de cenizas y de mala

calidad. Se han desarrollado proyectos en Suecia y Japón

Ventajas:

• Con lecho atmosférico, la temperatura de combustión se encuentra entre 800-900º

C, por lo que se produce menor formación de NOx que con el lecho presurizado,

aunque se emite más N2O.

• Se desperdicia más carbón en forma de cenizas en los FBC que en los PCC.

En España, un ejemplo sería la reconversión de la central de Escatrón, de 65 MW. Se

utiliza carbón en lecho fluido aplicable a los lignitos negros de la zona de Aragón.

• Aumenta el rendimiento energético en un 10%

• Reduce la formación de NOx, debido a la baja temperatura de funcionamiento.

• Consigue mayor retención de SO2, por poder absorber este compuesto en su

propio lecho.

• Tienen mayor flexibilidad en cuanto al combustible que pueden quemar.

Destacan a nivel internacional los siguientes proyectos desarrollados:

• Central de Emile Huchet perteneciente a SNET en Francia, de lecho fluido

circulante.

• Central de lecho fluido a presión en Cottbus (Alemania).

El coste de inversión de este tipo de centrales se sitúa en torno a los 1000 €/kW.

Por otra parte, existen tres tecnologías que se están desarrollando que resultan

ideales para procesos de captura y secuestro de CO2:

• Sistemas de postcombustión.

• Sistemas de oxicombustión.

• Sistemas de precombustión.

Los sistemas de precombustión requieren la gasificación anterior del carbón, en las

centrales tipo IGCC.


201

El proceso IGCC consiste en la integración de la gasificación de productos de base

carbónica con un esquema de ciclo combinado, es decir, obtener a partir de carbón un

gas sintético formado por CO y H2. Puede alcanzar rendimientos de 40 – 42%

Se precisa de un gasificador, en el que se introduce tanto carbón como agua y

oxígeno; a la salida del gasificador se ha de realizar la limpieza de los gases, donde se

separan posibles contaminantes y se podría realizar la captura de CO2.

Posteriormente, el combustible “limpio” se quema en una central de ciclo

combinado.

Figura 31. Esquema de un proceso de gasificación de carbón (IGCC)

Ventajas:

• Se elimina entre un 98,5 y un 99,9% de azufre

• Se controlan las emisiones de NOx controlando la temperatura en la turbina de

gas

• Se eliminan las partículas con filtros previos a la combustión

• Requiere la utilización de menor cantidad de agua que el carbón convencional

• Se requiere menos energía para eliminar el CO2 al estar sometido a presión

elevada

• Los subproductos que se obtienen son inertes


202

• También permite la separación del CO2 y del hidrógeno antes de realizar la

combustión.

• Admite elevado nivel de integración en distintos niveles térmicos:

• Integración sistemas agua-vapor del gasificador y del ciclo: El agua de

alimentación a calderas se precalienta en la caldera de recuperación (HRSG) y

se envía al desgasificador para producir vapor saturado que vuelve a la

caldera de recuperación (HRSG) para sobrecalentamiento.

• Integración del nitrógeno entre ASU y ciclo: El nitrógeno residual, tras la

separación del aire, es comprimido y mezclado con el gas de síntesis para

reducir el NOX y aumentar su potencia en la turbina de gas.

• Integración del aire entre ASU y ciclo: El aire comprimido que requiere la ASU

es extraído del compresor de la turbina de gas.

Se trata de una tecnología en desarrollo donde sólo se cuenta con plantas en

demostración. El rendimiento actual es del 45% pero en las plantas de alta eficiencia

proyectadas para el futuro se prevé que alcancen el 55% de rendimiento.

Por su parte, el coste de inversión se estima en 1700 €/kW y el coste de operación y

mantenimiento es mayor al de las centrales térmicas convencionales. Las tasas de

emisión por su parte, son las más bajas de las posibles configuraciones.

Aún así, todavía queda por perfeccionar la turbina de gas y aún es necesario realizar

mejoras en el sistema de limpieza de gas.

Un ejemplo de este tipo de centrales es la planta experimental de Elcogás.

Tiene 3 unidades principales:

• Unidad de gasificación: genera el gas de síntesis

• Unidad de fraccionamiento del aire: genera oxígeno y nitrógeno

• Unidad de ciclo combinado: genera electricidad


203

Consta de un diseño nominal con gas de síntesis aunque también es apta para gas

natural. El rendimiento de esta central es del 47.12% y al potencia producida del ciclo

de gas es 182.3 MW, mientras que la del ciclo de vapor es 135.4 MW.

La tecnología de postcombustión permite capturar el CO2 a través de los siguientes

procesos:

• Absorción por aminas. Requiere energía, en forma de vapor a baja presión, para

la regeneración de la solución de amina. Esto implica una disminución en la

potencia neta de la planta lo que se traduce en reducciones de rendimiento de 9

puntos desde el 43% hasta el 34% en supercríticas.

• Adsorción, en donde por medio de carbón activo se adsorbe el CO2 de los gases.

Posteriormente se libera una corriente de CO2 al variar la temperatura o la

presión. Uno de sus mayores problemas radica en la necesidad de tratar (enfriar y

secar) los gases antes del proceso.

• Las membranas tienen el inconveniente de la baja presión si se utilizan en

postcombustión.

• La separación por medio de sorbentes sólidos, básicamente CaO, ya ha sido

demostrada en pequeños lechos fluidos y se debe verificar su funcionamiento a

mayores escalas.

• Centrales capture-ready. Una unidad se puede considerar capture-ready si, en

algún momento futuro, puede ser modificada para capturar el CO2 siendo

todavía rentable económicamente su operación. Hacen referencia a nuevas

unidades que permitirán, en un futuro, reducir el coste y facilitar la implantación

de tecnologías de captura.

Respecto a la oxicombustión:

El mayor problema de la captura postcombustión es la baja concentración y presión

parcial del CO2 en el flujo de gases. Esto se debe al nitrógeno introducido con el aire

de combustión. Una opción para capturar mejor el CO2 es sustituir el aire por

oxígeno, esencialmente eliminando la mayor parte del nitrógeno.


204

Las tecnologías de oxicombustión queman el carbón usando una mezcla de oxígeno

puro al 95% y CO2 recirculado para mantener las temperaturas de diseño y los flujos

de calor en la caldera. La concentración final de CO2 supera el 95% y puede ser

llevado directamente a la compresión previa al transporte.

Su inconveniente es la necesidad de una unidad de separación del aire para el

suministro del oxígeno. La energía consumida por esta unidad es el la causa

principal de la reducción del rendimiento global de este sistema.

El rendimiento obtenido es del 30.6% del orden de los logrados con carbón

pulverizado supercrítico con captura de CO2 por absorción.

A modo resumen, se presentan las siguientes tablas de costes y tasas de emisión:

28

68

3,6

26

1800-1900

Carbóntradicional

+ CCS

43

38

1,8

18,5

1190

LechoFluido

36

40-45

1,7

18,33

1190

CarbónPulverizado

Carbónsupercrítico

IGCC (500MW + CCS)

IGCC (600MW)

IGCC (500MW)

1250133313151000Costes decapital*(€/kW)

45304038Rendimiento(%)

42674040Costevariable

estimado(€/MWh)

1,560,73O&Mvariable(€/MWh)

19,5222818,33O&M fijo*(€/kW año)

Tabla 16. Resumen de costes por tipo de tecnología de central térmica de carbón

4236,036,039,2 – 43,1Eficiencia Neta

(% PCI)

2,30

2,50

852

PC subcrítica

0,80

1,40

852

Lecho fluidoatmosférico

1,100,05 – 0,40Emisión NO x

(kg/MWh)

2,150,07 – 0,14Emisión SO 2

(kg/MWh)

774712 – 783Emisión CO 2

(kg/MWh)

PC supercríticaIGCCFactor

Tabla 17. Resumen de tasas de emisión por tipo de tecnología de central térmica de carbón


205

Las nuevas inversiones que se planteen en el futuro en centrales de carbón, serán

probablemente de carbón pulverizado con caldera supercrítica.

El principal problema de las centrales térmicas de carbón son sus mayores emisiones.

Respecto al CO2 sólo se plantea la posibilidad de la captura y el secuestro. Respecto a

las emisiones ácidas:

• Partículas. Existen dispositivos como ciclones, precipitadores electrostáticos,

filtros de mangas desarrollados y ampliamente difundidos y según señaló la

Comisión Europea hace ya más de una década no representan un problema

medioambiental.

• SOx y NOx. Los SO2 y NOx reaccionan con la humedad del aire atmosférico

formándose H2SO4 y HNO3 que son los responsables de la acidificación de la

lluvia.

• Las emisiones de NOx se reducen mediante: Combustión escalonada y

medidas de reducción catalítica selectiva (SCR) y reducción no catalítica

selectiva (SNCR). Quemadores de bajo NOx combinados con la combustión en

dos etapas (OFA) o el reburning

• Las emisiones de SO2 son directamente proporcionales al azufre presente en el

carbón, una solución consiste en alimentar un combustible con menor

contenido de azufre. Los procesos de desulfuración de gases se han

implantando de manera amplia en todo el mundo siendo la inyección de

caliza en medio húmedo el sistema de limpieza con mayor implantación

Por ello, las futuras centrales de carbón deberán contar con:

• Precipitador electrostático para reducir el nivel de cenizas.

• Sistemas SCR de reducción catalítica para reducir el nivel de NOx emitido.

• Desulfuración con caliza para disminuir el nivel de emisiones sulfurosas.

• Sistemas de control de la combustión mediante quemadores de bajo NOx, para

evitar que se dispare el nivel de este contaminante.

• Carbón de alta calidad y con bajo contenido en azufre.


206

En la siguiente configuración:

Figura 32. Esquema de una central futura de carbón

Posiblemente en un futuro, toda central de carbón de nueva construcción deberá

contar además con sistema de captura y secuestro de CO2.

El actual parque de generación de centrales térmicas de carbón consta de una variada

gama de centrales, que se instalaron entre finales de los años sesenta y finales de los

años ochenta. La mayoría de ellas estaba concebida para quemar carbón nacional y

por ello se situaron en las proximidades de las principales cuencas mineras

españolas:


207

Figura 33. Localización de las centrales térmicas de carbón actuales

Si bien, hoy en día muchas de estas centrales queman una mezcla de carbón donde

añaden carbón importado.

Para adecuarse a la regulación medioambiental, y especialmente a los límites a la

producción que supone el PNRE (Plan Nacional de Reducción de Emisiones),

muchas de estas centrales han realizado diversas inversiones:

• Instalación de desulfuradoras para reducir la emisión e SO2 y sus compuestos.

• Cambio del combustible quemado, para lo que ha sido necesario el cambio de

calderas.

• Instalación de quemadores de bajo NOx y controles de combustión.

• Instalación de precipitadores electrostáticos.

Lo que se está estudiando actualmente para las centrales de carbón consiste además

en:

• La repotenciación de centrales antiguas, convirtiendo un ciclo de vapor en un

ciclo combinado con distintas configuraciones.


208

• Aprovechamiento de calores de media temperatura mediante el uso de ciclos

rankine orgánico o tipo kalina.

Además, desde la Unión Europea se presiona a España para desarrollar centrales que

prueben diversas técnicas de combustión limpia y captura de CO2.

• Co-combustión: Consiste en la quema de una mezcla de carbón y residuos

orgánicos vegetales. De forma que teóricamente el ciclo natural del CO2 queda

restablecido, dado que el CO2 emitido en la combustión d ella biomasa se

compensa con el CO2 que la planta haya absorbido durante su vida.

3.1 Captura y Secuestro de CO2:

Se distinguen tres líneas tecnológicas en lo referente a la captura de CO2:

• Captura post-combustión: la más frecuente es el lavado con monoetilamina, que

absorbe el CO2 y posteriormente, por calentamiento en la columna de

desgasificación libera el CO2 concentrado, pudiendo volver a utilizarse la amina.

Se captura el 90% del CO2. Supone una pérdida de rendimiento, haciendo que el

rendimiento baje hata el 25%. El nivel de CO2 en humeos se sitúa entre el 10 y el

15% y se trata un alto volumen de gases.

• Captura pre-combustión: conversión previa del combustible a hidrógeno,

captando el CO2 liberado en este conversión. El hidrógeno como combustible no

emite CO2. La périda es mayor, rendimiento total del 20%, pero el nivel de gases

a tratar es mucho menor (entre 10 y 40 veces menos de gases que en los humos de

salida)

• Combustión con oxígeno: enriquecimiento del comburente con O2 se pueden

obtener concentraciones de CO2 del 80% en los productos de combustión. Esto

simplifica el secuestro de CO2 y óxidos de azufre.El volumen de gases a tratar es

4 veces menor que en la post-combustión.

En lo referente al confinamiento de CO2 existen diversas posibilidades:


209

• En el mar: inyección profunda en el mar, hasta 1000-2000 m, buscando su

retención a través de su disolución en el agua, pero podría alterar equilibrio

bioquímico del mar (pH, etc.)

• En estructuras geológicas profundas: utilizando yacimientos agotados de gas o

hidrocarburos., acuíferos profundos o cavidades salinas. Estructuras que

presenten homogeneidad, continuidad y aislamiento.

• Confinamiento químico: carbonatación de calcio y magnesio, en una reacción

ligeramente exotérmica.

-

Separación con material selectivo

Separación del CO2 mediantecondensación

Lecho sólido capaz de retener el CO2

de la corriente

Contacto entre un líquido y el gas decombustión que es capaz de aislar el

CO2 de la corriente

Descripción

40 - 54Tecnología en desarrollo

Baja selectividadMembranas

No disponibleMuy alto consumo energéticoCriogenia

No disponibleTecnología prometedora

No desarrollada (ni fase experimental)Hidratos

29 - 44

Regeneración compleja

Múltiples procesos probadoscomercialmente

Alta selectividad y eficiencia

Absorción

No disponibleBaja capacidad y selectividad de

adsorbentes

Alto costeAdsorción

Coste decaptura

(€/ton CO 2)ComentariosMétodo

Tabla 18. Métodos de secuestro de CO2

Existen fundamentalmente tres proyectos de captura de CO2 en todo el mundo:

• Proyecto Castor (Europa):

Objetivo: enterrar el 10% del CO2 producido en Europa a 2008. Apoyo del IFP

(Instituto Francés del Petróleo) y la Comisión Europea. Presupuesto: 16 M€, potencia:

420 MW.

En funcionamiento en la planta de Esbjerg (Dinamarca) desde 15 marzo de 2006,

elimina el CO2 producido por las chimeneas de las centrales de carbón y lo inyecta y

almacena en el subsuelo.

Se estima que el coste de captura será del orden de 20-30 €/t.

• Proyecto FutureGen (EEUU):


210

Anunciado el 7 de febrero de 2003, con una duración de 10 años. Su objetivo es el

diseño, instalación y operación de la primera planta con tecnologías integradas de

gasificación de carbón, control de emisiones, producción de hidrógeno, producción

eléctrica y captura y secuestro de CO2. Se estima una potencia de 275 MW.

Presupuesto total de 1 500 millones de dólares, de los cuales el gobierno

estadounidense aportará mil millones. Su construcción comenzará en 2009 y la

operación está prevista para 2012.

• Proyecto HypoGen (Europa):

Costes capital: 1800 - 1900 €/kW. Eficiencia: inicialmente 36-38% (en 2015-2020: 40-

42%). Costes variables: inicialmente 6,69 c€/kWh (en 2015-2020: 6,11 c€/kWh)

Otros proyectos de captura de CO2:

• Estudio realizado en Canadá:

Objetivo: analizar los costes de implantar la captura de CO2 para tres centrales

existentes:

• Trenton 6, 156 MW de carbón bituminoso.

• Shand, 272 MW de lignito

• Genessee, 391 MW de carbón sub-bituminoso

Al mismo tiempo, ya se está desarrollando el proyecto Weyburn, en el que se está

inyectando CO2 en 17 pozos petrolíferos procedente de la planta del Norte de

Dakota de Great Plains Synfuels. Los costes por tonelada de CO2 recuperada oscilan

entre 36 y 55 $ (30 - 46 €/t)

En Japón, el proyecto RITE está investigando el almacenamiento oceánico de CO2. El

CO2 se transporta en estado líquido en barcos a cientos de kilómetros de la costa, y

se inyecta a una profundidad de unos 1500-2000 m. Japón también está intentando

desarrollar nuevos absorbentes de CO2 más eficientes que los existentes.

En España, las posibilidades de almacenamiento de CO2 en depósitos agotados o en

vías de agotamiento de petróleo y gas son poco relevantes debido,

fundamentalmente, a la escasez de recursos de hidrocarburos. A ello se le suma el


211

hecho de que los pocos campos de hidrocarburos explotados están siendo destinados

a almacenamientos de gas natural.

La opción del almacenamiento en las capas de carbón españolas puede resultar

localmente muy interesante. En España existen cuencas carboníferas con altos

contenidos en metano que, aunque a escala nacional no representen una capacidad

de almacenamiento relevante, a escala local pueden dar lugar proyectos de

almacenamiento de CO2 con recuperación de metano. Las mayores posibilidades de

almacenamiento geológico en España se centran en las formaciones profundas con

agua salada dada la gran extensión de las cuencas sedimentarias del país,

estimándose que dichas formaciones pueden llegar a albergar grandes cantidades de

CO2 de una manera segura y permanente.

Figura 34. Mapa de áreas de interés para el almacenamiento geológico de CO2


212

3.2 Mercados de carbón:

Una de las mayores ventajas con las que cuentan las centrales de carbón como

posible inversión es el combustible que queman, que se encuentra en abundancia

repartido por todo el planeta:

Figura 35. Reparto de la producción mundial de carbón por regiones

Además, se estima que existen reservas suficientes de carbón para los próximos 200

años:

Figura 36. Evolución estimada de las reservas de combustibles

Ambos datos hacen que se pueda suponer que los precios de este combustible se

mantendrán estables en el tiempo. En contraposición a otros combustibles como el


213

petróleo o el gas natural cuyas principales fuentes de suministro están localizadas en

zonas conflictivas geopolíticamente y cuyas reservas se prevén decrezcan

drásticamente en los próximos 50 años.

A este punto habría que añadirle la situación que ha sufrido el carbón en los años

2007 y 2008 y que se prevé que se mantenga hasta 2009 y posiblemente 2010.

Antes de los años 90, el carbón mantenía un precio estable con una cierta

estacionalidad donde los picos de precio se sucedían cada tres años, hasta estas

fechas, las minas de carbón, así como los negocios de fletes se mantenían a modo de

negocio familiar y estaba muy diversificado. En los años 90 se ha sucedido una serie

de fusiones y adquisiciones, haciendo que el mercado de fletes esté gobernado por

siete compañías, reduciendo drásticamente la competitividad que antes existía. Lo

mismo ha ocurrido con las minas de carbón mundiales.

Por otro lado, la demanda mundial de carbón ha aumentado año tras año,

especialmente en los países en vías de desarrollo, como China y la India, que aún

dependen enormemente del carbón como fuente energética, a diferencia de los países

occidentales que han diversificado, a otras fuentes energéticas y no solamente como

fuente de energía sino también por los múltiples usos que tiene el carbón en el

terreno de la siderurgia.

Como se ve en el siguiente gráfico, China es uno de los principales países

productores de carbón, pero al mismo tiempo es uno de los principales

consumidores.

1956

933

373 285238

210129

100

145

ChinaEEUUIndiaAustraliaSudáfrica

RusiaIndonesiaPoloniaOtros

Figura 37. Reparto de la producción mundial de carbón por países (año 2007)


214

Hasta el año 2007, el balance de carbón de china había permanecido como netamente

exportador de carbón, siendo el principal suministrador del sudeste asiático, junto

con Australia. Desde el año 2007, la situación ha cambiado. China ha pasado a

importar carbón y el resto de países asiáticos han pasado a depender únicamente del

mercado australiano y por ende del mercado global.

Además, se ha sucedido una serie de problemas en la cadena logística del carbón:

Los principales mercados internacionales de carbón son: Newcastle en Australia, que

suministra principalmente al sudeste asiático; desde el puerto de Richard's Bay en

Sudáfrica se suministra a Europa y al sudeste asiático; las minas de carbón rusas

siberianas del Kuzbass, se dedican al mercado ruso y europeo y existen algunos

mercados que cobran cada vez mayor importancia a nivel mundial como son el

colombiano o el estadounidense; por último, China, al igual que Indonesia habían

supuesto los principales suministradores de carbón al sudeste asiático. Estos grandes

centros de la minería, se caracterizan por contar con minas de cielo abierto, que nada

tienen que ver con las minas españolas. Además, el carbón que se extrae en estos

centros tiene una mayor calidad que la del carbón español, no sólo por contar con un

mayor poder calorífico, sino porque, la composición que tienen de azufre es mucho

menor, lo que supone una menor contaminación por óxidos sulfúricos.

Hasta el año 2007, no se habían realizado grandes obras de mejora en la logística de

estos centros exportadores, por lo que rápidamente se congestionaron. Son famosas,

las colas de 40 barcos que debían esperar para cargar carbón en Newcastle, o las vías

del tren ruso, congeladas, imposibilitando el transporte del carbón a puerto.

Desde el año 2007 se están realizando obras de mejora y ampliación de los puertos y

sistemas logísticos. Se está ampliando la capacidad del puerto de Newcastle, al

mismo tiempo que se mejoran las vías ferroviarias que lo conectan con las minas y

otro tanto se está realizando en Rusia. Además de estas mejoras, también se está

ampliando la capacidad de los puertos colombianos, lo que permitirá aumentar las

exportaciones. Al mismo tiempo, ya se ha anunciado la fabricación de varios buques

para transporte que estarán listos para el año 2009 o 2010, lo que descongestionaría el

mercado internacional de fletes.


215

Aun así. Esta situación ha hecho recapacitar sobre la estabilidad del mercado del

carbón y la influencia de factores externos que pueden volver a repetirse.

3.3 Prospectiva del sector del carbón en España a 2030

Se prevé que en el futuro continúe la senda de crecimiento del consumo mundial del

carbón, principalmente motivado por el aumento en la demanda energética de China

y la India. Para China se prevé la instalación de 250 GW de nuevas centrales de

carbón antes de 2010, suponiendo un incremento del 50% en la potencia de estas

centrales, por lo que se espera que pase a convertirse en un país importador de

carbón; por su parte, la India instalará 94 GW de centrales térmicas de carbón antes

de 2030.

Por la mejora de la logística y las instalaciones de los países exportadores y por el

incremento de la flota mundial de buques de transporte, se espera que aumenten las

transacciones en los mercados de carbón, convirtiéndose en un mercado global, con

un alto nivel de competencia. En concreto España aumentará las importaciones de

carbón desde Rusia, Sudáfrica y Colombia principalmente, si bien, también pueden

incrementarse las transacciones con Indonesia, manteniendo una diversificación de

los aprovisionamientos. Por su parte, el mercado australiano se dedicará por

absoluto al abastecimiento de la demanda del sudeste asiático.

Las minas españolas resultan poco competitivas en comparación con las minas del

resto del mundo, al tratarse de minas subterráneas, que precisan de mayor grado de

mano de obra, y que cuenta con peores condiciones de seguridad. Además, el carbón

nacional supone, en comparación con el carbón importado, una menor calidad, con

mayor grado de impurezas y mayores concentraciones de azufre.

Las cuencas mineras españolas suponen en las regiones donde se ubican la única

sustentación económica regional. Por ello, el sector minero supone uno de los lobby

con mayor presión sobre la clase política. Por lo tanto, el sector minero español, por

resultar claramente anticompetitivo respecto a los mercados internacionales de

carbón, requiere de una serie de subvenciones directas o indirectas, tales como las


216

primas al carbón nacional que perciben las centrales térmicas que consumen este tipo

de combustible.

Por ello, el consumo de carbón nacional se espera que se reduzca hasta la mitad de la

producción actual, tal y como establece el Plan Nacional de Reserva Estratégica de

Carbón 2006-2012, según el cual:

• Se prevé para 2012 una producción de 9.2 millones de toneladas. Se mantendrá,

con un margen de un 5%, la proporción entre minería subterránea (65%) y

minería a cielo abierto (35%).

• Prevé una reducción de la producción nacional para 2012, con respecto a 2005, de

un 24%.

Estos valores de producción corresponden con el objetivo de mantener la producción

indispensable para tener abierta la posibilidad de acceder a las reservas de carbón, en

caso de crisis.

En cuanto a las ayudas, se reducirán, en el periodo 2006-2012, a razón de un 1.25%

anual para la minería subterránea y un 3.25% anual para las de cielo abierto.

En promedio, del tonelaje total consumido en la actualidad, el 66% (24 Mt) es carbón

de importación. La producción propia (12,1Mt) representa el 33% del consumo y se

destina, en su mayor parte, a la generación de energía eléctrica.

La proporción del carbón importado en los suministros totales de las centrales

térmicas evoluciona al alza, pasando desde un 55,6% en 1997 hasta un 66% en la

actualidad.

Respecto a las centrales térmicas de carbón, entre 2015 y 2030 se producirá una

brusca caída de la capacidad instalada. Corresponde con centrales construidas entre

los años 1975 y 1985 y suponen hasta un 67,7% de la capacidad instalada en centrales

de carbón.


217

Figura 38. Fin de vida útil de las centrales térmicas de carbón

Resulta imprescindible la sustitución de centrales cercanas al final de su vida útil por

nuevas centrales supercríticas preparadas para instalar sistemas de captura de CO2 a

medio plazo (concepto “capture-ready”).

Se estima que actualmente se pueden construir centrales supercríticas en España con

rendimientos del 44% lo que significa unas emisiones específicas del orden de 700 kg

CO2/MWh, y una reducción entre el 25 y 30% sobre las emisiones actuales.

Suponiendo un tiempo de construcción de 3 años estas centrales podrán estar en

funcionamiento en 2012. Las barreras a la instalación de este tipo de centrales no son

tecnológicas sino de incertidumbre legislativa (Plan de Asignación de emisiones de

CO2, permisos, etc…). Sin embargo, la Comisión Europea estima que en 2030 el

carbón constituirá un 15% de la energía primaria consumida en la UE y que un 27%

de la electricidad se producirá con carbón. En 2020 se deberán reemplazar más de 200

GW de centrales térmicas de carbón que se retiren por antigüedad en Europa,

además de la capacidad necesaria adicional para cubrir los incrementos de la

demanda. Por todo ello, resulta bastante probable que desde la Unión Europea y con

fines de disminución de la dependencia energética exterior se promuevan nuevas

centrales en toda la Unión.


218

El parque existente por su parte sería retirado progresivamente y en especial debido

a las limitaciones medioambientales de la directiva GIC.

Sin embargo, es muy probable que, al igual que se desarrolló Elcogás, se desarrolle

algún proyecto aislado que pruebe nuevas tecnologías, en especial de captura y

secuestro de CO2. Al estar esta tecnología muy primada, es posible que se destine

producción de carbón nacional para estos proyectos, manteniendo la producción

estimada en 2012 para el resto del período.

Debido a aspectos de diversificación del mix tecnológico, se podrían instalar nuevas

centrales de carbón supercríticas en costa, que consumiesen carbón importado e

incorporasen todos los desarrollos medioambientales necesarios.

Respecto a la captura de CO2, todos los analistas apuntan a que, a pesar de las

nuevas centrales de muestra que se están desarrollando en España, esta tecnología no

estará disponible hasta más allá del 2020. Por ello, no se considerará que las nuevas

centrales cuenten con esta tecnología, a excepción de una planta piloto, similar lo que

fue Elcogás, que estaría disponible a partir de 2020, por suponer una planta piloto, al

igual que Elcogás, estaría fuertemente subvencionada. En este caso, la ubicación más

adecuada para esta central, sería como sustitución de alguna de las centrales

ubicadas en la cuenca astur-leonesa, por dos motivos:

• La cercanía de las cuencas mineras, y el mantenimiento de la minería regional.

• La formación geológica cercana que permitiría el almacenamiento de CO2.

4 Tecnología hidráulica:

Es la mayor fuente de energía renovable del mundo, con el ratio de recuperación

mayor de todas las energías renovables, dado que durante su vida útil genera

doscientas veces la energía que fue requerida en su construcción. Si bien es cierto que

existen otros impactos medioambientales en los que incurre, anegación de terrenos

principalmente.

En el mundo existen más de 3 millones de MW hidráulicos instalados de los que 90

000 corresponden a centrales de bombeo. Aún así, se estima que el 70% de los


219

emplazamientos económicamente factibles están aún por desarrollar, especialmente

en países en vías de desarrollo. Se estima un potencial factible de 14 370 TWh/año de

los cuales 8082 TWh/año eran económicamente factibles.

Entre 1997 y 2020 están proyectados 3000 GW de nueva capacidad que serán

instalados en todo el mundo, más de la mitad en países en desarrollo y economías en

transición. Los mayores objetivos de desarrollo hidráulico se los han impuesto

principalmente: China, India, Irán y Turquía.

Las principales características distintivas de las centrales hidráulicas son:

• No necesita grandes inflows de agua

• Pueden absorber energía cuando hay un exceso en el sistema

• Contribuyen en la disminución de emisiones (térmica operando a carga parcial

ante situaciones repentinas de necesidad de generación)

• Gran capacidad de regulación

• Control de frecuencia

• Regulación del nivel de carga, lo que permite a las térmicas y nucleares operar de

manera óptima (disminuye indirectamente las emisiones totales del sistema

eléctrico)

• Constituye una reserva rápida disponible ante cambios repentinos de demanda o

caída de grupos

Podemos encontrar centrales hidráulicas de diferentes tipos:

• Fluyentes: No tienen capacidad de regulación. Aprovechan saltos hidráulicos

para generar la electricidad.

• Regulables: Asociadas a grandes embalses, permiten acumular el agua de manera

que se aproveche en los momentos que más se necesite. Los embalses pueden ser

hasta del nivel hiperanual, es decir, que pueden acumular agua entre años

consecutivos.


220

• Centrales de bombeo: Cuentan con turbinas reversibles que, aprovechando las

diferencias de precios, bombean el agua a embalses elevados, consumiendo

electricidad, cuando el precio es barato y producen electricidad cuando el precio

es caro. Existen centrales de bombeo puras y mixtas. Los bombeos puros son

aquéllos cuyo único aporte procede del agua bombeada, mientras que los

bombeos mixtos tienen un aporte extra de agua fluyente. Los bombeos pueden

ser además de dos tipos: diarios y semanales, la diferencia procede de al

capacidad que tienen éstos para cargar y descargar el vaso superior.

Características del bombeo:

• Generación hidráulica con dos depósitos de agua, con gran diferencia de cota,

unidos por tuberías en las que se intercalan un equipo de turbinas/bombas que

bombean el agua al depósito superior en horas valle y la turbinan al depósito

superior en horas punta.

• Funcionamiento aproximadamente entre 1.000 y 1.500 horas equivalentes a plena

carga anuales.

• Cuentan con tamaños superiores a los 100 MW, para lograr economías de escala.

• El potencial de desarrollo viene condicionado por la escasez de emplazamientos y

un coste de inversión elevado.

• Los costes variables (el precio de la electricidad en horas de valle) presentan una

baja volatilidad.

• Está favorecido por modelos de mercado que permitan precios valle muy bajos

como es el caso del Mercado Marginalista

• Un escenario de sobrecapacidad puede no dañar excesivamente a la rentabilidad

del bombeo puro por lo que puede ser la inversión más segura a largo plazo.

• La eficiencia se sitúa entre el 70 y el 85%

• El plazo de construcción es elevado, entorno a los 5 años.

• El impacto ambiental de los bombeo es bajo (impacto visual)

• La vida media de un bombeo puro es de 50 años.


221

5 Turbinas de gas:

Son instalaciones térmicas que suponen un alto rendimiento, una moderada

inversión, una elevada rapidez de respuesta y una alta flexibilidad operativa

Son necesarias principalmente para cubrir las puntas de demanda del sistema, junto

a la hidráulica regulada y, en particular, el bombeo puro.

Existen dos tipos de generación térmica adecuados para la cobertura de demanda

punta:

5.1 Planta de “back-up”:

• Funcionan muy pocas horas al año, en las que tienen que recuperar su inversión.

• Deben contar con una alta disponibilidad, rapidez de arranque y gran

flexibilidad. Por todo ello, mejoran enormemente la fiabilidad del sistema.

• Los costes de inversión son relativamente bajos.

• Cuentan con un rendimiento moderado.

• Ejemplos: TG convencionales, motores diesel,…

5.2 Planta “peaker”:

• Funcionamiento en todas las horas punta.

• El tamaño típico de estas instalaciones varía entre 5 y 100 MW.

• Los costes de inversión son relativamente moderados.

• El rendimiento es mucho mayor.

• Cuentan con plazos cortos de construcción.

• Emisiones moderadas: 0.48 kg/kWh de CO2 y 0.43 g/kWh de NOx

• No requieren grandes superficies ni agua de refrigeración en grandes cantidades,

al contrario que las instalaciones térmicas convencionales.

• El tiempo de arranque es de hasta 20 minutos.

• Ejemplos: Turbinas gas última generación


222

El rendimiento tan elevado se logra mediante el uso de intercooler en la etapa de alta

presión del compresor, aunque el rendimiento dependerá de:

• Variaciones de carga: Sensibilidad moderada

• Condiciones ambientales (presión y temperatura): Sensibilidad media

• La vida media de la turbina de gas es de 20 años.

La siguiente tabla supone un resumen de distintas variables de las turbinas de gas

actuales:

Back-up Peaker Mid-Merit(TG, motores diesel...) (TG última generación) (CCGT)

Rendimiento (%) 33 45 55

Inversión (€/kW) 250 400 500

Costes O+M (M€) 0,5 0,9 1,8

C. Variables (€/MWh) 46 36 29

Disponibilidad (%) 94 94 90

Plazo construcción < 1 año 1 año 2,5 años

Prod. anual (GWh) 10 100 500

Tabla 19. Características de las tecnologías que usan turbinas de gas

Si se estima que el funcionamiento de la planta será inferior a las 400 horas anuales,

la mejor opción son las plantas tipo back-up.

Para funcioamientos superiores a las 1 500 horas anuales (total de horas de punta), la

planta peaker resulta menos competitiva que otras tecnologías térmicas, como el ciclo

combinado.

Para un funcionamiento de aproximadamente 1000-1500 horas anuales, se

requerirían plantas peaker o de bombeo puro.

Por otra parte, las plantas peaker presentan muchos riesgos, dado que tienen que

recuperar sus costes de inversión en muy pocas horas al año y dependen de que no

haya suficiente generación instalada en el sistema para abastecer por completo las

puntas de demanda.


223

Además, por consumir un combustible fósil, están expuestos a la volatilidad de los

mercados internacionales, dado que tienen que comprar el combustible con adelanto

y trasponer ese coste directamente al mercado eléctrico, en competencia con el resto

de centrales.

5.3 Mercados internacionales de gas natural

El gas natural se encuentra concentrado principalmente en los países productores de

petróleo, dado que ambos productos precisan del mismo proceso geológico para su

formación y de hecho el gas natural se suele encontrar en las bolsas de petróleo.

Incluso hoy en día, este gas no se aprovecha y se quema en las antorchas que

caracterizan los pozos petrolíferos.

Los principales yacimientos de gas natural se encuentran en Argelia, el Mar del

Norte (aunque están en clara recesión), Nigeria, Trinidad y Tobago, Estados Unidos,

Omán, Quatar, Nigeria y Rusia. Desde ellos, el gas natural se transporta a los países

consumidores a través de tubos conectados directamente con los yacimientos o bien a

través de barcos, en forma de gas natural licuado (GNL), para lo cual es necesario

contar con una serie de instalaciones licuefacción en los países productores y de

regasificación y almacenamiento en los países consumidores. España no cuenta con

grandes yacimientos de gas natural (o está prácticamente agotados) pero cuenta con

un gasoducto submarino que conecta con Argelia y se está construyendo un

gasoducto más, sin embargo, el crecimiento de la demanda de gas natural ha hecho

que el GNL se haya desarrollado enormemente en España a diferencia de otros

países europeos.

Debido a los elevados costes que suponen los procesos de prospección y a la escasa

liquidez económica con que contaban los países productores, el gas natural se ha

comerciado a través de contratos de largo plazo entre país productor y empresa

consumidora de hasta 15 ó 20 años donde el precio del contrato se basaba

principalmente en el coste de sustitución del combustible al que reemplazaba,

normalmente el petróleo, de ahí que el precio de ambos productos vayan siempre

ligados.


224

Independientemente, se han creado otros mercados internacionales de gas natural,

sobre los que también se negocian contratos financieros. Estos mercados se

denominan hubs y están vinculados al GNL, más que al gas natural circulado por

tubo. Destaca el Henry Hub como índice de referencia en Estados Unidos, Zeebrugge

como índice de referencia para el gas natural del Mar del Norte (Reino Unido

principalmente) y el TTF como referencia para la Europa continental.

Además, existen otros índices de referencia para el gas natural, en España, la CMP o

antigua tarifa del gas, estaba basada en el coste del contrato histórico que Enagás

tenía con Argelia. En Alemania el BAFA indica el coste medio de las importaciones

de gas natural.

6 Cogeneraciones:

Las cogeneraciones son instalaciones que generan al mismo tiempo calor y

electricidad. La generación de electricidad se puede producir en procesos de cola o

de cara. En los procesos de cara, se genera electricidad y se aprovecha parte del

vapor generado para otros usos. En los procesos de cola, se aprovechan los calores

residuales de otro procesos para producir electricidad. Normalmente se requiere de

intercambiadores de calor y calderas de recuperación entre ambos procesos.

Las cogeneraciones implican un mayor ahorro de la energía primaria utilizada en

ambos procesos. Supone por tanto un incremento de la eficiencia de la instalación.

Además, la cogeneración supone un tipo de generación distribuida, es decir, que se

conecta directamente a la red de distribución. La generación distribuida implica

menores inversiones a realizar en el desarrollo de las redes de transporte y

distribución.

De cara a la instalación propia, la cogeneración ofrece además mayor seguridad de

suministro, dado que, ante problemas en la red de distribución, la cogeneración

podría suministrar electricidad a la instalación en régimen de isla.

La mayor parte de cogeneraciones en el mundo están asociadas a procesos

industriales, pero también se pueden encontrar cogeneraciones de menor capacidad


225

en invernaderos, depuradoras o en plantas de tratamiento de residuos y en

instalaciones hospitalarias (principalmente asociadas a las lavanderías)

Recientes estudios de la Unión Europea demuestran la rentabilidad de plantas de

cogeneración en viviendas de más de 1000 metros cuadrados, donde la caldera

produce calor tanto para calefacción como para producción de electricidad.

Las tecnologías que se suelen usar para la cogeneración son:

• Turbina de gas de ciclo combinado con recuperación de calor.

• Turbina de contrapresión sin condensado.

• Turbina con extracción de vapor de condensación.

• Turbina de gas con recuperación de calor.

• Motor de combustión interna.

• Microturbinas.

• Motores Stirling.

• Pilas de combustible.

• Motores de vapor.

• Ciclo de Rankine con fluido orgánico.

Los combustibles utilizados pueden ser:

• Gas natural.

• Gasóleo.

• Biogás: Procedente de las instalaciones de tratamiento de residuos ganaderos y

urbanos, de vertederos o de depuradoras.

• Biomasa: Ya sean de residuos agrícolas, forestales o bien de cultivos energéticos.

Desde la Unión Europea, se intenta promover de forma especial la cogeneración con

consumo de biomasa, por la reducción de la dependencia energética exterior que

supone.


226

La cogeneración de por sí no resulta rentable, sin embargo el ahorro de energía y la

mayor eficiencia, hacen que se la considere como energía de régimen especial.

Perciben una serie de primas y se regula actualmente según el RD 661/2007.

7 Ciclos Combinados:

El ciclo combinado es la tecnología que ha permitido la verdadera liberalización de

los mercado eléctricos, al romper las economías de escala con las que típicamente

contaba el sector y por suponer un tipo de centrales de alta eficiencia.

Se define ciclo combinado como el acoplamiento termodinámico de dos ciclos

termodinámicos distintos, uno que opera a baja temperatura y otro que opera en alta

temperatura, donde el calor residual del ciclo a alta temperatura se utiliza como

aportación de calor para el ciclo de baja temperatura.

Dentro de la gama de ciclos combinados, el ciclo gas-vapor es el más frecuente. En

este tipo de esquemas, el ciclo a alta temperatura funciona según un ciclo de Brayton

a modo de turbina de gas en ciclo abierto, mientras que el ciclo a baja temperatura

funciona según un ciclo de Rankine mediante una turbina de vapor. Entre ambos

ciclos se encuentra la caldera de recuperación, el principal elemento del ciclo

combinado.

Figura 39. Diagrama TS del ciclo combinado gas-vapor


227

Frente al rendimiento típico de una central térmica funcionando según un ciclo de

Rankine del 38%-45%, el ciclo combinado obtiene rendimientos mucho mayores, por

poder funcionar en un rango de temperaturas mayor, alcanzando rendimientos que

varían entre el 49% y el 58%

Este aumento de eficiencia resulta en una disminución de las emisiones. Como

además, el combustible es gas natural, que supone un combustible mucho más

limpio que el carbón, las emisiones ácidas del ciclo combinado son mucho menores,

haciendo que esta tecnología es más sostenible medioambientalmente.

Las central de ciclo combinado se caracterizan además por contar con unos plazos de

construcción mucho menores que el resto de tecnologías, del orden de dos años y

medio frente a los cuatro años de una central térmica de carbón o los cinco de una

nuclear, lo que resulta en un menor coste de inversión. Además, por contar con dos

ciclos separados, el ciclo combinado permite incluso disminuir el tiempo de

ejecución, al permitir que funcione el ciclo abierto de gas mientras se desarrollan las

obras de montaje del ciclo de vapor. La modularidad y la estandarización de las

piezas del ciclo combinado ofrecen mayor fiabilidad en caso de fallo.

Otra de las características fundamentales del ciclo combinado que hacen que éste

resulte mucho más interesante es la flexibilidad que ofrece, especialmente valioso

para el Operador del Sistema, permite variar un 10% de la carga por minuto y

realizar el arranque de la central en caliente en cuarenta minutos o en dos horas si se

hace en frío. Esta características permite que ante grandes variaciones de la carga

neta del sistema, por ejemplo ante variaciones importantes de la producción eólica, el

ciclo combinado pueda soportar al sistema, evitando fallos inesperados por falta de

reserva rápida programada en el sistema.

El funcionamiento del ciclo combinado es sencillo. Por un lado se realiza el ciclo de

Brayton:

• Se comprime el aire de entrada al ciclo,

• Se mezcla el aire comprimido con el gas natural y se quema en la cámara de

combustión,


228

• El fluido se expande y mueve los álabes de la turbina de gas.

• Posteriormente, los humos de salida pasan a través de la caldera de recuperación,

calentando el agua que realiza el ciclo de Rankine:

• El agua líquida es bombeada, aumentando la presión, tras pasar por la caldera de

recuperación, es calentada hasta pasara fase vapor, el vapor mueve los álabes de

la turbina de vapor, posteriormente se enfría el fluido hasta condensar de nuevo.

El elemento principal es la caldera de recuperación. La caldera de recuperación suele

constar de tres fases en las que se intercambia calor entre los humos de salida del

ciclo de Brayton, a distintas temperaturas y el agua del ciclo de Rankine:

• Economizador

• Evaporador

• Sobrecalentador

Existen diversas configuraciones de ciclos combinados en el mercado, la elección del

tipo concreto dependerá de las necesidades del sistema y los servicios que se

pretenda ofrecer con la planta:

Configuración monoeje 1x1 con embrague.

Ventajas:

• Requiere un alternador menos que la configuración multieje.

• El generador, al estar ubicado entre la turbina de gas y la de vapor, proporciona

un mayor equilibrio a todo el conjunto.

• Menor coste de inversión que la configuración multieje.

• Menor coste de obra civil. Esto es debido a la menor altura necesaria del pedestal

del turbogenerador, al poder disponer el condensador de forma axial.

• Puente grúa de menor luz que la configuración multieje.

• Menor espacio requerido que la configuración multieje.

• El embrague permite un sistema de arranque más sencillo al poder independizar

el rodaje de la turbina de gas de la de vapor. A diferencia del monoeje sin


229

embrague, en esta configuración no es necesaria una caldera auxiliar para el

calentamiento previo del vapor en el arranque de la turbina.

Inconvenientes:

• Menor flexibilidad de operación que la configuración multieje, ya que en general

esta configuración no suele llevar chimenea de by-pass.

• Evacuación de energía a través de un solo generador y por tanto, menor

fiabilidad del conjunto. En la configuración multieje cada alternador a través de

su transformador puede alimentar sistemas de transporte con diferentes

tensiones.

• Mayor dificultad en la revisión del generador, al tener que desplazarlo

lateralmente para poder extraer su rotor.

• No es posible el montaje y la puesta en marcha por fases, a diferencia de la

configuración multieje.

Configuración monoeje 1x1 sin embrague.

El hecho de disponer el generador en un extremo facilita su revisión e inspección.

Al no poder situar el condensador axialmente, esta configuración requiere un

pedestal de mayor altura y mayor inversión en obra civil que en la configuración

monoeje con embrague.

Frente al resto de configuraciones, el arrancador estático de la turbina de gas es de

mayor potencia, al tener que arrastrar la turbina de vapor en el inicio del rodaje.

Requiere una caldera auxiliar en los arranques para proporcionar vapor de cierres,

vapor de vacío, si éste se hace con eyectores, y refrigeración inicial de la turbina de

vapor durante el rodaje.

Configuración multieje 1x1.

Ventajas:

• Posibilidad de funcionamiento con sólo la turbina de gas, derivando los gases a la

atmósfera si fuese necesario.


230

• Mayor disponibilidad de la turbina de gas, al poder operar ésta en caso de avería

de la turbina de vapor.

• Admite el condensador con disposiciones axial e inferior.

• Al disponer de dos alternadores puede suministrar energía eléctrica con dos

tensiones.

• Fácil mantenimiento de generadores y turbinas.

Inconvenientes:

• Requiere dos alternadores y dos transformadores con el consiguiente incremento

de inversión.

• Mayor necesidad de espacio.

• Puente grúa más grande.

Configuración 2x1.

Ventajas:

• Menor coste de inversión que dos monoejes de la misma potencia

(aproximadamente un 10%).

• Mayor flexibilidad de operación, al posibilitar el funcionamiento con una turbina

de gas y una turbina de vapor y arrancar de forma rápida la segunda turbina de

gas.

• Mejor rendimiento a cargas parciales, y especialmente al 50% de carga, al poderse

reducir la potencia en solo una de las turbinas de gas.

• Fácil acceso para el mantenimiento de los generadores.

• Equipos de arranque estáticos de turbina de gas pequeños.

• No es necesaria caldera auxiliar.

• Posibilidad de emplear alternadores refrigerados por aire, al ser estos de menor

potencia.


231

Inconvenientes:

• La avería de la turbina de vapor deja fuera de servicio todo el ciclo combinado si

no se dispone de by-pass de gases en las turbinas de gas.

Aunque la tecnología de ciclos combinados parece madura, existen aún varias zonas

de actuación para mejora de rendimientos. El rendimiento de la planta se aumenta de

las siguientes maneras:

• Aumentando la temperatura media de combustión: El aumento de la temperatura

media de combustión en general implica un incremento en la temperatura media

del foco caliente, y necesariamente un incremento de rendimiento del conjunto de

la turbina de gas.

• Disminuyendo la temperatura del aire de admisión: La disminución de la

temperatura en la admisión en general implica una mayor densidad de aire a la

entrada del compresor (la relación de comprensión para las distintas turbinas,

actualmente en operación comercial, tiene valores entre 1:15 y 1:30). Todo ello

permite unos incrementos significativos de potencia de la máquina, pero además

un aumento del rendimiento por la disminución en la temperatura media del foco

frío que se produce.

• Reduciendo la temperatura de los gases de escape: Temperaturas de escape altas

son en general un indicio de baja eficiencia en la producción de trabajo en un ciclo

termodinámico. La disminución de la temperatura en el escape de la turbina de

gas contribuye a la reducción de la temperatura media del foco frío, y por tanto al

incremento del rendimiento del ciclo Brayton empleado. No obstante, para el caso

concreto de acoplamiento de la turbina de gas en un ciclo combinado, las

ineficiencias asociadas a altas temperaturas de los gases de escape se compensan

en parte con la recuperación de calor en la caldera y el posterior aprovechamiento

del mismo en el eje de la turbina de vapor.

• Aumentando la relación de compresión del compresor: Puede demostrarse que, si

los rendimientos de las máquinas que componen la turbina de gas fuesen la

unidad, el rendimiento de la turbina de gas crecería indefinidamente con la


232

relación de compresión. Los rangos de relaciones de compresión con los que se

trabaja actualmente permiten incrementos de rendimiento significativos con el

aumento de relaciones de compresión. Un efecto lateral que se produce con el

incremento de la relación de compresión es la tendencia a la disminución de las

temperaturas de escape de la turbina de gas no interesante si de lo que se trata es

de recuperar calor en la caldera de recuperación de calor para cogeneración.

• Mejorando los componentes intrínsecos de la turbina de gas: Minimización de

fugas a través de los cierres, mejoras en el perfil aerodinámico de los álabes que

componen tanto el compresor especialmente como la turbina, mejoras en el

sistemas de refrigeración de la turbina, limpieza del aire, etc., implican aumentos

de potencia, de rendimiento y de la fiabilidad de la turbina de gas.

Los ciclos combinados están muy afectados por la temperatura ambiente. El caudal y

la velocidad del vapor en el anillo de escape de la turbina de vapor (capaz de

producir hasta el 15% de la potencia total de la máquina) dependen de la cantidad de

vapor producido en la caldera de recuperación y de la presión de escape.

Asimismo, el vacío del condensador depende de la temperatura del circuito de

refrigeración. El diseño de la turbina de vapor y la filosofía de control de la planta

deberá tener en cuenta todas estas variaciones para mantener la presión y la

velocidad en el anillo de escape dentro de límites razonables.

Estos fenómenos son especialmente acusados en ciclos combinados refrigerados con

aerocondensadores y torres de refrigeración (tanto de tiro natural como de tiro

forzado), en los que la temperatura y humedad del aire experimenta grandes

variaciones entre las estaciones de verano e invierno.

Otros factores a tener en cuenta en el diseño del escape de la turbina de vapor son la

postcombustión y la cogeneración. En la primera, el aumento de temperatura y

caudal en los gases de escape de la caldera puede cambiar las condiciones y el caudal

del vapor, y en la segunda, la extracción de vapor reduce el caudal que llega al

escape de la turbina. Ambas consideraciones deben ser tenidas en cuenta a la hora de

establecer el diseño del escape. En lo que se refiere a las calderas con

postcombustión, aunque pueden construirse calderas de recuperación con


233

quemadores y aporte de aire adicional, las modificaciones constructivas

normalmente se limitan a la instalación de quemadores en el conducto de gases a la

entrada de la caldera. Ello permite que se pueda utilizar el exceso de oxígeno de los

gases de escape de la turbina, sin sobrepasar temperaturas admisibles para la placa

de protección interna del aislamiento (temperaturas inferiores a 800ºC) y sin

modificar, de forma importante, la distribución de superficies de intercambio de la

caldera sin postcombustión. Estas calderas normalmente llevan atemperadores de

agua pulverizada para regular la temperatura del vapor.

Para mejorar el rendimiento de los ciclos termodinámicos, se han realizado las

siguientes mejoras:

• Utilización de ciclos de Rankine supercríticos: De esta forma, se aumenta el

rendimiento del ciclo de Rankine, aumentando el rendimiento global de la planta.

Para trabajar a tan altas temperaturas es necesario desarrollar materiales más

resistentes, lo que podría encarecer el coste de la central.

• Utilización de ciclos de Rankine con varios niveles de presión: Permite

igualmente aumentar el rendimiento del ciclo de Rankine, aumentando el

rendimiento global de la planta.

Figura 40. Diagrama TS de ciclos combinados supercríticos y con varios niveles de presión respectivamente

Enfriamiento del aire de admisión: Aumenta el rendimiento del ciclo de Brayton.

Especialmente interesantes para aquellas plantas situadas en regiones con grandes

diferencias de temperatura entre verano e invierno. Para ello se han utilizado


234

sistemas evaporativos (fogging, high fogging) y en los casos en los que no se cuenta

fuentes de refrigeración naturales (fuentes de agua), se ha optado por sistemas de

refrigeración por absorción a través de un ciclo inverso de agua-amoníaco.

Utilización de mezclas como fluidos de trabajo, principalmente agua y alcohol:

Permite la absorción de calor a temperatura variable.

Figura 41. Características termodinámicas de una mezcla

Para mejorar el rendimiento de las máquinas, las tendencias en el diseño evolucionan

hacia:

• El empleo de materiales cerámicos en la cámara de combustión.

• Recubrimientos cerámicos más fiables en las ruedas sometidas a mayores

esfuerzos térmicos.

• Mejora de la refrigeración, utilizando vapor tanto en las zonas de paso y cámara

de combustión como en las primeras ruedas, lo que permite elevar la temperatura

en la cámara de combustión (1500 ºC), a la vez que se mantiene o mejora la vida

útil de los componentes refrigerados. Emplear como refrigerante vapor, con un

calor específico a 400 ºC dos veces superior al del aire a la misma temperatura,

permite reducir el espesor de los componentes refrigerados al reducirse los

esfuerzos térmicos por disminuir sus temperaturas medias de trabajo.


235

• Combustión secuencial, que combina el recalentamiento de los gases y una

relación de compresión elevada. Si a esto se le suma una temperatura elevada en

la cámara de combustión se consiguen potencias unitarias y eficiencias elevadas.

• Aumento de la relación de compresión en el compresor. Este aumento en general

conlleva un incremento de rendimiento de la turbina de gas al reducirse la

temperatura de salida de los gases de escape e incrementarse la temperatura

media de aportación de calor. La tendencia en los nuevos desarrollos de las

turbinas de gas es a aumentar la relación de compresión del compresor en tanto

que la geometría de diseño de álabes y cierres posibiliten mantener rendimientos

altos (superiores a 0,9) en el compresor y ruedas de la turbina de gas, a la vez que

se minimiza la recirculación de aire y paso de gases a través de los cierres. Para

una geometría y materiales determinados en álabes y cierres existe una relación

de compresión óptima, y relaciones de compresión mayores dan lugar a menores

eficiencias en la turbina de gas.

• Regulación del caudal de aire de los compresores para adecuar su

funcionamiento a cargas parciales.

• Sobrealimentación en el aire de admisión mediante soplantes u otros sistemas

para compensar efectos negativos debidos a la altitud y/o incrementar la potencia

suministrada por la turbina en puntas de demanda.

8 Energías Renovables:

Se consideran diversas tecnologías:

8.1 Turbinas eólicas:

Se componen de una turbina que es movida por unas palas o hélices, normalmente

tres, sustentada por una torre vertical y unos cimientos de hormigón.

Los cimientos de hormigón suelen ocupar 25x25 metros cuadrados.

La torre suele medir 30 metros y se compone de dos o tres piezas que se ensamblan

en el mismo parque.


236

La turbina se aloja dentro de la góndola, junto al generador eléctrico, el freno

mecánico, la caja de cambios o los controladores.

La máxima generación eólica se produce ante un viento directo que choque de frente

con las hélices, dado que en caso contrario se producen turbulencias que implican

vibraciones en la máquina. Por ello, las diversas turbinas que componen el parque de

eólico se sitúan de manera que se minimicen las turbulencias que una turbina

produce sobre la contigua.

Además, los molinos actuales cuentan con controles que permiten controlar el ángulo

de inclinación de las hélices, optimizándolo.

Otro controlador permite rotar la góndola de manera que busque el mayor aporte

eólico.

Las turbinas eólicas pueden ser máquinas síncronas o asíncronas, si bien la mayorías

de las turbinas instaladas corresponden a este segundo tipo.

Las máquinas síncronas, de más de 50 kW cuentan con sistema de excitación

independiente, mientras que para potencias menores, se suelen tratar de máquinas

con rotores de imanes permanentes, dado que se evitan las pérdidas del rótor de esta

manera.

Si cuentan con reguladores electrónicos pueden controlar la producción y se pueden

evitar las cajas de cambios, que suponen los mayores gastos de operación y

mantenimiento y las principales fuentes de problemas.

Los aerogeneradores asíncronos, por su parte, pueden ser de jaula de ardilla (los más

baratos), de múltiples estátores o con ventana trifásica (permiten velocidad variable

con un controlador sobre el rótor que es más económico que el del estátor)

A través de controladores electrónicos, se permite controlar la potencia reactiva

inyectada a la red, frente a los sistemas tradicionales consistentes en baterías de

condensadores.

A través de sistemas asíncronos doblemente alimentados se es capaz de regular hasta

un 60% de la velocidad.


237

El principal problema al que han tenido que hacer frente los parques eólicos son los

huecos de tensión, ante un hueco de tensión, la máquina se embalaría, implicando la

posible destrucción de ésta. Por ello, hasta ahora, los aerogeneradores se

desconectaban de la red, algo que ya no es sostenible, o bien se ponían las palas del

molino en posición de bandera, con lo que el molino deja de moverse e incluso se

frena. El principal mecanismo puesto en marcha consiste en resistencias que se

conectan al sistema eléctrico cuando se pierde la tensión, de forma que la potencia se

disipa en calor.

El tamaño de las máquinas varía en función del terreno con que se encuentra, de la

localización o de la red a la que se debe conectar el molino. En España se ha optado

por generadores de gran tamaño de hasta 2 MW, agrupados en grandes parques

eólicos y que se conectan a la red de alta tensión, en contraposición a otros países,

por ejemplo Alemania, donde el desarrollo de los parques eólicos ha sido

principalmente a nivel de generación distribuida, en forma de pequeñas turbinas

conectadas a la red de distribución.

A día de hoy se estima que el coste de instalación de un parque eólico es:

• En el caso de parque eólicos terrestres: 1,15 M€/MW. De los cuales, el 73% del

coste total viene dado por el aerogenerador y el 12% por el equipo eléctrico y la

conexión a la red y el 8% por la obra civil.

• En el caso de parques eólicos marino (offshore): 2,28 M€/MW, de los cuales, el

48% lo suponen el equipo generador y el 30% por la obra civil y el 14% por el

cableado submarino y la conexión a la red.

Destacan los mayores costes de obra civil de los parques marinos, además de los

mayores problemas medioambientales que implican estos parques.

8.2 Centrales de biomasa:

Por biomasa se concibe toda la materia de origen orgánico, incluye: residuos

forestales o agrícolas cultivos energéticos, residuos de origen animal y residuos de

las industrias de la madera y forestales.


238

La biomasa puede usarse para producir biocombustibles, para usos térmicos o bien

para producción de electricidad. El crecimiento en la producción de electricidad se

asocia a que las plantas sean de cogeneración con aprovechamiento del calor

producido. Otra vía de crecimiento surge de la combustión, a través de la quema de

biomasa en centrales térmicas mezclada con los combustibles convencionales.

Las centrales de combustión de biomasa suelen contar con dos posibles

configuraciones:

• Ciclo de Rankine, similar al de una central térmica convencional, donde el

combustible es la biomasa. Cuenta con bajos rendimientos (27%) y costes

elevados. Además, la combustión de biomasa produce residuos ácidos que

conlleva a la oxidación de al caldera.

• Gasificación y combustión en motores alternativos: Cuenta con mayores

rendimientos

Además se ha de contar con plantas de secado de la biomasa, para aumentar el poder

calorífico de la biomasa y evitar problemas de corrosión a causa de la humedad.

El principal problema al que han de hacer frente estas centrales es la disponibilidad

del combustible, que sólo está disponible en cortos períodos del año. Las plantas

grandes, que son más eficientes requieren además de grandes extensiones de las que

aprovisionarse (varias provincias españolas). Si bien es cierto que en algunos países

ya se están montando mercados de biomasa.

8.3 Energía solar:

Actualmente se desarrollan tres tipos de aprovechamientos de la energía solar:

• La producción de agua caliente (solar térmica) a través de paneles que

aprovechan el efecto invernadero y se suelen colocar en las fachadas de los

edificios.

• La producción de electricidad a través de paneles fotovoltaicos.

• La producción de electricidad aprovechando el aporte calorífico del sol.


239

La primera de ellas ha sufrido un fuerte empujón a través del Plan de Ahorro y

Eficiencia (E4) y del nuevo código técnico de la edificación.

La segunda tecnología se desarrolla principalmente a través de huertas solares

conectadas a la red, aunque también se pueden encontrar instalaciones en sistemas

aislados que funcionan en régimen autónomo mediante el uso de baterías que

acumulan la energía en los momentos de sol, para luego poder usarla cuando se

requiera.

Este tipo de huertas normalmente cuenta con una serie de paneles fotovoltaicos y de

un inversor electrónico. Los paneles están compuestos por elementos

semiconductores, principalmente el silicio, sobre los cuales, la incidencia de fotones

produce una diferencia de potencial y por consiguiente una corriente eléctrica de tipo

continuo. Por ello, es necesario un inversor electrónico que transforme la corriente

continua en corriente alterna.

Los paneles fotovoltaicos deben estar orientados al sur (en el hemisferio norte) con

una inclinación de 5 ó 10º menos que la latitud a la que se encuentre la huerta solar,

aunque en el caso de encontrarse zonas con abundantes nevadas, la inclinación

recomendable es de 45º, para evitar la acumulación de nieve.

Las instalaciones de menos de 5 kW suelen encontrarse en sistemas rurales aislados o

en tejados de las casas.

Las huertas solares suelen contar con paneles de hasta 100 kW, aunque algunas

suelen alcanzar 1 MW, aunque algunas instalaciones cuentan con hasta 50 MW.

La vida útil de los paneles es de 40 años, si bien, a partir de los 25 años, la potencia se

reduce.

El ratio producción/extensión ocupada varía entre los 2kWh diarios/metro

cuadrado a 8 kWh diarios/metro cuadrado.

El principal problema de esta tecnología consiste en la escasez del Silicio, unido a un

proceso de fabricación que requiere la purificación de los materiales que maneja

materiales químicos bastante peligrosos.


240

Las centrales termoeléctricas por su parte, consisten en la concentración de los rayos

solares a través de espejos sobre un fluido (típicamente un aceite) que posteriormente

transfiere el calor acumulado al agua a través de intercambiadores de calor, para que

ésta realice el mismo ciclo termodinámico que en un central térmica convencional.

Los concentradores solares pueden ser del tipo:

• Concentradores cilíndricos parabólicos. Aportan una temperatura de hasta 400ºC.

En muchos casos, estas instalaciones requieren de instalaciones quemen gas

natural por las noches para evitar que la inercia de calentamiento del fluido

durante el día sea demasiado duradera.

• Planta heliostática con una torre receptora central. Aportan una temperatura de

hasta 1000ºC. En este caso, una serie de espejos situados en torno al receptor

central reflejan la luz del sol hacia éste, donde se calientan los fluidos que en

muchas ocasiones se trata directamente de agua.

• Discos parabólicos (en este caso suelen llevar asociado un motor Stirling o una

microturbina). Suponen la tecnología con mayor eficiencia. Funcionan

absolutamente independientes.

En el caso de los concentradores cilíndricos parabólicos y de los receptores centrales,

se pueden ver asociados a un ciclo combinado de gas natural.

Para todos los tipos de aprovechamientos solares se han desarrollado además

diversas tecnologías de seguimiento del sol para optimizar el funcionamiento de las

instalaciones.

8.4 Aprovechamiento mareomotriz:

En este caso, se aprovecha el movimiento de las olas, el de las mareas o las corrientes

marinas para mover una turbina que genere electricidad. Suponen pequeñas

potencias y además el impacto ambiental de estas tecnologías es muy alto,

especialmente en el aprovechamiento de las corrientes marinas.

241

Parte III PROSPECTIVA ENERGÉTICA

Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas

242

Capítulo 8 ANÁLISIS DE PROSPECTIVAS ENERGÉTICAS

Según el Real Decreto 1955/2000 por el cual se desarrolla el marco normativo por el

que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización y

suministro eléctrico, se impone la obligación de realizar desde la Administración las

labores de planificación del sector eléctrico en el largo plazo.

De los resultados de esta prospectiva se determinan las necesidades de ampliación de

la red de transporte, por lo que resulta de carácter vinculante para el operador del

sistema, por ser también el propietario de dicha red y para los agentes que actúan en

el sistema eléctrico por estar conectados a esta red. En el caso de que de esta

planificación se concluya la necesidad de nueva capacidad instalada en el sistema

para poder cubrir la demanda energética, pero no existan planes de inversión desde

capital privado, el Gobierno, amparado según la normativa europea, tendrá la

capacidad de realizar subastas ad-hoc para desarrollar dicha capacidad en las zonas

conflictivas donde sea necesaria.

Las labores de planificación serán realizadas por el Gobierno a propuesta del

Ministerio de Economía (actualmente del Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio) con la participación de las Comunidades Autónomas y deberá ser

sometida posteriormente al Congreso de los Diputados.

De forma equivalente a la descrita para el sector eléctrico, la ley 34/1998 del Sector

de Hidrocarburos, establece que en lo referente a la planificación gasista, tendrá

carácter indicativo, salvo en lo que se refiere a los gasoductos de la red básica, a la

determinación de la capacidad de regasificación total de gas natural licuado para

abastecer el sistema, y a las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas

de hidrocarburos, teniendo la planificación, en estos casos, el carácter obligatorio y

de mínimo exigible para la garantía de suministro de hidrocarburos.

La planificación anterior comprendía los años 2002 a 2012. En el año 2006 se aprobó

la necesidad de revisar dicha planificación y por ello en el año 2007 se lanzaron desde


243

el Ministerio de Industria diversos trabajos con el fin de elaborar un documento de

prospectiva energética que alcance hasta 2016. Adicionalmente, basándose en los

escenarios realizados en la prospectiva anterior, se desarrolló un estudio que

alcanzaba hasta el año 2030.

Desde los diversos lobby energéticos se lanzaron al mismo tiempo y de cara a ofrecer

algún consejo o presión sobre el estudio de prospectiva realizado por el Ministerio,

también se lanzaron trabajos de prospectiva.

En este capítulo se pretende analizar estas prospectivas con el fin de definir el

escenario energético más probable que se debe considerar. Además de los estudios

de prospectiva realizados por el Ministerio, se analizará el estudio de prospectiva

realizado por el Foro Nuclear por petición de UNESA (el lobby energético del que

forman parte las cinco grandes empresas eléctricas españolas) y el estudio que

realizó el IIT por petición de Greenpeace para demostrar la viabilidad de un

escenario energético en el año 2050 basado completamente en energías renovables.

1 Prospectiva energética del MITYC a 2016

En marzo de 2006 se aprobó la revisión 2005-2011 de la planificación 2002-2012, cuyo

objetivo principal era la identificación de las desviaciones en la previsión de la

evolución energética, la actualización de la previsión de la demanda eléctrica y

gasista y su cobertura y la revisión de la planificación de las Redes de Transporte de

Gas y Electricidad, identificando los proyectos que presentaban desviaciones

respecto de la planificación anterior, así como aquellos otros que estaban en estudio o

condicionados al cumplimiento de ciertos hitos cuyo cumplimiento permitía

afrontarlos. Por último tenía el objetivo de plantear nuevas instalaciones a incluir en

la planificación como consecuencia de los incrementos de la demanda.

Ya en esta revisión se tuvieron en cuenta los efectos de otras políticas energéticas

aprobadas o en fase de aprobación como eran la Estrategia Española de Ahorro y

Eficiencia Energética 2004-2010 y su Plan de Acción 2005-2007, la revisión del Plan de

Fomento de las Energías Renovables para el período 2005-2010, el Plan Nacional de

Asignación de CO2 para el período 2005-2007 e informaciones de otros planes en fase


244

de elaboración como el Plan Nacional de Reducción de Emisiones y el futuro Plan de

la Minería.

Como novedad con respecto a la planificación 2002-2011, en la revisión 2005-2011 se

incluyó un capítulo dedicado a la planificación de las reservas estratégicas de

productos petrolíferos, que también se incluye en la planificación con horizonte 2016.

En la prospectiva energética 2016 del Ministerio de Industria se pretende establecer

una nueva planificación que comprenda el período de los próximos 10 años (2007-

2016), teniendo como referencia los planes que a nivel de la Unión Europea se

plantean para el horizonte 2020.

La prospectiva presenta dos escenarios de demanda, el escenario de eficiencia y el

escenario de REE, más extremo.

La diferencia fundamental entre ambos es la cobertura de la punta de demanda, que

se supone cubierta con menor o mayor número de ciclos combinados

respectivamente. En ambos escenarios aparece un nuevo equipo de punta

constituido por bombeo puro y turbinas de gas de arranque rápido. Este equipo

tendrá especial importancia en la regulación del sistema y cubrirá los periodos de

punta extrema, teniendo una utilización anual de unas 200 horas constituyendo un

grupo total de 6000 MW.

Las tecnologías de base no son modificadas en los dos escenarios, manteniéndose

constantes entre ellos, y no se prevén problemas de insuficiencia de potencia

instalada de cara a 2016.

1.1 Energía y Medio Ambiente

En el ámbito medioambiental se incluyen en la presente prospectiva los siguientes

planes y sus correspondientes legislaciones:

Evaluación medioambiental de los efectos de la planificación energética:

Como novedad, y a raíz de la aprobación de la Ley 9/2006 de evaluación de los

efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente, a través de la

cual se traspone la Directiva 2001/42/CE, relativa a la evaluación de los efectos de


245

determinados planes y programas en el medio ambiente, se deberá someter la

planificación de los sectores de electricidad y gas a un proceso de evaluación

ambiental estratégica.

• Plan de Energías Renovables 2005-2010:

El Gobierno español aprobó, en agosto de 2005, el Plan de Energías Renovables 2005-

2010 (PER) que mantiene los principales objetivos del anterior Plan (Plan de Fomento

de las Energías Renovables 2000-2010), como el objetivo global de cubrir con fuentes

renovables al menos el 12% de energía primaria y el 30,3% del consumo bruto de

electricidad, en 2010.

Añade además el objetivo de lograr un consumo de biocarburantes del 5,83% sobre el

consumo de gasolina y gasóleo para el transporte para ese mismo año.

En el PER se destaca la importante contribución de la energía eólica y se estima que

ésta alcance los 20.000 MW de potencia instalada en el 2010, frente a los 13.000 MW

previstos en el Plan anterior.

• Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes Instalaciones de

Combustión:

Dicho plan supone un paso adelante en la protección del medioambiente, pero tiene

una incidencia notable en la planificación energética por los límites que impone a las

centrales térmicas.

Este Plan tiene por objeto reducir las emisiones totales de óxidos de nitrógeno (NOx),

dióxido de azufre (SO2) y partículas procedentes de las instalaciones de combustión.

Se aprobó a partir de la transposición de la Directiva 2001/80/CE sobre limitación de

emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de

grandes instalaciones de combustión (directiva GIC) en el Real Decreto 430/2004,

que obliga a las empresas generadoras a limitar sus emisiones de SO2, NOx y

partículas a partir del año 2008, por lo que implica importantes limitaciones al

funcionamiento de las GIC a partir de ese año.

Con este PNRE-GIC se prevé, a partir del año 2008, una reducción muy importante

de las emisiones de SO2, NOx y partículas en las instalaciones de más de 50MW


246

puestas en funcionamiento con anterioridad a 1987. En particular, para aquellas

instalaciones que no se han acogido a ninguna de las excepciones contempladas en la

directiva GIC, por lo que se les impone el compromiso de no funcionar más de 20.000

horas entre 2008-2015.

Las reducciones globales contempladas en el PNRE-GIC representan reducciones,

con respecto a las emisiones del año 2001, del 80% del SO2, 11% del NOx y 53% de

las partículas.

• Plan Nacional de Asignación (PNA):

Mediante el Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión se determina el

número de derechos de emisión de CO2 asignados a los distintos sectores incluidos

en el ámbito de aplicación de la Directiva 2003/87/CE y la metodología para su

reparto entre las distintas instalaciones individuales.

Los compromisos asumidos por España en relación con el Protocolo de Kyoto

obligan a que se haga un esfuerzo muy importante para intentar reducir las

emisiones de CO2 que actualmente desbordan el objetivo planteado para España en

el acuerdo a nivel de UE (incremento en 2008-2012 del 15% de las emisiones del

1990).

En los Planes del Gobierno se plantea como objetivo limitar el crecimiento de las

emisiones al 37% de las del año 1990, cubriendo la diferencia entre esta cifra (37%) y

el compromiso europeo del 15% recurriendo a mecanismos de desarrollo limpio

(20%) y a sumideros (2%).

• Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética:

Aprobada por el Consejo de Ministros de 7 de Julio de 2005 aunque ya fue tenida en

cuenta en la Revisión 2005- 2011 de la Planificación.

Este Plan de Acción centra sus esfuerzos en 7 sectores: Industria, Transporte,

Edificación, Servicios Públicos, Equipamiento Residencial y Ofimático, Agricultura y

Transformación de la Energía.

Establece medidas específicas para cada uno de estos sectores, estimándose que su

puesta en marcha generará un ahorro de energía primaria acumulado de doce


247

millones de toneladas equivalentes de petróleo, el equivalente al 8,5% del total del

consumo de energía primaria del año 2004. El mayor volumen de ahorro previsto

como resultado de la aplicación de estas medidas se localiza en el transporte.

Sin embargo, los objetivos que se están planteando a nivel de la Unión Europea sobre

medidas de ahorro y eficiencia energética están en la línea de que en 2020 se

produzca un ahorro del 20% de la demanda que resultaría de no adoptar nuevas

medidas de intensificación de ahorro y eficiencia, así como otros objetivos como que

las energías renovables cubran el 20% de la energía primaria en 2020, implican la

necesidad de adoptar esfuerzos adicionales para reducir la intensidad energética.

En los escenarios contemplados en la planificación se ha incluido uno en el que se

proyecta sobre 2016 los esfuerzos que habrían de adoptarse ya para lograr los

objetivos señalados a nivel de la Unión Europea para 2020.

1.2 Evolución reciente del consumo energético

La intensidad energética primaria (consumo de energía primaria por unidad de PIB)

mantuvo una tendencia de crecimiento desde 1990 hasta 2004, registrando en este

período una tasa media de crecimiento anual del 0,62%. Esta tendencia fue

divergente con la registrada en la mayoría de los países desarrollados, donde la

intensidad bajó significativamente.

Sin embargo esta tendencia ha cambiado en España en los últimos años, con

reducciones de la intensidad energética primaria de hasta el 4,7% en 2006. Para

reducir la intensidad energética del país se contemplan medidas de fomento de la

cogeneración y las energías renovables, por los importantes ahorros que suponen

sobre el consumo y el aumento de la eficiencia que conllevan.

La potencia instalada de cogeneración ha aumentado desde 488 MW en 1991 hasta

una cifra cercana a los 6 500 MW en 2006, considerando todas las instalaciones

englobadas en dicha actividad. Esta cifra se espera que crezca sustancialmente en el

futuro debido a la política de apoyo, a pesar del estancamiento en nuevas inversiones

registrado en los últimos años.


248

Asimismo, las inversiones y los apoyos destinados a la generación eléctrica con

fuentes renovables han permitido que, aún con las fluctuaciones debidas a la

hidraulicidad, alrededor del 20% de la electricidad generada provenga de estas

fuentes, logrando, asimismo, una mejora de la eficiencia.

También se ha producido en los últimos años un gran cambio estructural del

abastecimiento, dado que la evolución de la demanda tanto primaria como final de

las distintas energías ha sido muy diferente. Con un crecimiento del PIB del 60% en

el período 1990-2006, la demanda primaria de gas ha aumentado un 500%, mientras

que la de petróleo ha aumentado menos, un 48%, concentrándose progresivamente

su uso en el transporte, al estar siendo sustituida esta energía en otros sectores por

gas y electricidad.

Las energías renovables han aumentado su aportación al consumo de energía

primaria en dicho período en un 70%, contribuyendo de forma principal a los

objetivos citados de mejora de eficiencia, garantía de suministro y reducción de

impacto medioambiental.

Es particularmente significativa la evolución de la estructura del consumo eléctrico,

con descenso de peso del consumo en la industria y aumento en los sectores

doméstico, comercial y servicios, cuyo consumo supone ya el 54% del total. La

electricidad alcanza ya el 40% de la demanda energética final de estos últimos

sectores, mientras que el gas natural supone sólo alrededor del 15%. Esta evolución

se debe al proceso de terciarización de la economía, que se refleja tanto en la

estructura de consumos finales como, en particular, en la demanda eléctrica.

El sector industrial absorbe actualmente alrededor del 34% de los consumos de

productos energéticos finales, incluyendo materias primas, de los que el 28% son

productos petrolíferos, 35% gas natural (en 1995 esta cifra era sólo del 18%), 26%

electricidad y el resto se reparte entre carbón y energías renovables para usos

térmicos. El gas y la electricidad han aumentado progresivamente su participación en

el total de los consumos energéticos industriales, sustituyendo con carácter general

en todos los subsectores, a los productos petrolíferos, principalmente fuel óleos.


249

El sector residencial ha incrementado los consumos de energía final desde 1990 a una

tasa superior a la media del resto de sectores. El aumento de población y del número

de hogares, junto con el del equipamiento en electrodomésticos y climatización ha

provocado un importante crecimiento de los consumos de electricidad.

Los objetivos medioambientales representan la restricción más relevante en cuanto a

tipos de energías a utilizar, tecnologías de transformación y uso final y evolución de

la eficiencia energética. La política de liberalización comercial debe ser compatible

con estos objetivos. Se trata de lograr objetivos más ambiciosos asumiendo nuevos

límites de emisión para algunos contaminantes y posibles cambios en la fiscalidad

que soportan las diferentes fuentes de energía.

1.3 Descripción del escenario:

1.3.1 Precios energéticos en los mercados internacionales

De acuerdo con los escenarios de prospectiva energética estimados por los

Organismos Internacionales, en particular por la Comisión Europea, y considerando

transitorias las tensiones de precios registradas en los últimos años, se espera un

crecimiento estable de la demanda mundial de petróleo, acompañado de oferta

suficiente. Esto provocará como tendencia hasta 2011 un descenso de precios del

petróleo crudo para Europa, aumentando después a una tasa de crecimiento estable

de alrededor del 0,7% anual en el periodo 2011-16, alcanzando en este último año

alrededor de los 48 $/barril en moneda de valor constante del año 2006.

Los análisis de sensibilidad realizados con escenarios de precios hasta 2016

superiores a los indicados muestran que se registraría una demanda energética

menor que la obtenida en el escenario base de este documento, derivada del menor

crecimiento económico. En caso de mantenerse los precios del petróleo en valores

más altos a largo plazo, la demanda energética se contraería, lo que generaría un

margen de seguridad para el sistema, ya que la cobertura se ha calculado para un

escenario con una demanda basada en los precios indicados.

Los precios del gas natural también crecerán a tasas similares a las del crudo, dado

que el aumento previsto de demanda se cubrirá fácilmente por las reservas


250

existentes, además de las mejoras tecnológicas previstas en exploración y

producción.

Los precios del carbón seguirán estando por debajo de los del crudo y el gas en todo

el período y con crecimiento del diferencial favorable, dado que crecerán a tasas

inferiores a las del crudo y el gas. En la UE los precios interiores seguirán una senda

similar a la indicada debido al abandono de las producciones más costosas.

Figura 42. Precios de las energías importadas en la Unión Europea

1.3.2 Precios energéticos en España

Se asume una evolución del tipo de cambio €/$ que mantenga el diferencial actual a

largo plazo, por lo que las tasas de crecimiento de los precios de las energías

primarias en España serán similares a las previstas en los mercados internacionales.

Por otro lado, el peso de los impuestos sobre el precio final de las energías y

productos derivados estará condicionado por la armonización de impuestos

especiales a nivel de la Unión Europea, lo que puede suponer un ligero

encarecimiento en algunos países, entre ellos España.

1.3.3 Demografía

Las últimas tendencias demográficas indican que se está produciendo un

significativo crecimiento de la población en los últimos años derivado,

fundamentalmente, del fenómeno inmigratorio.


251

En este trabajo de planificación, se ha considerado el escenario dado por el INE en

sus proyecciones de población, que supone a medio plazo una moderación de las

entradas netas de inmigrantes, y que el INE ha establecido de acuerdo con Eurostat.

Las entradas netas del extranjero se estiman en torno a las 100.000 anuales para el

periodo de análisis. En este escenario se prevé alcanzar en el año 2016 alrededor de

los 45,7 millones de habitantes, partiendo de una cifra de 42,9 millones en 2005.

Hay que indicar que el propio INE establece paralelamente una cifra de habitantes en

2005 de 44,7 millones, por lo que, si se le añaden las mismas tasas de variación que en

la evolución antes citada, llevaría el total de habitantes en 2016 a 47,6 millones, como

se indica en el gráfico siguiente, lo que modificaría significativamente las previsiones

de demanda de este trabajo de planificación.

Figura 43. Evolución de la población en España

1.3.4 Evolución económica

El escenario establece la hipótesis de un crecimiento estable de la economía y del

comercio mundial de bienes y servicios, correspondiendo a la EU-15, según los

últimos trabajos de prospectiva energética de la Comisión Europea, un crecimiento

medio anual del 1,9% hasta 2010 y del 2,1% en 2010-2016, y a EU-25 un 2% y 2,2%

respectivamente.


252

Este crecimiento se considera compatible con los escenarios indicados de precios de

las energías primarias.

En este contexto, en la economía española, con una política económica estrechamente

vinculada a la europea, se prevén tasas algo superiores por la existencia de mayor

margen de crecimiento y el efecto igualador que se deriva del proceso de integración.

Se estima que la economía española continuará creciendo por encima de la media de

la zona Euro, con un 3% de media anual en el periodo de previsión. Esta evolución

será paralela a la demanda interna, con un comportamiento moderado del consumo

privado y una aceleración de la inversión en bienes de equipo.

La inflación mantendrá niveles moderados debido al suave crecimiento del consumo

y a la apertura de la economía. Esta estabilidad de precios en la UE mantendrá los

tipos de interés bajos, lo que constituye un nuevo impulso a la inversión y al

crecimiento económico, contribuyendo además a lograr los objetivos de contención

del déficit público.

1.3.5 Medio Ambiente

El escenario tiene en cuenta los condicionantes ambientales derivados de la

legislación de la UE, en particular los relativos a la Directiva de Techos Nacionales de

Emisión, los límites de emisiones actualmente vigentes sobre SO2, NOx y partículas

de la Directiva sobre Grandes Instalaciones de Combustión, Emisiones de Fuentes

Móviles y Especificaciones de Productos Petrolíferos, así como los objetivos de

reducción de gases de efecto invernadero. En relación con las emisiones procedentes

de Grandes Instalaciones de Combustión, el escenario ha considerado las

limitaciones derivadas del Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes

Instalaciones de Combustión Existentes (PNRE-GIC), que contempla desde 2008

importantes reducciones de las emisiones de SO2, NOx y partículas de las mismas,

en particular a partir del año 2016, donde son más estrictos los requisitos de emisión.

En relación con el cambio climático, el escenario contempla la necesidad de reducir

las emisiones de CO2 en generación eléctrica derivada de los Planes Nacionales de

Asignación de Derechos de Emisión, el PNA 1, del 2005 al año 2007, y el PNA 2, para


253

el período 2008-2012, con importantes reducciones de los derechos de emisión en

relación con las emisiones actuales. También se ha tenido en cuenta que en un

horizonte de planificación, que comprende el período 2012-2020, se deberá producir

una reducción mayor de las emisiones de gases de efecto invernadero en la UE. Se

pasará del actual compromiso del Protocolo de Kyoto de reducir, en su conjunto, un

8% las emisiones en 2008-2012 con respecto al año 1990 a unas reducciones que,

probablemente, serán del 20% en el año 2020 respecto del año base 1990, lo que

comportará la necesidad de un mix de tecnologías de transformación más eficientes,

especialmente en generación eléctrica.

1.4 Previsión de la evolución energética española 2003 - 2016

El consumo de energía final en España en el Escenario indicado, se estima que

crecerá al 1,8% anual hasta 2011 y el 1,4% anual en 2011-2016, alcanzando 123746

Kilotoneladas equivalentes de petróleo (Ktep) en 2016. En su estructura destaca el

fuerte aumento del peso de las energías renovables de uso final y el descenso del de

los productos petrolíferos.

Figura 44. Evolución de la estructura del consumo hasta el año 2016

La extensión de redes de gas prevista en la Planificación, permitirá continuar

ampliando la disponibilidad de esta energía en todo el territorio y sus ventajas, tanto

de rendimiento como de menor impacto en el medio ambiente, llevarán a que el


254

consumo final de gas continúe creciendo al 3% anual hasta 2011 y al 2,7% anual en el

período posterior, resultando una media del 2,8% entre 2006-2016, por encima del

conjunto de la energía final. El crecimiento es mayor en el primer período de

previsión, debido a que en el segundo se comenzará a registrar un cierto grado de

saturación al final del período, junto con los efectos de las medidas de eficiencia

energética aplicadas, en particular en el sector doméstico, comercial y de servicios. El

gas continuará ganando peso en la estructura del consumo de energía final,

alcanzando el 18,1% en 2016.

La demanda de energía eléctrica final se estima que aumentará a una tasa del 2,9%

anual entre 2006-2011 y del 2,1% entre 2011-2016, tasa esta última, significativamente

inferior al crecimiento medio anual al del PIB previsto en el periodo de planificación.

Esta evolución es la esperada para un mercado más desarrollado que el actual y está,

en el segundo período, ligeramente por debajo de la tasa de crecimiento de la energía

final total, debido a la Estrategia Española de Eficiencia Energética (E4) y a efectos de

moderación del crecimiento de la demanda eléctrica en el sector servicios, del menor

aumento del número de hogares y del equipamiento de los mismos, junto con la

moderación del aumento de capacidad que se viene registrando en los últimos años

en sectores industriales cuyo consumo energético es fundamentalmente eléctrico.

Intensidad energética final

La intensidad eléctrica final (consumo de electricidad/PIB) baja significativamente

en el periodo de previsión, un 4,5% en todo el período, lo que supone también un

importante cambio con relación al período precedente (21,7% de crecimiento entre

1990-2006). Analizando el ratio del consumo de energía final por habitante, se espera

un crecimiento del 1,4% medio anual, valor muy inferior al registrado en el período

1990-2005, un 2,4% medio anual.

El consumo eléctrico por habitante crece un 2,3% medio anual en el período frente al

crecimiento del 3,5% entre 1990-2006, alcanzando en 2016 el valor de 7 016 kWh/hab.

Y año, desde los 5 585 kWh/hab. y año de 2006.


255

1.4.1 Consumo de energía primaria

El consumo de energía primaria en España crecerá a una tasa media del 1,3% anual

entre 2006 y 2016, alcanzando un total de 164 952 Ktep en el último año del período.

Esta tasa de crecimiento de la energía primaria es inferior a la de la energía final,

1,6%, debido al mayor rendimiento de la estructura de generación eléctrica prevista.

Esta demanda se obtiene como resultado de sumar al consumo de energía final no

eléctrico los consumos en los sectores energéticos (consumos propios y consumos en

transformación, especialmente en generación eléctrica) y las pérdidas.

Figura 45. Evolución de la estructura del consumo de energía

El consumo de petróleo bajará hasta 2011 y tendrá un ligero crecimiento después,

debido a la evolución de sus usos finales y a su sustitución por gas en la generación

eléctrica.

Aunque se mantiene como la principal fuente de abastecimiento energético, perderá

casi siete puntos de peso en la estructura de la misma, durante el período de

previsión.

El consumo de carbón bajará, especialmente en el primer período 2006-2011, tanto en

consumos finales como en generación eléctrica, debido en este último caso a los

condicionantes medioambientales.


256

La demanda total de gas natural en 2016 se estima en 40 948 Ktep. Es la energía

primaria que más crece, después del conjunto de las renovables, con un aumento del

3,7% anual hasta 2011 y del 2,4% entre 2011 y 2016, alcanzando su peso en el

consumo total de energía un 24,8% en 2016. Se estima que el crecimiento de la

demanda será menor en el segundo período de previsión, dado que coincidirá la

progresiva saturación de algunas demandas finales, con el continuo aumento de la

generación eléctrica con energías renovables.

La generación eléctrica nuclear se mantendrá prácticamente constante en volumen, lo

que significa que su peso en el consumo total de energía primaria se irá reduciendo a

lo largo del período.

Las energías renovables contribuirán en 2016 al balance total con 25 806 Ktep. Esta

cifra supone un 15,6% del total de energía demandada en dicho año, superando

desde 2010 el objetivo del 12% previsto en la política energética.

1.4.2 Generación eléctrica

La estructura de generación registrará un cambio importante en el período de

previsión, continuando el proceso de cambio del tradicional peso dominante del

carbón y la energía nuclear al predominio del gas natural y las energías renovables.

Esta evolución supone no sólo la sustitución de energías primarias sino también de

tecnologías de generación, pasando a ser el ciclo combinado de gas la dominante. La

introducción del gas natural en Baleares y Canarias, desplazando la actual

generación eléctrica con productos petrolíferos, tendrá consecuencias positivas tanto

en mejoras de la eficiencia energética, como en reducción de emisiones

contaminantes específicas, cuyos planes se han tenido en cuenta en la previsión.


257

Figura 46. Estructura de generación (% sobre generación bruta)

Tabla 20. Generación eléctrica por tecnologías

1.5 Sector eléctrico

La demanda eléctrica en España creció desde 1990 a tasas superiores a las de los

países desarrollados, debido a la evolución del sector industrial hacia actividades

más intensivas en consumo eléctrico, el crecimiento del sector servicios y al aumento

de renta y equipamiento de los hogares. También en los últimos años, el crecimiento

de la población en España tiene un efecto importante sobre la demanda.

No obstante, los valores de consumo por habitante en España son todavía inferiores a

países con mayor renta per cápita, lo que permite aún un desarrollo significativo del

mercado eléctrico.


258

Figura 47. Evolución del consumo eléctrico por habitante

Comparando las tasas de variación del PIB, de la demanda eléctrica final en España y

de sus precios desde 1990, se observa que el fuerte crecimiento de la demanda

eléctrica en los últimos años, se deriva no sólo del crecimiento económico y de la

renta sino también del significativo descenso, hasta hace dos años, de los precios

tanto en términos corrientes como reales, lo que ha favorecido un aumento de la

intensidad eléctrica.

No obstante, en 2006 ya se ha registrado un aumento de la demanda eléctrica por

debajo del crecimiento de la economía, coincidiendo con un significativo aumento de

precios derivado de la evolución de los mercados energéticos internacionales.

Desde el año 2000, año base de la anterior prospectiva energética publicada en el

Documento de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas y del documento

de Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011, la intensidad energética

primaria ha mejorado, debido a cambios estructurales propiciados por la propia

Planificación, fundamentalmente derivados de la penetración del gas y energías

renovables en generación eléctrica, con nuevas tecnologías de mayor rendimiento.


259

Figura 48. Evolución del consumo eléctrico en relación con su precio, la economía y la población

1.5.1 Previsión de la demanda eléctrica peninsular y su cobertura

La previsión de crecimiento de la demanda eléctrica en esta Planificación, se ha

realizado en el denominado escenario de eficiencia, que tiene en cuenta una serie de

previsiones de crecimiento económico y de la población junto con las medidas de

política energética relativas a eficiencia energética y protección del medio ambiente.

Durante los últimos años la demanda de energía eléctrica en barras de central ha

experimentado un crecimiento muy elevado, alcanzando un incremento acumulado

del 67% en la últimos doce años (1995-2006). Este importante aumento del consumo

eléctrico está ligado al crecimiento económico y de la población, que ha tenido

fundamentalmente dos efectos directos, como son el incremento de las tasas de

actividad y de empleo, así como un incremento del nivel de renta de los

consumidores, que se manifiesta en un alto equipamiento en los sectores doméstico y

terciario, y en el mantenimiento de valores sostenidos de consumo en el sector

industrial. Por otra parte, la bajada prolongada de precios de la energía eléctrica en

los últimos años ha ocasionado un incremento adicional de la demanda eléctrica de

importancia significativa.

En la tabla siguiente se muestran los valores de crecimiento del PIB de los últimos

años, así como el crecimiento de la demanda eléctrica en barras de central peninsular.


260

Tabla 21. Evolución del PIB y de la demanda eléctrica en b.c. peninsular

Del análisis de los datos contenidos en la tabla anterior se observa que la demanda

eléctrica ha crecido a unos ritmos superiores a lo que lo está haciendo el Producto

Interior Bruto. Sin embargo, en los dos últimos años el crecimiento de la demanda

eléctrica corregida ha sido prácticamente igual al de la actividad económica. Así

durante el periodo 1996-2006 la demanda ha crecido a un ritmo medio interanual del

5,0% y en el caso del PIB este crecimiento ha sido del 3,8%, observándose un

aumento de la intensidad eléctrica, lo que supone una tendencia contraria a la

observada en la mayoría de los países europeos. De todos los datos expuestos se

concluye la necesidad de incidir en la puesta en marcha de actuaciones de ahorro y

mejora de la eficiencia energética para que España se adapte al entorno en el que se

desarrolla.

1.5.1.1 Evolución de la demanda eléctrica anual peninsular en barras de central.

Se ha establecido un escenario basado en la hipótesis de una adecuada respuesta a la

puesta en marcha del Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia de Ahorro y

Eficiencia Energética (E4) aprobado por el MITYC, así como a las estimaciones del

Plan de Acción 2008-2012 que está en proceso de aprobación, lo que supondría una

reducción de la intensidad de energía eléctrica que llevaría, a largo plazo, a valores

por debajo de la unidad del cociente entre la elasticidad de la demanda y el PIB. A lo

largo del documento se hace referencia a este escenario como escenario de eficiencia.


261

Además, el operador del sistema eléctrico ha elaborado su propio escenario en el cual

analiza la previsión de demanda eléctrica a partir de diferentes hipótesis de

crecimiento económico y temperatura media a lo largo de todo el horizonte de

previsión, lo que constituye la llamada previsión base. Dentro de esta previsión se

consideran a su vez tres posibles escenarios de evolución de la demanda anual para

el periodo a analizar: superior, central e inferior. Estos escenarios se han elaborado

combinando la hipótesis de temperaturas medias a lo largo de todo el periodo de

previsión, con distintos supuestos de sendas de crecimiento económico y de la

proyección de la población española elaborada por el INE a partir del censo de 2001.

Así, la senda inferior de crecimiento económico refleja las expectativas más

pesimistas de gran parte de los expertos económicos, mientras que la senda superior

refleja las expectativas más optimistas.

Para el análisis de la planificación se ha considerado el escenario central de previsión

con una hipótesis de crecimiento del PIB en el periodo 2006-2016 del 3,0%. Sin

embargo, las últimas previsiones a largo plazo elaboradas por diversas instituciones

económicas hacen referencia a crecimientos del PIB a largo plazo en torno al 2,5%, lo

que implicaría, caso de cumplirse estas previsiones, un menor incremento de la

demanda y, por tanto, mayor margen de seguridad.

Con todo ello se obtiene una previsión de crecimiento medio anual de demanda para

el periodo 2006-2016 del 3,2% en el escenario central y del 2,4% en el escenario de

eficiencia.

Figura 49. Variación anual de la demanda anual en los dos escenarios planteados (escenario central del OS y

escenario de eficiencia)


262

Tabla 22. Demanda anual para cada escenario

1.5.1.2 Previsión de las puntas de demanda media horaria en barras de central a

nivel peninsular:

Si los crecimientos de demanda eléctrica han sido altos en los últimos años, el

crecimiento que ha sufrido la punta del sistema ha sido mucho mayor:

Tabla 23. Puntas de demanda peninsular en el período 200-2006

Una de las principales razones de estos crecimientos, tanto en la punta de verano

como en la de invierno ha sido la creciente penetración de equipos de climatización.

En los últimos años (1996-2006), la punta de potencia media horaria de invierno ha

crecido a un ritmo medio interanual del 4,7% y la de verano del 5,8%, frente a un

crecimiento de la demanda anual del 5,0%. Esta situación supone un crecimiento

medio anual de las puntas de potencia tanto de invierno como de verano de unos 1

500 MW, equivalente a 3 ciclos combinados.


263

Aunque históricamente la punta de demanda anual se producía en invierno, la punta

de verano cada vez se hace más comparable, debido a la actividad turística y a los

equipos de aire acondicionado.

Para realizar la previsión de puntas horarias, se partió de la relación de las puntas de

demanda mensuales con series cortas de días consecutivos con temperaturas

extremas, frías en invierno y calurosas en verano y con la demanda esperada en cada

mes corregida por los efectos de la laboralidad. Al mismo tiempo, se calculó una

senda de puntas horarias de invierno y verano de carácter extremo.

Esta senda recoge los valores máximos que tendría que afrontar el sistema eléctrico

peninsular en una situación crítica, y que corresponden al escenario superior de

crecimiento de demanda, combinado con rachas de temperaturas extremas históricas.

La cobertura de estos valores permitiría asegurar una adecuada calidad de

suministro en el sistema eléctrico peninsular.

Tabla 24. Previsión de las puntas de demanda anuales en el escenario del OS

Las medidas de gestión de demanda permitirían reducir estos valores de punta, pero

mientras no se desarrollen estas medidas, especialmente en el corto plazo, la

ocurrencia de situaciones climatológicas extremas (tanto en invierno como en

verano), similares a las acaecidas en los últimos años, podría incrementar las

previsiones extremas reflejadas en la tabla anterior en un valor estimado de 2 000

MW.

Si se tiene en cuenta el desarrollo de medidas de gestión de demanda y su efecto en

las puntas, la estimación de puntas anuales (en un caso conservador, dado que se

estima que medidas destinadas a modificar la curva de carga darían unas bajadas


264

aún menores) se han estimado tal como se muestra en la tabla siguiente, estas puntas

de demanda son las consideradas en el escenario de eficiencia planteado:

Tabla 25. Previsión de puntas de demanda anuales en el escenario de eficiencia

Para la realización del ejercicio de planificación se partió de los valores previstos en

el escenario del operador del sistema, incrementando estas previsiones en un 5% con

el objeto de obtener un escenario aún más extremo y por lo tanto más conservador.

Concretamente, se consideran las previsiones a nivel de nudo, obtenidas a partir de

los datos en b.c. previstos, las pérdidas de la red y la autoproducción no modelada.

1.5.2 Cobertura de la demanda eléctrica peninsular

1.5.2.1 Generación

A finales de 2007, la potencia eléctrica instalada ascendía a 85 608 MW.

En el año 2007 la punta de demanda del sistema eléctrico peninsular español tuvo

lugar el 17 de diciembre entre las 7 y las 8 de la tarde y ascendió a 44 876 MW.

Teniendo en cuenta los coeficientes de disponibilidad de los distintos grupos

generadores, fundamentalmente dependientes de su tecnología y su edad, la

potencia instalada superaba teóricamente los 50 GW en términos de potencia

disponible. Esto supuso un índice de cobertura superior al 12%, muy por encima de

los requerimientos de potencia, que se estiman en un índice de cobertura del 10%

típicamente.

Para garantizar la cobertura de la punta de demanda prevista en 2016

correspondiente al escenario del operador del sistema, que se cifra en un valor


265

cercano a 63 000 MW, es necesario dotar al sistema de una capacidad de generación

en régimen ordinario adicional a la ya existente de unos 29 000 MW en potencia

instalada, previéndose unas bajas de unos 9 000 MW de potencia instalada en

régimen ordinario por obsolescencia de los equipos, al llegar al final de su vida útil.

Además se estima que la potencia instalada en régimen especial aumentará en torno

a los 25 000 MW, la mayor parte de ellos renovables, y especialmente de tecnología

eólica.

De acuerdo con la información disponible a 31 de marzo de 2007, las solicitudes de

acceso a la red para conexión de nueva generación en régimen ordinario

(mayoritariamente ciclos combinados) ascendían a un total de casi 68 000 MW, a lo

que hay que añadir un montante de unos 27 000 MW correspondientes a régimen

especial (mayoritariamente eólica), por lo que no parece probable que vayan a existir

problemas para disponer de potencia instalada suficiente en 2016 para afrontar la

cobertura de la demanda. No obstante, dado que no se puede conocer por adelantado

a tan largo plazo la potencia que entrará efectivamente en servicio ni la fecha de su

conexión a la red en la parte final del horizonte de planificación, cuya decisión

dependerá de factores regulatorios, económicos, administrativos o

medioambientales, es necesario realizar un seguimiento de detalle de los programas

de inversión en nueva generación de los distintos agentes que actúan en el mercado

de generación eléctrica español.

1.5.2.2 Imperativos ambientales

Teniendo en cuenta los planes de reducción de emisiones tanto de CO2 como de SO2,

NOx y partículas, y las inversiones realizadas por las instalaciones térmicas para

adecuarse a estas normativas, se estima que será posible cubrir las puntas de

demanda esperadas con generación térmica en todos los casos.

1.5.2.3 Previsiones de generación en régimen ordinario

Los resultados de la cobertura de la demanda hasta el horizonte 2016, que se plasman

en los correspondientes balances de potencia se basan en las siguientes hipótesis:


266

La elevada penetración de la generación renovable de tipo intermitente,

especialmente de producción eólica, requiere un aumento significativo de las

necesidades de reserva de operación para poder afrontar con garantía posibles

cambios bruscos y no previstos del recurso eólico. Para el año 2016 se estima que

existirá una potencia instalada de 29 000 MW de turbinas eólicas conectadas al

sistema.

Existen dos tecnologías idóneas para el seguimiento de la producción eólica, dado

que combinan arranque rápido y capacidad de almacenamiento, son las turbinas de

gas y las centrales de bombeo. Estas tecnologías permitirán complementar de forma

segura y efectiva la alta penetración eólica prevista.

Generación hidráulica: Se prevé el aumento de 3 000 MW en el equipo de bombeo

puro de los que en la actualidad existen ya solicitudes de acceso a la red de centrales

de esta tecnología por un valor de casi 2 000 MW, donde además los agentes

productores cuentan con una cartera de proyectos adicionales de centrales

reversibles de bombeo puro de hasta 2 000 MW. La construcción efectiva de estas

instalaciones dependerá del entorno regulatorio y técnico económico

fundamentalmente.

Turbinas de gas: Se ha previsto la instalación de 3 000 MW de este equipo de

arranque rápido hasta 2016. La elevada penetración de la generación renovable de

tipo intermitente, especialmente de producción eólica, requiere un aumento

significativo de las necesidades de reserva de operación para poder afrontar con

garantía posibles cambios bruscos y no previstos del recurso eólico.

Equipo nuclear: No se prevé la puesta en servicio de ningún nuevo grupo adicional

a los ya existentes en la actualidad en el parque de generación nuclear español. Se

han considerado dos repotenciaciones previstas de 10 MW en 2008 y 27 MW en 2009.

Equipo de carbón: Se ha de considerar la baja de los grupos que de acuerdo con la

normativa de grandes instalaciones de combustión (GIC) prevén su cierre antes del

año 2016 y la de aquéllos que llegan al final de su vida útil (estimada en 35 ó 40 años,

dependiendo de la tecnología). La cifra total de bajas asciende a unos 3 000 MW.


267

Equipo de fuel: De forma análoga al caso anterior, se ha de considerar la baja de los

grupos que según la normativa de grandes instalaciones de combustión tiene

previsto su cierre, así como la de aquéllos que llegan al final de su vida útil (estimada

en 35 años). La cifra total de bajas supone unos 5 000 MW. Se estima que al final del

horizonte de estudio permanecerán en servicio menos de 1 000 MW instalados

correspondientes a esta tecnología, cuya utilización será fundamentalmente en

periodos de punta de demanda y en casos en los que la operación del sistema

requiera de estas centrales debido a restricciones en la red.

Ciclos combinados: Debido al elevado número de solicitudes existente para la

conexión a la red de este tipo de tecnologías, se han de considerar dos escenarios:

• Escenario de punta del operador del sistema eléctrico: Se requerirán 28 000 MW

en 2011 y 35 000 MW en 2016.

• Escenario de punta eficiente: En este caso se requerirán 25 000 MW en 2011 y 30

000 MW en 2016.

Se ha considerado que la práctica totalidad de las nuevas incorporaciones de

generación térmica corresponderán a centrales de ciclo combinado; no obstante es

probable que al final del horizonte de estudio se pongan en servicio grupos de

carbón supercríticos, en lugar de ciclos combinados o en sustitución de grupos de

carbón tradicionales. En la actualidad existen peticiones de acceso a la red de nuevos

grupos de carbón por un total de 2 400 MW, algunos de los cuales están proyectados

en la misma ubicación que algunos de los ciclos combinados proyectados.

1.5.2.4 Previsiones de generación en régimen especial

A finales de 2006, la potencia eléctrica instalada en régimen especial ascendía a 20

931 MW, de los cuales más del 50%, en concreto, 11 233 MW correspondían a parques

eólicos.

La previsión de generación futura en régimen especial se ha realizado teniendo como

referencia las cifras que se indican el PER (Plan de Energías Renovables) 2005-2010 y

realizando una evolución tendencial hasta 2016.


268

Se considera que para esta fecha existirán en el sistema 29 000 MW de potencia

instalada eólica y 2 000 MW en plantas solares, dado el previsible incremento de la

penetración de esta tecnología en el sistema eléctrico peninsular español a lo largo

del próximo decenio.

Tabla 26. Evolución de la potencia en régimen especial conectada al sistema peninsular

Tabla 27. Evolución de la producción del RE en un año hidrológico medio

1.5.2.5 Solicitudes de nuevas centrales de ciclo combinado

En la tabla siguiente se indica la situación administrativa de las centrales de ciclo

combinado, por Comunidades Autónomas, a fecha 31 de marzo de 2007:

Tabla 28. Situación administrativa de las centrales de ciclo combinado en Marzo de 2007


269

1.5.2.6 Solicitudes de generación hidráulica

Hasta el 31 de marzo de 2007, el operador del sistema había recibido las siguientes

solicitudes de acceso a la red de transporte correspondientes a generación hidráulica:

• Bombeo puro: 1 992 MW

• Hidráulica convencional: 175 MW

1.5.2.7 Solicitudes de parques eólicos

Hasta el 31 de marzo de 2007, el operador del sistema había recibido solicitudes de

acceso a la red de transporte correspondientes a parques eólicos cuya potencia total

ascendía a casi 24 000 MW. Aunque las Comunidades Autónomas, en sus respectivos

planes energéticos, prevén una potencia instalada total de hasta 40 968 MW.

Tabla 29. Previsión de potencia eólica instalada


270

1.5.2.8 Cobertura de la demanda eléctrica

La cobertura de la demanda prevista utiliza como dato de partida la previsión de

demanda incluida en los epígrafes anteriores y la evolución prevista en la estructura

del equipo generador futuro.

En particular se ha considerado una cifra objetivo de 29 000 MW de potencia eólica

instalada en 2016 y una estimación de 2 000 MW en plantas solares al final del

horizonte de planificación. Este alto nivel de penetración de generación renovable de

tipo intermitente y sin capacidad de almacenamiento (fundamentalmente la energía

eólica) determina la necesidad de un aumento significativo de los valores de reserva

de operación, para hacer frente a variaciones bruscas y no previsibles del recurso

eólico. Se estima que la reserva de operación (potencialmente acoplada en menos de

1 hora) deberá incrementarse del orden de 1 000 MW en el horizonte 2016.

El fuerte aumento previsto de la generación de tipo intermitente (eólica sobre todo)

se debe complementar con la puesta en servicio de generación de arranque rápido

(inferior a una hora) y sistemas de almacenamiento: turbinas de gas, equipo de

bombeo puro y el aumento de la potencia instalada en centrales que dispongan de

embalses de regulación. Estas tres soluciones tecnológicas se utilizarán para una

doble finalidad: la regulación del sistema y la cobertura de las puntas de demanda,

evitando así que sea necesaria la puesta en servicio de otro tipo de generación

térmica adicional (fundamentalmente ciclos combinados a gas natural), cuya

utilización anual sería muy baja y podría comprometer la rentabilidad de la

inversión.

Se ha considerado que el resto de las nuevas incorporaciones de equipo térmico

necesario corresponderá a ciclos combinados a gas natural, tecnología que supone la

práctica totalidad de las solicitudes de acceso de régimen ordinario térmico

existentes hasta la fecha actual.

Este nuevo equipo deberá no sólo cubrir los crecimientos en la demanda eléctrica

sino además reemplazar a las centrales de carbón y fuel que se retiren del sistema por

finalizar su vida útil o acogiéndose a la moratoria proclamada por la normativa de

grandes instalaciones de combustión.


271

En caso de que al final del horizonte de estudio estuvieran disponibles

comercialmente tecnologías CCS de captura y almacenamiento de carbono para

centrales de carbón, sería probable la puesta en servicio de grupos de carbón

supercrítico, en lugar de ciclos combinados o en sustitución de grupos de carbón

tradicionales.

Para la valoración de la suficiencia de la cobertura de la demanda se utiliza como

parámetro el índice de cobertura, calculado como el cociente entre la potencia

disponible del equipo generador y la punta de potencia prevista, en invierno y en

verano de cada año respectivamente. Tradicionalmente se considera una cifra de 1,10

como cifra deseable del índice de cobertura para gestionar adecuadamente la

cobertura de la demanda del sistema, en situación de punta extrema.

Los resultados del estudio de cobertura realizado no muestran diferencias

significativas en los valores correspondientes a invierno y verano; la garantía de

suministro con el equipo propuesto es similar en ambas temporadas del año.

Se han analizado los dos escenarios de punta extrema indicados en los epígrafes

anteriores de previsión de demanda: escenario del operador del sistema eléctrico y

escenario de eficiencia.

En la siguiente tabla se muestra el balance de potencia con que contaría el sistema

peninsular en un año hidrológico seco, alcanzando en 2016 un índice de cobertura

del 1,09 para los valores previstos de punta extrema, tanto en el escenario de

eficiencia planteado:


272

Tabla 30. Balance de potencia peninsular en el escenario de eficiencia

Para obtener estos resultados, se ha supuesto que la diferencia entre los valores de la

punta de demanda entre ambos escenarios de previsión (eficiente y del operador del

sistema) es absorbida totalmente por una mayor potencia instalada de ciclos

combinados, mientras que el resto de tecnologías mantienen su potencia instalada

constante. Se determina que según este escenario sería necesaria una potencia

instalada de 30 000 MW en ciclos combinados.

Por su parte, en el escenario base planteado por el operador del sistema, se obtiene

que sería necesaria una potencia instalada de 35 000 MW para alcanzar los mismos

resultados de cobertura de la demanda:

Tabla 31. Balance de potencia peninsular en el escenario de operador del sistema

Por su parte, los balances de energía, en un año hidrológico medio quedarían de la

siguiente manera en el escenario de eficiencia:


273

Tabla 32. Balance de energía peninsular en el escenario de eficiencia

Tabla 33. Balance de energía peninsular en el escenario de operador del sistema

Lo que supone que los ciclos combinados funcionarían una media de 2 600 horas

equivalentes a plena carga al año en el escenario de eficiencia, mientras que en el

escenario del operador del sistema su funcionamiento medio sería de 2 900 horas

equivalentes al año. Estos valores son ciertamente preocupantes, dado que los ciclos

combinados alcanzan mejores rendimientos funcionando en base, además, para que

los ciclos combinados recuperen sus costes de inversión en tan sólo 2 600 horas de

funcionamiento al año, se requieren precios del mercado mucho más elevados a los

actuales.

Por su parte, para las centrales de carbón se les estima unas horas de funcionamiento

anuales equivalentes que varían entre 5 500 y 6 000 h.eq. de media para todo el

equipo de centrales de carbón.


274

Respecto al equipo nuclear, de cara al año 2016, su cuota en el mercado de

producción pasaría según estas hipótesis del 24% con que contaba en 2006 al 17% en

2016. El equipo de carbón reduciría su cuota del 26% al 14% y los ciclos combinados

mantendrían su cuota de producción del 25%, aunque en el escenario del operador

del sistema, aumentaría su cuota hasta el 29%. Por su parte, las tecnologías de punta

(turbinas de gas y bombeos) alcanzarían una cuota del 3% en producción. El mayor

aumento en la cuota de producción vendría dado por las energías renovables, que

supondrían el 32% de la producción de electricidad en 2016 (frente al 18% de 2006),

donde la hidráulica convencional supondría el 8% y la eólica supondría el 19% en el

escenario de eficiencia.

Según este escenario el nivel de emisiones de CO2 sería un 17% menor a las

registradas en 2005.

Respecto a la competitividad entre ciclo y carbón, frente a la situación actual en la

que los precios internacionales de los combustibles y del CO2 se establecen de forma

que se garantiza una cierta equivalencia entre ambas tecnologías, contrasta la visión

ofrecida en esta prospectiva que da una mayor competitividad a las centrales de

carbón frente a los ciclos combinados. Además, el parque de generación de centrales

de carbón está ya muy anticuado y contrasta con los nuevos ciclos combinados que

cuentan con mejores rendimientos. La única explicación es el concepto del

funcionamiento de cada tipo de central y según el cual deberían funcionar sin

atender a costes, dado que los ciclos combinados presentan mayor rapidez de

reacción y pueden arrancar y subir carga en tiempos relativamente cortos, mientras

que las centrales de carbón no cuentan con tanta flexibilidad y presentan mayores

inercias.

Por su parte y sólo a modo de información, en los sistemas extrapeninsulares se

estima que la demanda eléctrica en el año 2016 se situará algo por debajo de los 25

TWh, de los cuales, algo menos de 10 TWh corresponden a las Baleares y el resto a

las Canarias, Ceuta y Melilla, donde se prevé un aumento de la demanda eléctrica

por la instalación de nuevas desaladoras y depuradoras.


275

1.6 Sector del gas

1.6.1 Previsión de la demanda de gas natural

1.6.1.1 Evolución de la demanda en el período 2000–2006

El crecimiento de la demanda de gas natural en España, durante el período 2000-

2006, ha registrado una tasa media anual acumulativa de crecimiento del 12,2%.

Se observa un claro cambio en la composición del mercado: el peso en el total de la

demanda anual de gas natural del gas para generar electricidad se ha incrementado

de modo sustancial, pasando de representar tan sólo el 5% en el año 2000 al 34% en el

año 2006.

En el año 2006 se ha producido una sensible reducción en la tasa de crecimiento de la

demanda de gas natural respecto al año anterior, al haberse incrementado el

consumo en un 4% frente a los crecimientos de años anteriores superiores al 15%.

Las principales características de la demanda del año 2006 son las siguientes:

• Fuerte aumento en la demanda para generación eléctrica (+21%), aunque

marcadamente inferior al alcanzado en años anteriores.

• Disminución de la demanda convencional (-4,0%). El principal motivo de esta

caída, además de las suaves temperaturas registradas durante el invierno, ha sido

el descenso de consumo de gas en las instalaciones industriales de cogeneración

como consecuencia del estrechamiento del margen comercial entre el coste de

generación y el precio de venta de la electricidad en el mercado eléctrico.

1.6.1.2 Previsiones de demanda 2007-2016

De forma similar a lo realizado en el capítulo dedicado al sector eléctrico, se definen

dos escenarios: escenario de eficiencia (basado en la hipótesis de una adecuada

respuesta a las medidas de ahorro y eficiencia energética) y escenario del gestor

técnico del sistema.


276

Tabla 34. Previsión de demanda anual en el escenario de eficiencia

La previsión de demanda de gas para el período 2007-2016 en el escenario planteado

por el gestor técnico del sistema se ha obtenido mediante la utilización de un modelo

econométrico-matemático de predicción de demanda para uso doméstico e industrial

a largo plazo. Las variables utilizadas son:

• Estructura industrial, medida a través de la cifra neta de negocio relativa a los

sectores industriales de papel, edición y productos minerales no metálicos.

• Índice de especialización industrial en las actividades demandantes de mayor

consumo de gas.

• Parque provincial per cápita de viviendas con instalación de gas, con el fin de

recoger el consumo residencial.

Dentro del sector industrial, la cogeneración, con producción de electricidad y calor a

partir del gas natural, tiene un peso importante. En la previsión se ha analizado de

manera individualizada este segmento. Se estima que en el año 2016 habrá unos 7

800 MWe de potencia instalada en cogeneración con gas natural.

La demanda de gas convencional en España durante el período 1973-2005 ha seguido

una evolución exponencial, típica curva explicativa de la introducción de un nuevo

producto o servicio en un mercado. Estadísticamente esta curva se conoce como

“función de difusión de producto” o curva en “s”.

El análisis de los datos históricos del comportamiento de la demanda de gas permite

determinar las variables que inducen a un incremento en el consumo, entre las


277

analizadas, resultan más relevantes el crecimiento del PIB y la evolución de la

población con acceso al gas, según la expansión histórica de la red de gasoductos.

Como resultado del análisis realizado, se prevé que la demanda de gas natural para

el sector doméstico e industrial (incluyendo la generación de electricidad mediante

cogeneración) alcance los 420 TWh en el horizonte del año 2016, con una tasa de

crecimiento medio anual acumulado del 5,1 % en el período 2006-2016.

Para realizar la previsión de la demanda anual para generación eléctrica se ha

utilizado una herramienta de simulación. Esta herramienta analiza la posible

evolución de la estructura de generación para los años futuros, potencia instalada y

mix de generación, en función de las directrices recogidas en las diferentes políticas y

planes energéticos establecidos por el Gobierno.

Así mismo, se cuantifica la energía eléctrica generada con cada tipología de

generación, teniendo en cuenta el diferente grado de sustitución existente entre cada

tecnología y considerando diferentes escenarios en función de la relación del coste

marginal de la generación con carbón y mediante ciclos combinados. Se ha

establecido como escenario más probable aquel en el que la generación con carbón

presenta un coste marginal inferior al de la generación con ciclo combinado, excepto

en el supuesto de que el ciclo combinado tenga derechos de emisión gratuitos y el

carbón no.

Tabla 35. Previsión de demanda anual en el escenario del gestor del sistema


278

1.6.2 Demanda de punta invernal del sistema 2007-2016

La demanda punta de gas para el sector convencional se produce, como consecuencia

de las bajas temperaturas, en el periodo invernal. Esta situación suele coincidir con el

incremento también de la demanda eléctrica y en consecuencia con el aumento de

consumo de las centrales que generan electricidad con gas. Por este motivo, el

sistema se dimensiona para ser capaz de suministrar de manera simultánea ambas

puntas de demanda: convencional y para generación eléctrica.

El modelo de predicción de demanda a largo plazo incluye la valoración de la punta

de demanda convencional. Mediante el análisis de la serie de demanda diaria

histórica, con su composición de mercado y la corrección de los efectos “calendario-

laboralidad”, se cuantifica el incremento de demanda consecuencia de los descensos

de temperatura.

Así, el modelo permite realizar una estimación a futuro de cual será la demanda

punta invernal de cada año correspondiente a un determinado volumen anual de

demanda para una composición doméstico-industrial dada.

Para la estimación de la demanda punta de gas para generación eléctrica se ha

considerado el número de centrales necesarias para la generación de electricidad con

gas en dicha punta invernal establecido por el operador del sistema eléctrico.

Para el año 2016 se ha determinado que para la cobertura de la demanda punta

eléctrica es necesario suministrar gas de manera simultánea a una potencia instalada

de 31 200 MWe en ciclos combinados en el sistema peninsular y Baleares y 3 000

MWe adicionales de centrales de ciclo abierto de gas.

La capacidad de entrada al sistema gasista y las nuevas infraestructuras de

transporte que se precisarán en los próximos años serán aquellas que permitan la

cobertura de manera simultánea, en condiciones adecuadas de operación y

seguridad, de la máxima demanda invernal convencional y de generación eléctrica.


279

2 Planificación del MITYC a 2030

Como continuación a la Planificación 2007-2016, el MITYC desarrolló el escenario de

“sostenibilidad” (escenario de Eficiencia de la Planificación de la Planificación 2007-

2016) como escenario base para el análisis de muy largo plazo que llegaría hasta

2030.

Se trata de un estudio energético a nivel de España, por lo que no modeliza el sector

eléctrico peninsular en detalle.

El estudio analiza 2 escenarios (E1 y E2). El escenario E1 es continuista, mientras que

el escenario E2 cumple con los objetivos del 20% en ahorro energético y 20% de

consumo energético a partir de energías renovables. Adicionalmente realiza 5

análisis de sensibilidad alrededor del escenario E2, tomando como variables la

nuclear, el precio del CO2 y el precio de la energía.

Tras las hipótesis regulatorias sobre energía nuclear, Energías renovables, eficiencia,

etc, el gas hace de comodín cubriendo las necesidades restantes de potencia y

energía.

Una de las principales carencias de estos escenarios respecto al sector eléctrico es la

evaluación de las necesidades de potencia, por lo que en la mayoría de los escenarios,

se observa que la potencia térmica es muy inferior a la que resultaría de aplicar

criterios de fiabilidad (índice de cobertura, LOLP…). Como consecuencia las horas de

utilización resultan elevadas, tanto para el carbón como para el gas.

En todos los escenarios las renovables mantienen una producción muy constante,

destaca que se alcanzarían los 35 GW eólicos instalados en el sistema y que a las

centrales de biomasa se les llega a asignar una producción de hasta 43 TWh en

alguno de los casos del 2030.

Se consideran las siguientes hipótesis macroeconómicas:


280

2001 2005 2010 2020 2030

769

855

985

1 242

1 514

4142,9

45,3

48,750,9

Evolución del PIB y la población

PIBPoblación (Mill. hab.)

Figura 50. Evolución del PIB y la población a 2030

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 20300,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

0,2

Intensidad energética

primariafinal

Figura 51. Evolución de la intensidad energética a 2030

2.1 Escenario tendencial (“business as usual”) - E1:

El escenario E1 destaca por su mayor crecimiento de la demanda (2,4%), lo que

desemboca en elevadas producciones en 2030: gas (175 TWh) y carbón (85 TWh)

Las centrales de carbón existentes se sustituirían por nuevos grupos, manteniendo la

potencia actual del sector

El mix de generación se establecería de la siguiente manera:


281

2001 2005 2010 2020 20300

20

40

60

80

100

120

140

13,122

27,9 28,4 26,98,4

7,36,1 4,3 312,9

12,912,9 12,9 12,97,5

7,57,4 7,5

7,618,5

21,520,1 18,8 18,9

4,9

12,1

24,7 34,447,3

Mix de generación en un escenario "business as usua l"

RenovablesHidráulicaNuclearCarbónPetróleoGas Natural

Figura 52. Mix de generación a 2030 en el escenario “business as usual”

2001 2005 2010 2020 20300

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

23,172,4 86,3

137,4 156,2

24,6

21,4 9,2

16,417,6

70,3

76,3 70,2

6367,3

63,7

61,3 59,7

59,859,9

40,3

40,9 40,7

40,440,8

11,2

25,9 56,4

80,6

129,2

Mix de producción (TWh) en un escenario "business a s usual"

Resto renovablesHidráulicaNuclearCarbónPetróleoGas Natural

Figura 53. Mix de producción a 2030 en el escenario “business as usual”

(GW


282

2.2 Escenario E2 y sus análisis de sensibilidad

Parte de una serie de hipótesis comunes y posteriormente se analiza la sensibilidad

ante diversos factores:

• La demanda crece a un ritmo del 1,0-1,4%, con objeto de cumplir con los objetivos

comunitarios 2020: 20% en eficiencia y renovables.

• La producción de carbón se mantiene entre 40 y 50 TWh, gracias a la instalación

de nuevas centrales (entre 6 000 y 7 000 MW) que habrán sustituido a los equipos

actuales en 2030. Excepcionalmente, en un caso se alcanzan hasta 62 TWh.

Dado que el carbón apenas sufre variaciones, es la producción de gas la que absorbe

la diferencias entre los escenarios (renovables, demanda y nuclear). El rango de

producción del gas es muy amplio, entre 70 y 150 TWh.

• Caso de sensibilidad al precio de la energía:

Sólo se contempla un caso con precios altos (92 euros por barril en 2030), donde se

reduce notablemente la demanda de petróleo, por lo que dependencia energética,

intensidad energética y emisiones alcanzan valores muy positivos. En el sector

eléctrico el carbón alcanza 62 TWh, mientras que el gas se queda en 70 TWh.

• Caso de sensibilidad al precio del CO2:

Mientras los escenarios E1 y E2 asumen un precio del CO2 de tan sólo 5 €/t a largo

plazo, se plantea una sensibilidad ante este factor. Se estudia un escenario en el que

el CO2 alcance los 35 €/t. Se obtienen los siguientes resultados:

Se introducen centrales de carbón con secuestro de CO2 incorporado, llegando éstas

a alcanzar un 25% de la producción de carbón. Supone que esta tecnología resultará

rentable para un valor de CO2 superior a los 20 €/t.

Se reduce notablemente la demanda y, como el carbón se mantiene casi constante, el

gas (“comodín”) reduce su producción un 32% con respecto al caso de 5 €/t.

• Caso de sensibilidad al desarrollo nuclear:

Las tres alternativas contempladas son: alargamiento de vida útil, cierre y expansión.

En cualquiera de ellas la energía se compensa mayoritariamente con el gas.


283

La alternativa de expansión resulta muy poco significativa, ya que sólo considera 3

000 MW adicionales en 2030 (que corresponderían a un grupo adicional en

Vandellós, Ascó y Trillo).

• Caso de sensibilidad a la utilización de todo el potencial viable de renovables.

2.2.1 Escenario de sostenibilidad

Resulta el escenario protagonista del estudio.

Este nuevo escenario es más coherente desde el punto de vista de modelización del

sistema eléctrico, especialmente en lo relativo a las potencias. Además el MITYC le

da mayor protagonismo. Por todo ello, este escenario se ha analizado con mayor

detalle. Considera las siguientes hipótesis:

• Demanda (SEP)

• Potencia: idéntica al escenario de eficiencia de REE hasta el año 2030: 65,8 GW

(+1,7%)

• Energía: Se considera algo inferior al escenario de eficiencia de REE, aprox.

395 TWh, (+1,9%)

• Energías renovables:

Objetivo 38% sobre producción bruta. Hipótesis refrendadas por el estudio del

MITYC-IDAE sobre el potencial renovable y las previsiones de costes de inversión.

• Eólica: Se impone un techo de 40 GW, que se alcanzaría en 2020-2025 (PEG

2016: 29 GW en la península). Al final del periodo renovación de los parques

para mantener los 40 GW.

• Solar: Se suponen 12 000 MW de esta tecnología (7 termoeléctricos y 5

fotovoltaicos). Valor por encima de todos los escenarios planteados hasta

ahora.

• Biomasa: Impone hasta 3 700 MW instalados para el año 2030. Aunque se

prevé que el mayor crecimiento de la demanda ocurra en los próximos 5 años.


284

Se contempla que los biocombustibles supongan un 10% de la demanda del

carburante para transporte terrestre.

La tecnología solar térmica alcanzará un 25% del consumo energético final gracias a

su implantación como calefacción y para producción de agua caliente sanitaria

(ACS).

Se obtienen los siguientes resultados:

• Carbón: 45 TWh. Este nivel de producción parece una constante en los

escenarios de la Admón. La cuota de carbón (10%) se presenta junto con la de

EERR, dando la impresión de que es uno de los indicadores utilizados para

medir la sostenibilidad del escenario (seguridad de suministro). No se discute

su competitividad frente al ciclo combinado.

• Ciclos combinados: unos 30-33 GW (niveles muy similares a los previstos ya

en 2016) y 3.200-3.500 h.u.

• Turbinas de gas: Unos 4 GW. Coherente con las necesidades expresadas por

REE para hacer frente a las rampas de subida y bajada de la curva de carga de

requerimiento en un escenario intensivo en energía renovable no gestionable.

• Gran hidráulica y bombeo puro: no hay incrementos con respecto a la

potencia prevista en el PEG 2016.

Se obtienen los siguientes balances para el año 2030:


285

Tabla 36. Balance en potencia a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC

Donde la punta de demanda peninsular se estima en 65 800 MW y la potencia

disponible en 72 509 MW, obteniendo un índice de cobertura del 10%

Tabla 37. Balance energético a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC


286

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

Hid

rául

ica

Bom

beo

puro

Nuc

lear

Car

bón

CC

TG

Fue

l-oil

Cog

ener

ació

n

Eól

ica

Bio

mas

a

Fot

ov+T

erm

oel

Min

ihid

rául

ica

RS

U +

bio

gás

2017-2030

2006-2016

9,6

17,99,014,5

GW

b.a

.

Figura 54. Incrementos de potencia instalada respecto a 2006

2.2.2 Crecimiento en potencia: en el periodo 2016-2030:

Sólo crecerían significativamente la potencia eólica y las tecnologías solares, con unos

10 GW adicionales cada una de las dos, mientras la potencia térmica se mantiene casi

constante.

Crecimiento en energía: hasta el 2016 apenas crece el hueco térmico. Sin embargo en

el muy largo plazo, la menor inversión en nuevas EERR da lugar a un lento

crecimiento del hueco térmico y a una mayor utilización del parque térmico.

En el largo plazo la emisiones de CO2 se mantienen casi constantes debido a la

mejora en la eficiencia de las centrales térmicas.

2.2.3 Conclusiones y señales a la inversión en el periodo 2016-2030

Incremento de potencia solar, extensión de vida útil de las centrales nucleares, leve

mejora de la utilización de los ciclos y renovación del parque de carbón y eólico.

Se apuesta por el escenario de sostenibilidad en 2030: eficiencia y renovables para

contener el hueco térmico ≈ 150 TWh b.a. (+0,4% anual respecto al hueco actual).

Con esta estrategia, la Administración se garantiza no depender ni de nueva nuclear,

ni del desarrollo del CCS para cumplir sus objetivos de sostenibilidad. La nueva


287

nuclear y CCS sólo aparecen como análisis de sensibilidad, y con escasa penetración:

+3 GW de nuclear y 25% de la producción de carbón con CCS.

Aunque se hacen todo tipo de análisis de sensibilidad respecto a la nuclear, los

escenarios fundamentales asumen la extensión de la vida útil hasta los 60 años.

Clara apuesta por las renovables: eólica + biomasa hasta 2020 y fotovoltaica +

termoeléctrica de forma regular a lo largo de todo el periodo.

Apenas hay incrementos de potencia térmica en el periodo 2016-2030

El gas estará sometido a un elevado riesgo de funcionamiento (73-175 TWh). En estos

escenarios dicho riesgo no se asocia a su competitividad en el mercado, sino a

decisiones regulatorias: nuclear, régimen especial y eficiencia energética (precio

energía).

Renovación del parque de carbón para mantener una producción de 40-50 TWh. La

“voluntad” implícita de mantener esta producción ¿podría derivar en incentivos “en

pro de la sostenibilidad”?.

Esta prospectiva:

• Mantiene la apuesta por las energías renovables.

• Mantiene el actual parque de generación nuclear.

• Resulta un escenario conservador con respecto al desarrollo de centrales con

captura de CO2.

• Resulta un escenario conservador con la entrada de nueva térmica, donde

establece las horas de utilización de los ciclos combinados en función de las

necesarias para la recuperación de los costes.

3 Prospectiva energética del foro nuclear a 2030

Se realizan dos análisis distintos, uno de potencia (cobertura de la punta de demanda

máxima previsible, tanto en invierno como en verano) y otro de energía (cobertura

de la demanda de energía esperada a lo largo del año). Ambos se hacen en un

modelo de nudo único, es decir, sin considerar las restricciones de red.


288

Se consideran tres escenarios de evolución de la demanda y de la punta anual del

sistema que se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 38. Hipótesis de los escenarios del Foro Nuclear

3.1 Análisis de potencia (cobertura de la demanda punta)

Para realizar este análisis se precisa por un lado de una previsión de la máxima

demanda a suministrar y, para cada tecnología, es necesario determinar la potencia

disponible en los momentos de punta del sistema.

De acuerdo con la definición de la UCTE, el análisis de cobertura de la punta de la

demanda se basa en una comparación entre la carga y la capacidad de la generación

considerada como “disponible con fiabilidad” para los operadores de las centrales

(que se corresponde con la capacidad de generación después de deducir diversas

causas de indisponibilidad), y las reservas requeridas por los operadores del sistema

para la provisión de los servicios complementarios del mismo. No se tienen en

cuenta las aportaciones de los intercambios internacionales.

En el presente apartado se van a seguir los siguientes criterios:

• Para estos momentos, se supone que las centrales no realizan mantenimiento,

reservándolo para otros periodos menos comprometidos, ni se destina potencia al

bombeo hidráulico.

• En base a datos históricos, se estiman unos coeficientes de potencia indisponible

para cada tecnología por averías (tasas de fallo fortuito). Se asume una tasa de


289

fallo fortuito global para cada tecnología, aunque se podría hacer que ésta

dependa de la edad y madurez de la tecnología de los grupos.

Además de estas causas de indisponibilidad, hay que considerar otros factores de

base:

• La producción hidráulica punta es limitada

• Se supone que no existen restricciones de suministro de gas a los grupos de ciclo

combinado, aunque esto puede ser una situación real.

• En la punta de verano, el factor temperatura afecta a la potencia disponible de

algunos grupos, en particular directamente a los ciclos combinados. No se tienen

en cuenta restricciones de producción por temperatura del agua de refrigeración,

aunque esto puede ser una situación real.

En cuanto al régimen especial, en el sistema peninsular español constituye ya un 26%

de la potencia instalada y continúa siendo fomentado por las instituciones tanto a

nivel nacional como de la Comunidad Europea. Esta formado por un conjunto

heterogéneo de tecnologías y fuentes primarias de energía, que se pueden agrupan

en:

• No gestionables (previsibles pero no programables), cuya aportación depende de

factores meteorológicos externos no controlables, por lo que su garantía de

potencia (potencia disponible respecto a la instalada) será reducida:

• Parques eólicos: dependen del viento, y de la coincidencia o no de una

situación de anticiclón en la península con frío o calor extremo. Se recomienda

que por cada MW eólico en funcionamiento deben estar conectados a la red

0.9 MW de tecnología convencional para garantizar la fiabilidad del sistema.

• Fotovoltaica: se puede considerar una mayor presencia en la punta de verano

El resto del régimen especial es potencialmente gestionable. Según el RD 661/2007,

todas las energías renovables deben estar gestionadas desde un centro de control que

estará en contacto con el Operador del Sistema de cara al funcionamiento del sistema.

Por ello, se considera que este tipo de tecnologías estarán plenamente disponibles en

el sistema, con las siguientes limitaciones:


290

• Minihidráulica: dependen del régimen hidrológico

• Cogeneración: su aporte depende del proceso industrial, al que de acuerdo con la

normativa actual deben dedicar al menos el 40% de la potencia eléctrica instalada.

• Solar térmica, cuyo aporte de gas y sistema de almacenamiento obligatorio (16

horas actualmente) le procuran una mayor garantía que a la solar fotovoltaica.

• Resto de régimen especial térmico: residuos industriales y urbanos, biomasa,

biodiesel y biogás, dependen de la disponibilidad de combustible primario

Por la aleatoriedad de su fuente primaria, para los balances de cobertura se adoptan

valores de disponibilidad conservadores para el régimen eólico, en torno al 10%, que

corresponde con el 85% de probabilidad de ser superado. El resto de generadores en

régimen especial se valoran por datos históricos de funcionamiento.

Un factor positivo a tener en cuenta sería la reducción efectiva de la demanda por

gestión de la misma en los momentos de punta, bien por mecanismos retribuidos o

por incentivos al ahorro. Se ha tomado el dato publicado en el informe de previsión

de cobertura publicado por la UCTE para el año 2020 (1.5%) como valor válido para

el año 2030, dada la reducida evolución que dicho informe presenta para este valor

en el periodo 2006-2020.

Un aporte de potencia externo al sistema es la importación neta. El valor del

intercambio neto es variable a lo largo del año, y en una proyección a futuro tanto la

aportación en potencia como en energía es difícil de estimar, puesto que depende de

los contratos a establecer, de la posibilidad de funcionamiento del mercado ibérico

conjunto (MIBEL), de la evolución de potencia disponible en el país vecino y de la

construcción de nuevos circuitos de interconexión. Por ello, los estudios o bien toman

valores conservadores, o directamente no consideran el intercambio a la hora de

analizar la cobertura, por lo menos la de la demanda punta.

Por último, hay que tener en cuenta un factor estructural, que es la potencia de

regulación. El sistema dispone en primer lugar de una programación horaria de los

grupos para seguir la curva de la demanda y debe disponer en todo momento de una

reserva operativa, que le permita hacer frente:


291

• A las fluctuaciones normales sobre la demanda prevista

• A los desequilibrios imprevistos generación-demanda

Eso supone que debe existir el suficiente aporte inercial, reserva primaria, secundaria

y terciaria.

Una vez establecido el equilibrio generación-consumo, ante un incidente, todos los

grupos no pueden aportar regulación rápida en la misma medida, por ejemplo, la

generación eólica y fotovoltaica no aportan soporte inercial ni regulación primaria;

los ciclos combinados son lentos en la respuesta a variaciones de frecuencia; la

hidráulica, que sí puede hacerlo, tiene un tope de potencia a aportar. Dado que en la

punta, como en cualquier otro momento, se debe garantizar el funcionamiento

seguro y estable, habrá un mínimo necesario de grupos conectados de las tecnologías

que sí pueden proporcionar esa regulación rápida (hidráulica, carbón convencional y

centrales nucleares), que constituyen la base de la estabilidad estructural del Sistema.

En el estudio de la cobertura de la punta de demanda, la reserva ya utilizada puede

entrar o no dentro de la producción conjunta de los grupos, en este estudio se

considera una necesidad adicional en todo momento, incluso en la punta de

demanda, por lo que pueden considerarse como “capacidad no utilizable” (concepto

empleado en los informes de previsión de la UCTE).

Los criterios de la UCTE y los del propio sistema español definen unos márgenes de

reserva deseables, una vez que se alcanza el nivel mínimo de cobertura, con el ARM

(Adecuacy Reference Margin) en el primer caso y con el índice de cobertura en el

segundo.

El ARM se calcula como el 5% ó el 10% de la potencia instalada más un margen de

reserva respecto a la punta, dependiendo del país.

Se compara con la potencia disponible restante (Remaining Capacity), resultado del

balance entre la potencia disponible con fiabilidad, (descontados fallos,

indisponibilidades y reservas de operación), y la demanda punta (descontado el

potencial de gestión/ahorro de la misma). No se tienen en cuenta las aportaciones de

los intercambios internacionales.


292

En España, el índice de cobertura se calcula como la relación entre la potencia

disponible (descontados fallos fortuitos e indisponibilidades no programadas) y la

demanda punta, y se ha venido utilizando un valor objetivo del 10%. Sí se tiene en

cuenta una hipótesis conservadora de la aportación de los intercambios

internacionales.

En el análisis realizado se tomará como criterio disponer de un margen mínimo del

10% respecto a la demanda del escenario, añadiendo las reservas de regulación.

3.2 Análisis de energía

Además de determinar si el sistema es capaz de proporcionar los valores máximos

estimados, hay que verificar si la energía que pueden aportar las distintas tecnologías

cubre las necesidades a lo largo del año.

Las principales limitaciones a tener en cuenta son las siguientes:

• Centrales hidráulicas: la aportación total de energía tiene unos límites, según sea

el año seco ó húmedo respecto a la media de datos históricos.

• Mantenimiento de grupos térmicos y nucleares: dan indisponibilidades

programadas y prolongadas a 3-4 semanas

• Las horas de funcionamiento de los ciclos combinados dependerán en el futuro de

la competitividad de éstos frente a las centrales de carbón. Por estar los precios

del gas natural ligados a los del petróleo, se considera un valor muy volátil y

difícil de predecir. En el documento [FRAN05] se considera un precio previsible

de 93€/MWh como escenario medio del año 2050.

• Horas de funcionamiento del régimen especial: si bien en la cobertura de la

demanda punta el régimen especial tiene un efecto muy limitado, en la cobertura

de la demanda de la energía a la largo del año tiene, gran importancia (supuso el

19% de la demanda en el año 2006). Hay que tener en cuenta que el régimen

especial no funciona todo el año, ni lo hace a plena potencia. Tampoco se sabe

exactamente el desarrollo que puede tener tecnologías como la fotovoltaica, a

nivel casi testimonial a fecha de hoy pero con perspectivas de fuertes

crecimientos.


293

Con independencia de los compromisos de emisiones, en este documento se toma

como prioritario el criterio de producir la energía eléctrica que demande el Sistema

en condiciones de fiabilidad, buscando un “mix” de generación adecuado con las

tecnologías existentes.

Los valores de emisiones producidos por el “mix” propuesto se verían reducidos

durante las horas de funcionamiento de las renovables, que suponen una cierta

disminución de estas emisiones.

3.3 Criterios a considerar sobre centrales hidráulicas

3.3.1 Máxima potencia aportable en punta, MW

La máxima capacidad de reserva hidroeléctrica actual es de 17 900 GWh, 8 356 en

régimen anual y 9 554 en régimen hiperanual.

Se consideran los siguientes valores de potencia máxima aportable en la punta de

demanda, incluido el bombeo (MW):

• Año hidrológico seco: Se consideran 8 500 MW en las puntas de invierno y 6 500

MW en las puntas de verano.

• Año hidrológico seco: Se consideran 9 000 MW en las puntas de invierno y 7 000

MW en las puntas de verano.

Para los estudios de cobertura se suele considerar un año seco, que es la hipótesis

más desfavorable.

3.3.2 Máxima energía aportable en el conjunto del año, GWh

Con los datos históricos actuales, el producible hidráulico medio anual es de 28 680

GWh.

Se considera un año seco/húmedo si su producible es mayor o menor que el medio,

en el conjunto del año. Se estima que en función del año hidrológico, se tendrá un

producible de:

• Año seco: 20 000 GWh


294

• Año medio: 30 000 GWh

• Año húmedo 40 000 GWh

3.4 Criterios a considerar sobre centrales térmicas

3.4.1 Potencia instalada, MW

Si se considera una vida útil de las centrales de 40 años para las instalaciones

nucleares y térmicas de carbón, 35 años para las centrales de fuel-gas y 25-30 años

para los ciclos combinados, para el año 2030 sería necesario reponer o actualizar todo

el parque térmico actual, a excepción de los ciclos combinados, que han empezado a

incorporarse al sistema a partir del año 2002. Las necesidades de reserva y regulación

definen unas condiciones de contorno, pero no determinan el mix de generación

térmica. Por ello, se fijan a continuación los siguientes límites:

3.4.2 Potencia a instalar de centrales nucleares

Por razones de viabilidad de los proyectos de construcción, y de disponibilidad de

emplazamientos, se considera que el parque nuclear, en caso de realizarse nuevas

inversiones, podría llegar a una potencia que variase entre 20 y 25 GW instalados en

2030.

Resulta prácticamente imposible localizar más de 8 o 10 nuevos emplazamientos

para centrales nucleares nuevas.

Cada emplazamiento no debe superar los 2 000-2 400 MW, por limitaciones de

capacidad de los propios nudos y del impacto de su pérdida en el sistema.

De lo anterior se deduce que parece razonable pensar que por motivos técnicos y

sociopolíticos, no se podrían construir más de 15 000 MW a 18 000 MW de nuclear en

el periodo hasta 2030. Además se debería considerar la reposición y el alargamiento

de vida útil de las actuales centrales.

3.4.3 Potencia a instalar de ciclos combinados

En 2006 había instalados 15,5 GW de ciclos combinados en el sistema peninsular

español. Según datos de Red Eléctrica, hay solicitados hasta 50 GW, de los que hasta


295

el momento sólo 34 GW han sido evaluados, con unos 22 GW en tramitación. Una

cifra razonable de construcción hasta el año 2030 podrían ser 20 GW adicionales,

llegando hasta unos 35 GW instalados, por las siguientes razones:

• Con la cifra de 20 GW adicionales, se requiere una construcción de 800-1200

MW/año de forma continuada hasta el 2030

• Se podrían utilizar, razonablemente, emplazamientos de actual carbón y/o fuel

que se deben dar de baja

De los 34 GW admitidos a trámite, se aceptarían del orden del 60%, el resto sería

descartado por las siguientes limitaciones:

• Por la potencia máxima admisible en nudos, de acuerdo los estudios de Red

Eléctrica

• Estudios de impacto ambiental

• Agua y obras de infraestructura de red de transporte de electricidad y en su caso

de gas necesarias, capacidad de gasoductos y reservas disponibles

• Razones de regulación eléctrica

3.4.4 Potencia a instalar de carbón

El carbón se utilizará como comodín de la nuclear para cubrir las necesidades de

regulación del sistema, aceptando su viabilidad pese a su condición de máximo

contaminante.

3.4.5 Propuestas iniciales de participación en el “mix”

Un primer “mix” razonable con nuclear-carbón-ciclo combinado, sería aquel o

aquéllos que cumpliendo con las necesidades del sistema, tendieran a producir

menos contaminación


296

3.4.6 Máxima potencia aportable en punta, MW

Se tiene en cuenta la probabilidad de fallo fortuito estimada y el efecto de

temperatura en la punta de verano. Como se ha indicado anteriormente, se considera

que no se realizan mantenimientos en los periodos de punta.

Probabilidad de fallo fortuito: Se han determinado las siguientes tasas de fallo a

partir de los datos históricos de funcionamiento en el periodo 1999-2006:

• Nuclear: Entre un 2 y un 2,6%

• Carbón: Entre un 3 y un 7%

• Fuel y fuel-gas: Tasa del 20%

• Ciclo combinado: Se considera una tasa de fallo entre el 5 y el 5,6%

El fallo conjunto con una probabilidad del 20% sería de 2 200 MW

Estas tasas de fallo se calculan como el tiempo medio de indisponibilidad por

averías, en el conjunto del año. Para la cobertura de potencia, se supone que afectan

de forma simultánea al equipo térmico indicado (lo que sucede con una probabilidad

determinada, en función del mix propuesto).

Se ha de considera la reducción de la potencia aportable por los ciclos combinados en

verano por efecto de la temperatura de hasta un 10%

3.5 Criterios a considerar sobre el Régimen Especial

La generación solar térmica recibe un apoyo de gas limitado al 15% de su potencia

nominal para mantener un sistema de acumuladores.

3.5.1 Potencia instalada

Según la directiva de la Comisión Europea, los países miembros deben prever que en

el año 2030 al menos un 20% de la energía sea de origen renovable, lo que hace

necesaria una determinada potencia instalada de este tipo. Si consideramos que el

valor de la energía consumida en España en el año 2030 será de unos 500 TWh, la

producción de origen renovable deberá ser de 100 TWh.


297

El factor de carga de la generación eólica varía entre el 80% y el 25% a lo largo de

todo el año. En 2006 se produjeron 23 063 TWh eólicos, lo que supone unas 2 000

horas anuales equivalentes a plena carga. Teniendo en cuenta que los mejores

emplazamientos deben ser los actuales, este aprovechamiento debe tender a

disminuir, o como mucho a mantenerse a lo largo del tiempo.

Desde el punto de vista de la producción de electricidad la energía solar fotovoltaica

no debe suponer nada más que un apoyo a la energía convencional a nivel local, ya

que su utilidad es de sólo unas seis horas al día, lo que supone un 25% de tiempo de

producción.

La ventaja de este tipo de energía es que es utilizable en los momentos de demanda

máxima, lo que puede ayudar a la eliminación de puntas de demanda diaria.

Realmente la utilización fotovoltaica es inferior al 20 % del tiempo real, lo que hace

todavía menos adecuada este tipo de energía para grandes demandas. Por otro lado

su precio no es competitivo con el de cualquier otro tipo de energía, y posiblemente

no lo sea en el periodo que estamos analizando. Sin embargo, de mantenerse las

actuales subvenciones, la progresión de instalación podría ser muy rápida.

Respecto a la solar termoeléctrica, puede mantener un mayor periodo de

funcionamiento continuado por acumulación de calor, además de producir la energía

con elementos más adecuados a los sistemas eléctricos actuales, al generar con

turbinas de vapor. Desde el punto de vista de previsión y cobertura de la demanda,

cubrirían los dos tercios del tiempo, con generación en horas punta, lo que supone un

beneficio para el sistema. El espacio necesario para la instalación de este tipo de

plantas puede suponer de por sí una limitación a su expansión (actualmente se

necesitan unas 300 Ha para una planta de 50 MW).

Suponiendo que el tiempo medio, de actuación de estas energías es en promedio de 2

400 horas/año equivalentes a plena carga, podemos estimar una necesidad de 42 000

MW de potencia renovable instalada.

A finales del año 2006 había unos 20 380 MW instalados de régimen especial, con 11

100 MW de eólica, unos 6 600 de cogeneración y casi 1 800 de pequeña hidráulica, lo

que quiere decir que el resto de tecnologías son a fecha de hoy casi testimoniales.


298

Sin embargo, la evolución de las plantas solares, fotovoltaicas y en mayor medida

solares térmicas, puede ser muy rápida, de mantenerse los actuales incentivos, ya

que las plantas están creciendo de tamaño, encontrándose proyectos fotovoltaicos de

20 MW y solares térmicos unitarios de 50 MW. Se estima que la evolución de la

potencia instalada sería de 300 MW por año, lo que supondrían 6 900 MW instalados

en el año 2030, de los que se podría suponer que una quinta parte corresponde a

huertas solares fotovoltaicas y el resto a solar térmica, dado que, las plantas

fotovoltaicas son más fáciles de integración en la red como generación distribuida,

sin embargo, los proyectos se encuentran más dispersos.

Respecto a la biomasa, se ha considerado un total de 2 000 MW instalados en 2030 de

centrales térmicas cuyo combustible sea biodiesel, mientras que para la biomasa se

consideran 1 000 MW y para los residuos 2 000 MW instalados en 2030.

Para la generación eólica, REE ha declarado que el Sistema soportaría 20 000 MW

instalados.

Respecto a la cogeneración, la evolución de los últimos años es lenta. Si se admiten

unos 200 MW nuevos por año, en el 2030 habría instalados unos 9 300 MW, supuesto

que la mitad se destinan a final del periodo a reponer instalaciones actuales por fin

de vida útil.

En cuanto a la minihidráulica se considera que puede tener un aumento de 1 200

MW, incluyendo en este valor la posible repotenciación de las plantas actuales.

3.5.2 Regulación

Ni los parques eólicos ni las granjas fotovoltaicas aportan regulación. En todo caso

podrían aportar regulación lenta a bajar, o a subir si funcionaran por debajo de la

máxima potencia y la fuente primaria de energía fuera constante en ese periodo.

Hasta la fecha, tal capacidad no ha sido requerida por la normativa. Respecto a las

plantas minihidráulicas y térmicas, en principio no se diferencian de las plantas

convencionales más que por su tamaño, por lo que deberían estar dotadas de los

reguladores primarios de velocidad.


299

La regulación secundaria no tiene mayor sentido en estas plantas por su atomización,

si bien en un escenario de alta penetración de las energías renovables, hasta las

turbinas eólicas podrían dar estos servicios.

Aquellos casos en que el elemento motor sea la turbina de gas tampoco se

considerarán con posibilidad de regulación.

3.5.3 Máxima potencia aportable en punta

Se adoptan los siguientes coeficientes de disponibilidad (% sobre potencia instalada)

para puntas, en el supuesto de un escenario seco:

• Hidráulica: Se considera un coeficiente del 50% en invierno y del 40% en verano

(similar a la gran hidráulica).

• Eólica: Se considera un 10%

• Biomasa: Se considera un coeficiente del 50% aunque se debe tener en cuenta la

estacionalidad que puede presentar su generación por contar con combustibles

según la temporada de recolecta.

• Residuos: Se considera un coeficiente del 80%

• Solar: Se considera un coeficiente del 10% en invierno y del 80% en verano.

• Cogeneración: Se supone un coeficiente de disponibilidad del 48% y se debería

considerar la reducción de potencia del 10% en verano por limitación es en la

turbina de gas.

3.5.4 Máxima energía aportada en el conjunto del año

Se estiman las siguientes horas equivalentes a potencia nominal para las distintas

tecnologías:

• Hidráulica: 2 500 h/año

• Eólica: 2 000 h/año

• Biomasa 4 000 h/año

• Residuos 4 200 h/año


300

• Solar: 1 300 h/año

• Cogeneración: 5 500 h/año

Estas horas totales equivalentes a plena potencia se basan en los datos registrados de

energía aportada, por tanto ya consideran todas las indisponibilidades por

mantenimiento, averías, falta de aporte primario, etc.

Así la potencia instalada de tipo renovable en régimen especial en 2030 sería de unos

34 000 MW, lo que permitiría cubrir el 20% de la demanda nacional teniendo en

cuenta los factores de disponibilidad descritos.

3.6 Intercambios internacionales

En el informe de previsión de cobertura de la UCTE se indica una previsión de un

saldo neto de intercambios en sentido importador entre 400 y 700 MW aportados al

Sistema peninsular en el año 2030 para la punta de demanda. Aunque en el presente

análisis no se van a considerar. No considerar los intercambios debe ser una práctica

en el caso de que se considere que el sistema debe valerse por sí mismo, esto es debe

ser autárquico en generación eléctrica, con el fin de no tener una dependencia

exterior que pueda llevar en momentos de crisis a situaciones no deseadas de bajo

abastecimiento

3.7 Ahorro energético y gestión de la demanda

Se ha estimado un potencial de reducción de consumo de la punta de potencia de

unos 4 000 MW, en base a los datos del estudio de previsión de la UCTE. En energía

anual, se podría estimar un potencial de gestión del 1%.

3.8 Resultados:

Características a tener en cuenta sobre la regulación de las distintas tecnologías:


301

Tabla 39. Características de regulación para cada tecnología de generación.

Figura 55. Mix óptimo de generación en 2030 (escenario UNESA)

• La demanda debe ser cubierta por todos las tecnologías de generación existentes

en las proporciones adecuadas.


302

• Al menos un 50-60% de la generación en servicio ha de ser del tipo turbina de

vapor o hidráulica para garantizar el equilibrio del sistema.

• La proporción de centrales con comportamiento asíncrono y que no aporten

servicios complementarios al sistema tienen un límite técnico en cada momento

de funcionamiento del mismo.

• La ubicación de las centrales debería diversificarse y situarse cercanas a los

centros de consumo.

• Podría ser interesante la realización de centrales de trabajo en punta y para

suministro de servicios de regulación con respuesta rápida para cubrir de forma

parcial o total la reserva secundaria en apoyo a la hidráulica, que cada vez tendrá

menos peso en el monto total del parque de generación y en la regulación del

sistema.

4 Prospectiva energética de Greenpeace:

Parte del informe [GREE05], que realizó el IIT por encargo de Greenpeace, donde se

estimó el máximo potencial que tenían las energías renovables en España.

Para la España peninsular, se determina un máximo potencial de renovables de hasta

5 470 GW, de los que 2 738 GW corresponderían a centrales solares termoeléctricas,

que son las que se les estima un mayor potencial, 915 GW corresponden a parques

eólicos interiores y 164 GW a parques eólicos marinos, a las huertas fotovoltaicas les

estima un potencial total de 1 203 GW y a las turbinas mareomotrices hasta 84 GW,

por el contrario, a las tecnologías con mayor capacidad de regulación, como son las

centrales térmicas de biomasa les estima un potencial de 19,7 GW, a las

minihidráulicas, 18,6 GW y a las centrales geotérmicas, 2,7 GW.

De estos valores, destaca el alto potencial solar que tiene la península ibérica, dada su

situación al sur de Europa y al alto número de horas de sol al año y a gran cantidad

de terreno aprovechable tanto para huertas solares como para parques eólicos.

A partir del máximo potencial de potencia instalada por tecnología, se estimó que el

máximo potencial de producción renovable se situaba en torno a 15 798 TWh al año,


303

de los que a las centrales termosolares les correspondía 9 890 TWh, mientras que a la

eólica terrestre esta cifra ascendía hasta 2 290 TWh y a la eólica off-shore 331 TWh, a

la tecnología fotovoltaica les correspondía 1 943 TWh en total, a la energía

mareomotriz se le asignaba un potencial de 300 TWh y respecto a las energías

regulables, se suponían 142 TWh de producción a partir de biomasa, 31,6 TWh de

producción hidráulica y 15,8 TWh en centrales geotérmicas.

Estas cifras suponen unas horas de funcionamiento equivalentes a plena carga al año

de: 7 220 h/eq para las centrales de biomasa, 5 776 h/eq para las centrales

geotérmicas, 3 563 h/eq para las centrales mareomotrices, 3 611 h/eq para las

centrales termosolares 2 500 h/eq para los parques eólicos, 1 700 h/eq para las

minihidráulicas y 1 620 h/eq para la tecnología fotovoltaica.

De estos resultados, destaca la fuerte producción de las centrales térmicas, tanto

biomasa, como geotérmicas como termosolares, dado que supone el funcionamiento

a plena carga durante todo el año, en una situación ideal de recursos de biomasa

ilimitados y horas de sol aprovechables el 100% del año.

También destaca el elevado número de horas supuesto para los parques eólicos, que

actualmente funcionan del orden de 2 100 h/eq a plena carga al año.

Posteriormente y como continuación de este estudio se realizó un análisis de la

viabilidad de este máximo potencial para el suministro eléctrico, desarrollado en

[GREE05], los resultados de este análisis se analizan con más detalle en el capítulo de

prospectiva.

En el estudio se explica que, el uso de la electricidad es fundamental para alcanzar

los objetivos de eficiencia y ahorro energético propuestos. Por ejemplo cambiando los

sistemas de calefacción por bombas de calor accionadas por electricidad, donde la

electricidad proceda de un origen renovable, obtendrá un rendimiento global mucho

mayor que otras posibilidades.

En efecto, las energías renovables permiten “disipar” una gran cantidad de

capacidad de generación, es decir, permiten el ahorro de combustibles y por ende, el

ahorro en centrales térmicas instaladas.


304

Otro argumento esgrimido a favor de las renovables es que, como su nombre indica,

la energía producida no conlleva al gasto de materias primas, al contrario que las

centrales térmicas, por lo que si se analiza el coste marginal en el muy largo plazo de

las centrales térmicas, éste será mucho mayor a l de las energías renovables, dado

que tendrá que internalizar la escasez del recurso y el agotamiento de las reservas

mundiales de materias primas (coste de sustitución) dentro del coste de combustible.

Por último, en el estudio analizado, se presentan cuatro escenarios energéticos

consistentes en la cobertura total de las necesidades energéticas españolas en 2050

mediante energías renovables.

En el caso de un escenario que utilizase todas las tecnologías renovables disponibles,

si se adopta un criterio de dimensionamiento del mix renovable consistente en exigir

que cuente con una potencia rodante de al menos un 15% de exceso respecto a la

potencia deficitaria máxima, y con energía disponible con capacidad de regulación en

al menos un 25% de exceso respecto al déficit energético anual, el resultado que se

obtiene es que se requerirían 112 680 MW instalados y una energía disponible de 396

TWh para abastecer la demanda energética del año 2050.

Figura 56. Mix de generación en un escenario absolutamente renovable en 2050


305

La dispersión geográfica y la diversidad tecnológica permiten lograr mayores

coberturas de la demanda eléctrica mediante energías renovables.

Las diversas tecnologías de generación se localizarían en este escenario de la

siguiente manera por comunidad autónoma:

Figura 57. Reparto por CCAA de las tecnologías renovables en el escenario 100% renovables

Por su parte, el escenario de optimización económica consiste en la minimización del

coste total del sistema en un escenario planteado en el año 2050. Se obtienen los

siguientes resultados:

La potencia total requerida sería de 79,6 gigawatios, que producirían un total de 292

TWh en el año 2050. El reparto por tecnologías de estas cifras resultaría tal como

muestran las gráficas:


306

Figura 58. Escenario económico de renovables 100% en 2050

Cabe destacar de estos resultados la gran importancia que cobran la generación

hidráulica en todas sus variante, fluyente, regulada y bombeos, y la generación eólica

y la termosolar.

Además se considera que las centrales termosolares necesarias consistirían en ciclos

híbridos en los que se quemaría biomasa para garantizar el funcionamiento diario de

la central termosolar.

La conclusión de este escenario es que la tecnología renovable que resulta más viable

es la generación eólica terrestre, si bien la variabilidad de ésta hace necesario que

otras tecnologías se hagan cargo de la regulación del sistema, por lo que se hacen

imprescindibles las tecnologías hidráulicas y térmicas renovables (solar térmica y

biomasa).

El coste de electricidad que estima este escenario es de 24.7 €/MWh, tres veces

menos que el coste actual.

En este escenario, la producción renovable no gestionable, especialmente de los

parques eólicos y las centrales termosolares, se aprovecha al máximo y se minimiza

la dispersión de las energías renovables, por ello, las tecnologías con capacidad de

regulación adaptan sus planes de funcionamiento en base al hueco dejado por las

tecnologías no gestionables. En este caso, los servicios complementarios que requiere


307

el sistema deberían ser suministrados por estas tecnologías, evitando la reducción de

la producción de las energías no gestionables para estos menesteres.

Del estudio realizado, se obtienen las siguientes conclusiones, que añaden alguna

recomendación a tener en cuenta en futuras regulaciones de las energías renovables:

4.1 Conclusiones del análisis “Renovables 100%”

Se ha de tener en cuenta que en un escenario 100% renovable, sería necesario que las

diversas tecnologías funcionasen en modo regulación, es decir, que no funcionasen a

su máxima potencia, sino regulando su producción para de esta forma poder hacer

frente a las inestabilidades del sistema.

Este tipo de funcionamiento es claramente posible en centrales hidráulicas reguladas,

pues al poseer una capacidad de almacenamiento del agua, permite reservar su

producción para los momentos en los que sea realmente necesaria. Además, la

rapidez de respuesta de las centrales hidroeléctricas, permite garantizar que las

perturbaciones puntuales del sistema serán cubiertas por esta tecnología.

Respecto a las plantas térmicas en las que se quema biomasa, se puede imaginar un

esquema similar de funcionamiento al de una central térmica de carbón, donde en

lugar de carbón, se consume biomasa. Mientras que en las centrales termosolares, la

única posibilidad para regular carga, sería reducir la producción por debajo de su

máxima potencia, para de esta forma ser capaz de ofrecer servicios complementarios

y poder cubrir desviaciones del sistema eléctrico.

El mismo esquema se debería diseñar para el resto de tecnologías. En el caso de las

centrales termosolares, la regulación de la producción se realizaría mediante la

regulación del vapor que entra en la turbina correspondiente, en el caso de las otras

tecnologías que dependen de las condiciones meteorológicas, la reducción de

producción se debería realizar mediante controles electrónicos de regulación de la

potencia. En el caso de las turbinas eólicas, además, mediante los controles que

regulan la posición de los álabes de la turbina para maximizar la potencia, podrían

ser usados con el objetivo contrario, reservando un 15% de la potencia máxima para

suministro de servicios complementarios.


308

Finalmente el estudio concluye con la necesidad de llevar a cabo políticas que

fomenten el ahorro y la eficiencia al mismo tiempo que se promueven las energías

renovables, para garantizar la sostenibilidad del modelo y un menor coste total. Un

sistema renovable integrado permitiría cubrir con renovables, además de la demanda

de electricidad, una gran parte (incluso el 100%) de la demanda energética de los

sectores edificación y transporte, de forma más económica que haciendo las dos cosas

por separado (utilizar unas tecnologías renovables sólo para generar electricidad y

otras tecnologías renovables sólo para las demandas no eléctricas)

Greenpeace, como colofón del estudio plantea una serie de objetivos que se deberían

cumplir en el futuro para alcanzar estos niveles de producción renovable. Se

resumen de la siguiente manera:

• Sería necesario establecer los siguientes objetivos de obligatorio cumplimiento de

planificación energética de medio y largo plazo:

• Eficiencia energética: reducción de la demanda de energía primaria en un 20%

en 2020 respecto a la actual.

• Contribución de las renovables a la energía primaria: 30% en 2020, 80% en

2050.

• Contribución de las renovables a la generación de electricidad: 50% en 2020,

100% en 2050.

• Contribución de las renovables a la climatización de edificios: 80% en 2050.

• Adoptar objetivos de reducción de emisiones de CO2 con los que contribuir a

una reducción de las emisiones en la UE respecto a 1990 del 30% en 2020 y del

80% en 2050.

• Reforzar el sistema de primas, mediante una Ley de energías renovables, para

asegurar el cumplimiento de los objetivos y un retorno definido y estable a las

inversiones, que deben ser más atractivas que las inversiones en energía sucia.

• Acabar con las distorsiones de mercado que perjudican a las energías renovables.

Poner fin a todas las subvenciones, directas e indirectas, a los combustibles fósiles

y a la energía nuclear, e internalizar todos sus costes externos sociales y


309

ambientales, asegurando que el precio de la energía final refleje todos los costes

según la fuente de energía utilizada. Contaminar tiene que salir caro.

• Adaptar el diseño de las redes eléctricas y de gasoductos, así como las

herramientas y normativas para su gestión, para facilitar la puesta en práctica de

un sistema 100% renovable.

• Utilizar la gestión de la demanda para lograr un sistema 100% renovable al

mínimo coste posible.

• Acabar con el derroche de energía, imponiendo niveles obligatorios de eficiencia

para el consumo energético de todos los electrodomésticos, edificios y vehículos.

Prospectiva energética Análisis de cobertura de la demanda en el escenario más probable

310

Capítulo 9 ANÁLISIS DE COBERTURA DE LA DEMANDA

EN EL ESCENARIO MÁS PROBABLE

Una vez planteados los diversos elementos que afectarán al funcionamiento real de

las centrales, se hace necesario evaluar las necesidades reales del sistema. Dado que

muchas de las políticas energéticas aún no ofrecen valores objetivos, puesto que

algunas propuestas no pasan de ese nivel y algunos objetivos energéticos pueden

llegar a no hacerse realidad, se hace necesario el análisis de varias sensibilidades en

función de la consecución de los objetivos propuestos en el largo plazo.

Las necesidades reales del sistema se analizan tanto a nivel de balance energético, el

cual debe estar equilibrado y garantizar los objetivos impuestos en las políticas

energéticas, como a nivel de cobertura de las puntas de demanda, dado que es

inadmisible hoy en día un sistema energético sometido a restricciones en el

suministro y a la inestabilidad que esto conlleva, sólo hace falta observar cómo estas

situaciones han afectado a otros países, como el caso de Brasil, comentado en el

capítulo de la Seguridad de suministro, donde ante continuas faltas de suministro

como consecuencia de una escasez de potencia instalada en el sistema, el crecimiento

económico se vio terriblemente desacelerado y el consumo energético disminuyó

haciendo que la recuperación de éste haya sido difícil.

El objeto de los estudios de cobertura de la demanda es analizar la satisfacción de la

demanda eléctrica del sistema bajo determinadas hipótesis de crecimiento de la

misma y de desarrollo del parque generador, tanto en régimen ordinario como en

régimen especial.

En los estudios de cobertura de la punta de demanda se determina a priori un valor

objetivo de margen de reserva entre la potencia realmente disponible (esto es, la

potencia instalada menos la que se considera indisponible por fallos, falta de aporte

de combustible primario, etc.) y la potencia máxima demandada.


311

En España, este margen de reserva se evalúa normalmente con un parámetro básico,

el índice de cobertura anual (IC), que es el cociente entre las dos magnitudes anteriores,

potencia disponible y demanda máxima, con un valor deseable de 1.1 o superior. Los

estudios de la UCTE lo evalúan a través del ARM (Adecuacy Reference Margin), que

es la diferencia entre la potencia disponible y la potencia instalada, con un valor

objetivo del 5%.

En el año 2006, la punta de demanda se produjo el 30 de enero, entre las 7 y las 8 de

la tarde. Fue de 42 153 MW, y éstos se cubrieron mediante:

• Producción nuclear: 18%

• Centrales térmicas de carbón: 22%

• Centrales de ciclo combinado: 25%

• Régimen especial: 17%

• Centrales hidráulicas: 12%

• Centrales fuel/gas.

A partir de la potencia instalada determinada por el estudio de punta, se analizan las

posibilidades de cobertura de la demanda de energía del año, teniendo en cuenta las

limitaciones propias de cada tipo de generación.

Se comienza en este estudio analizando las hipótesis de demanda que se pueden

asumir, tanto a nivel de energía como a nivel de potencia:

1 Demanda eléctrica:

Respecto a la cobertura de la punta de demanda, las máximas demandas de energía

horaria y de potencia instantánea del sistema se producen en invierno, generalmente

entre los meses de noviembre y febrero. Las previsiones apuntan a una disminución

de la diferencia entre las puntas de invierno y verano y a una mayor importancia

relativa de la punta de verano


312

La punta de demanda de invierno ha sido históricamente más elevada que la de

verano, sin embargo, los siguientes factores hacen que la punta de verano adquiera

características igual de limitantes para su cobertura:

El crecimiento de la punta de demanda de verano ha sido constante en los últimos

años, debido al aumento de la actividad turística en estas fechas y al crecimiento del

consumo de aparatos de aire acondicionado.

La disponibilidad de los grupos en estas fechas es menor, debido a las siguientes

razones:

• Restricciones en los circuitos de refrigeración.

• Reducción de la potencia máxima (por reducción del rendimiento) de hasta el

10% en los ciclos combinados.

• Menor producción renovable debido a la menor hidraulicidad y por la menor

eolicidad.

Las energías no gestionables no se consideran en muchos análisis de cobertura de la

demanda. En cualquier caso, dado el gran aumento de la potencia eólica en servicio y

las oscilaciones de producción de ésta por su carácter aleatorio, será necesario, si es

posible, mejorar la predicción de la generación eólica y su respuesta a las

solicitaciones del sistema, para así evitar grandes capacidades de generación en

reserva.

Como elementos de reducción de la punta de la demanda se podrían tener en cuenta

los efectos de las medidas incentivadoras del ahorro y de la gestión de la demanda.

El posible alcance las medidas incentivadoras del ahorro energético aún son difíciles

de cuantificar. Respecto a la gestión de la demanda, se han desarrollado incentivos

para la implantación de contadores inteligentes que permitan ofrecer mayor

información de los precios de la energía consumida. Por otro lado, existen unos 2 000

MW de abonados interrumpibles, si bien éstos se han de considerar como elementos

de emergencia de la operación.

Respecto a los valores a considerar, se parte de los escenarios analizados en el

capítulo de prospectivas energéticas. En la planificación de los sectores del gas y la


313

electricidad hasta el año 2016, REE proponía un escenario en el que se alcanzaba una

punta de demanda de 63 200 MW en 2016 para la punta de invierno, mientras que la

punta de verano se quedaba en tan sólo 59 500 MW. Dado que el Operador del

Sistema tiende a sobredimensionar la demanda, de manera que, en caso de que se

signas las directrices propuestas por éste, el margen de reserva en el sistema será del

mayor orden; al mismo tiempo, el sobredimensionamiento del sistema implica un

sobredimensionamiento de la red de transporte, por lo que el incentivo que tiene el

Operador del Sistema es claro, tanto a nivel de responsable de la operación del

sistema, como a nivel de beneficios económicos. El Foro nuclear en su prospectiva a

2030, se desacoplaba de todas estas sendas, considerando una potencia en 2030 de 72

600 MW.

Por ello, quizás el escenario de eficiencia del MITYC resulta más apropiado como

escenario base. En este escenario, la punta de demanda en 2016 alcanzaba los 58 700

MW en invierno y los 55 200 MW en verano. En la ampliación del estudio a 2030, esta

punta de demanda alcanzaba los 65 800 MW.

Respecto al término de energía, el MITYC proponía 320 TWh en 2016 y 395 TWh en

2030, en sus escenarios de eficiencia. Mientras que REE proponía 348 TWh en 2016 y

el foro nuclear 436 TWh en 2030.

Se analizan unas bandas de confianza sobre el escenario base, las cuales se

determinan por las siguientes hipótesis:

1.1 Escenario de mínimo hueco térmico:

Se utiliza el escenario de eficiencia del MITYC y de la Planificación de los sectores del

gas y la electricidad a 2016, lo que supone un crecimiento del 2% de 2006 a 2030.

1.2 Escenario de máximo hueco térmico:

Se utiliza el escenario base de REE, que supone un crecimiento de la demanda del

2,7% en período 2006-2030.


314

2 Generación:

2.1 Equipo hidráulico:

Actualmente existe una potencia instalada de 16 657 MW hidráulicos, de los que 13

930 MW corresponden a centrales convencionales y 2 727 de bombeo. Las centrales

están divididas por las distintas cuencas hidráulicas, además, se pueden subclasificar

en centrales fluyentes y reguladas, donde las últimas tienen capacidad de almacenar

el agua en embalses para producir electricidad en los momentos que resulten más

rentables. Entre los embalses españoles, se cuenta con embalses anuales e

hiperanuales. Los embalses de régimen anual son aquellos en los que, supuesto el

embalse a su capacidad máxima, el vaciado del mismo se realizaría en un período

inferior a un año. Los de régimen hiperanual, son aquellos en los que el tiempo de

vaciado es superior al año. Los valores de reserva históricos han variado entre 15 500

GWh y 4 235 GWh.

Además de las centrales anteriores, consideradas de régimen ordinario por su

envergadura, se cuenta con 1 913 MW en centrales minihidráulicas, que se encuadran

dentro del régimen especial.

Existen además solicitudes de acceso a la red de hasta 2 000 MW de nuevas centrales

consistentes en instalaciones de bombeo principalmente (1 992 MW de bombeo puro

reversible y 175 MW de centrales convencionales), además de otros 2 000 MW de

centrales de bombeo reversible que se estiman están dentro de la cartera de proyectos

de las empresas eléctricas.

Según los registros disponibles, en la punta de invierno la disponibilidad de las

centrales hidráulicas es de 9 000 MW, mientras que de cara a la punta de verano la

potencia disponible es de sólo 6 500 MW, debido a las menores aportaciones

hidráulicas de los meses de verano.

Además de la potencia, es necesario estudiar en las centrales hidroeléctricas la

energía real que pueden aportar, este parámetro se mide a través del producible

hidroeléctrico. El producible anual ha variado históricamente entre los 38 TWh y los

13 TWh, dependiendo del año hidráulico (seco, húmedo).


315

Si bien, se estima que el potencial fluvial bruto es de 150 TWh, sólo 70 TWh serían

técnicamente viables. En un futuro, se prevé que no se podrán instalar centrales de

gran envergadura, dado que requieren la anegación de terrenos y su impacto

ambiental es por tanto muy elevado, dejando un potencia aprovechable aún sin

explotar de 4,5 TWh. El potencial de desarrollo es de 5 00 MW en centrales de

bombeo, 1 000 MW en minihidráulica y 500 MW en centrales de mediana

envergadura.

Se consideran las siguientes hipótesis:

• La producción de la hidráulica convencional se reduce debido al aumento de las

concesiones del agua para otros usos. Esta situación requiere una mayor gestión

del agua y un mayor apuntamiento de la producción hidráulica, con el fin de

maximizar el margen. Esta optimización del margen aumenta el riesgo de

vertidos, lo que hace que finalmente aumente el hueco térmico.

• Respecto a los bombeos, la planificación del MITYC a 2016 estima que

aumentarán en 3 GW hasta 2016. Por su parte REE recomienda que debido a la

penetración de los parques eólicos en el sistema, se instales hasta 5 GW más de

bombeos respecto a la actualidad, para absorber los incrementos eólicos en el

valle sin necesidad de desacoplar térmica que va a ser necesaria en la punta. Más

bombeo implica mayor hueco térmico que es la hipótesis en las que se basa el

rendimiento del bombeo. El consumo del bombeo sería en 2030 de 15 TWh,

suponiendo 1 900 hora de funcionamiento al año.

2.2 Equipo térmico

En el parque nuclear, la máxima vía de desarrollo, mientras la situación político-

social no cambie consiste en repotenciaciones de las actuales centrales existentes.

Desde 1995, la potencia nuclear ha aumentado en 495 MW por este concepto. Se han

planificado ya una repotenciación de 10 MW en 2008 y otra de 27 MW en 2009.

En la actualidad existen 7 716 MW instalados, que corresponden a ocho centrales

nucleares. De ellas, Santa María de Garoña es la central más antigua, si bien, si se le

admite un alargamiento de vida útil hasta los 60 años, no se retiraría hasta 2030.


316

En caso de realizarse nuevas inversiones, podría llegarse a potencia instalada de

hasta 25 GW en 2030, bajo las siguientes hipótesis:

• Resulta prácticamente imposible localizar más de 8 o 10 nuevos emplazamientos

para centrales nucleares nuevas.

• Cada emplazamiento no debe superar los 2 000 ó 2 400 MW, por limitaciones de

capacidad de los propios nudos y del impacto de su pérdida en el sistema.

• Por motivos técnicos y sociopolíticos, no se podrían construir más de 15 000 MW

a 18 000 MW de nuclear en el periodo hasta 2030.

Según estas hipótesis se plantean los siguientes escenarios de sensibilidad:

• REE recomienda al menos, alargar la vida útil de las centrales nucleares, al igual

que se está realizando en todo el mundo, de forma que sólo se retira Garoña hasta

2030.

El MITYC establece:

• Un escenario base consistente en mantener el equipo actual hasta 2030.

• Dos escenarios de sensibilidad en los que se plantea la retirada nuclear y el

incremento de hasta 3 GW en nuevas centrales (Ascó III, Vandellós III y Trillo II).

En cualquier caso, se exige un marco regulatorio estable a muy largo plazo y que

valore la aportación en seguridad de suministro y la sostenibilidad de las centrales

nucleares En este estudio se plantea:

2.2.1 Mínimo hueco térmico:

• No se retiran las centrales ya existentes hasta 2030.

• Se considera la entrada de tres nuevos grupos nucleares entre 2025 y 2030 (+ 3

GW)

2.2.2 Máximo hueco térmico:

• Se retira Garoña con 50 años (2020)


317

Respecto a las centrales de carbón, actualmente existen en operación 11 357 MW, de

los cuales 1 944 MW corresponden a centrales que consumen totalmente carbón de

importación, 5 880 MW corresponden a centrales que consumen hulla y antracita de

origen nacional e internacional, 1 502 MW corresponden a centrales de lignito negro

y 2 031 MW a centrales de lignito pardo.

Antes del año 2016, se prevé el cierre de hasta 3 000 MW de estas centrales, debido a

que hayan llegado al final de su vida útil o bien a que se hayan acogido al régimen de

20 000 horas de la directiva GIC, lo que impone su retirada forzosa antes de 2016.

En el año 2020, unos 3 000 MW más habrán cumplido más de 40 años y en el año

2030, aproximadamente sólo quedarían en el sistema 1 700 MW de centrales de

carbón, asumiendo que éstas funcionan 40 años. En la actualidad existen además

peticiones de conexión a la red de 2 400 MW de nuevas centrales de carbón.

En el futuro, se prevé la reducción de la producción de estas centrales por varios

motivos, en primer lugar el nivel de contaminación es mucho mayor que el del resto

de tecnologías de generación; las directivas GIC e IPCC imponen además fuertes

restricciones al funcionamiento del carbón con el fin de limitar las emisiones ácidas

que éstas realizan; por otra parte, el coste medioambiental de emitir CO2 a la

atmósfera que se traslada al coste de los derechos de emisión, han hecho que estas

centrales hayan dejado de resultar competitivas; el otro problema al que deben hacer

frente consiste en la progresiva reducción de la producción de carbón nacional en

España, lo que obligará a aumentar el carbón importado en la mezcla de

combustibles, lo que hará que aumente el riesgo de estas centrales al estar más

expuestas a los mercados internacionales.

En cualquier caso, dado que no se puede prever un escenario en el que se retire gran

parte del carbón, sí resulta muy probable el establecimiento de al menos una central

experimental que implante la tecnología de captura y secuestro de CO2; por otra

parte, en caso de instalar nuevas centrales de carbón, éstas se realizarían en la costa,

por los menores costes de logística, y la tecnología utilizada sería principalmente las

centrales supercríticas, que además deberían incorporar una instalación


318

desulfuradora, un sistema de reducción catalítica, electrofiltros y precipitadores

electrostáticos para reducir las emisiones de SO2, NOX y cenizas.

En este estudio se plantea que el carbón se retira progresivamente condicionado por

su vida útil y el endurecimiento de las restricciones medioambientales del 2016-2018

(quedarían 7,4 GW en 2020). Aunque no se ha tenido en cuenta la nueva propuesta

de Directiva sobre Emisiones Industriales por tratarse todavía de un texto en proceso

de tramitación en la UE. La propuesta de la Comisión es más exigente que el vigente

Plan Nacional de Reducción de Emisiones, por lo que muy posiblemente implicaría

una reducción de la producción de carbón superior a la que ya estaba prevista a

partir del 2016 dentro del PNRE.

Las centrales de fuel y fuel-gas suponen 4 810 MW instalados en la actualidad.

Debido a la pérdida de competitividad de estas centrales, apenas produjeron 2,4

TWh en el año 2007. El futuro de estas centrales consiste en su retirada progresiva del

sistema. Algunas de estas centrales sin embargo, serán requeridas por el Operador

del Sistema para garantizar la operación del sistema, debido a su localización y al

aporte energético que realizan en algunas zonas con escaso desarrollo de la red

eléctrica; para ello, se garantizará su rentabilidad a través de los contratos de

disponibilidad que ha previsto la actual regulación de la garantía de potencia.

Debido a su buena localización, estas centrales podrían ser reemplazadas por nuevos

grupos de ciclo combinado por resultar más económicos. La mayoría de estos grupos

se retirarán del sistema antes de 2016, según marca la Directiva GIC. Se estima que

menos de 1 000 MW permanecerán en el sistema, funcionando principalmente en

puntas de demanda.

Respecto a los ciclos combinados, en 2007 había un total de 20 958 MW conectados al

sistema de los cuales 5 GW fueron instalados ese mismo año. En total produjeron

63,5 TWh. Suponen la tecnología con mayor capacidad de desarrollo en el futuro, por

su menor coste de inversión y por el desarrollo de la red de gas. Actualmente existen

solicitudes de acceso a la red de hasta 45 GW, de los cuales 15 GW ya han comenzado

los trámites administrativos para su puesta en marcha.


319

El funcionamiento de estos grupos que la Administración prevé, es bastante

reducido, por debajo de las 3 000 horas al año, algo que, dado el nivel de precios no

garantizaría la rentabilidad de estas centrales. Debido al incremento esperado en

energías renovables en el sistema, se considera al ciclo combinado como una

tecnología necesaria por la regulación que ofrecen al sistema, especialmente ante

variación en la producción renovable no-gestionable, por su rápida incorporación al

sistema. Para el futuro, además de las nuevas incorporaciones al sistema también se

deberán contemplar posibles repotenciaciones e inversiones para mejora del

rendimiento en los grupos más antiguos con el fin de no perder competitividad

frente a los nuevos grupos.

Por costes, se prevé una cierto equilibrio entre las centrales de carbón y los ciclos

combinados. Por lo que ambas se repartirán el hueco térmico en función de su

competitividad.

2.3 Energías renovables:

En la actualidad hay aproximadamente 24 GW conectados a la red en concepto de

generación renovables, d ellos cuales, 1,9 GW corresponden a centrales

minihidráulicas, 13,9 GW a parques eólicos, 6,8 GW corresponden a cogeneraciones y

1,5 GW a centrales solares, de biomasa y de residuos.

El principal potencial de desarrollo en el medio plazo viene dado por los parques

eólicos, de los que existen solicitudes de acceso a la red para más de 24 GW y de las

huertas solares. En sus respectivos planes energéticos, las CCAA suponen hasta 40

GW de parques eólicos en total.

El MITYC en su escenario de sostenibilidad en su prospectiva a 2030, proponía esta

cifra como objetivo para dicha fecha, añadiendo 7 GW de potencia termosolar, 5GW

de huertas solares y 3,7 GW en centrales de biomasa principalmente. Lo que supone

para 2030 una cuota del 38% de producción sobre el total del sistema.

El escenario aquí contemplado supone el potencial objetivo estimado en el capítulo

de renovables, que supone para 2020 40 GW eólicos, 1,5 GW de solar térmica y solar

fotovoltaica y 1,3 GW de biomasa. Para 2030, se podría mantener un escenario


320

intermedio entre los anteriores. La eólica podría aumentar hasta los 50 GW en 2030,

donde la eólica offshore supondría un 5% del total, las centrales de biomasa podrían

alcanzar los 3,7 GW y las centrales termosolares y fotovoltaicas 5 GW cada una. En

cogeneraciones se podría alcanzar la cifra propuesta por el MITYC de 9,5 GW en

2030.

Las actuales políticas energéticas nos indican los siguientes objetivos en torno a las

energías renovables:

• Objetivos indicativos bianuales para el periodo 2011-2018, finalizando en el

objetivo vinculante 2020: Se le impone a España el objetivo de cubrir el 20% de su

demanda de energía final con energías renovables.

Parte de este objetivo se cubre con la obligación de cubrir el 10% de las necesidades

de carburantes para automoción con biocombustibles en el 2020.

• A partir de las previsiones energéticas (energías primarias y finales) del escenario

“Sostenible” del MITYC 2030, se ha estimado que las energías renovables deberán

alcanzar el 45-50 % de la producción eléctrica peninsular en 2020.

• Estrategia Española contra el Cambio Climático: Impone el objetivo de cubrir el

37% de la producción bruta de eléctrica mediante energías renovables en el año

2020.

A partir de estos datos, se pueden plantear los escenarios de sensibilidad:

2.3.1 Escenario de mínimo hueco térmico:

• En el período 2011-2020 se ciñe a la senda de cumplimiento impuesta por la

Unión Europea, considerando que la tendencia de España la sitúa por encima del

objetivo los primeros años del periodo.

• En el período 2020-2030, se reduce el ritmo de crecimiento a una tercera parte del

crecimiento mantenido en el período 2005-2020. Se alcanza el 22,5% sobre energía

final en 2030, manteniendo aproximadamente un 53% sobre producción eléctrica

en todo el periodo 2020-2030.


321

2.3.2 Escenario de máximo hueco térmico:

Se mantendría el mismo objetivo que la planificación de los sectores del gas y la

electricidad hasta el año 2016:

• 29 GW de eólica

• 2 GW de solar

• 2,2 GW de minihidráulica

• 2,3 GW de biomasa

Hasta 2030 se mantendría el escenario continuista de REE, lo que supondría:

• 35 GW eólicos

• 6 GW solar

• 4 GW biomasa

2.3.3 Cogeneración:

Respecto a la cogeneración, se ha de considerar:

• El objetivo que impone el Plan de Ahorro y Eficiencia 2008-2012 (E4+) que alcanza

los 8,4 GW en 2012, además del compromiso de estudio del potencial de las

cogeneraciones ante los mercados del calor y la electricidad.

• La planificación de 2016 del MITYC establece una cifra de 7,9 GW en 2016.

• El precio del gas afecta al % de excedentes del cogenerador (más excedente

significa mayor producción).

Se establecen los siguientes escenarios de sensibilidad:

2.3.3.1 Mínimo hueco térmico:

• Alcanzaría en 2012 el objetivo de 8,4 GW

• Hasta 2030 se consideraría el escenario continuista de REE a 2030 de 10 GW

2.3.3.2 Máximo hueco térmico:


322

• Se considera el objetivo de la planificación del MITYC a 2016: 7,9 GW en 2016

• Hasta 2030 se consideraría el escenario continuista de REE a 2030 de 10 GW,

donde los excedentes considerados serían las horas de utilización mínimas en el

período 2002-2006.

2.4 Intercambios internacionales

Un aspecto a considerar es que la situación de la península Ibérica la hace

especialmente sensible a los problemas de suministro eléctrico desde el exterior, por

lo que parece conveniente mantener el criterio de que con independencia de los

intercambios previstos y el aumento de interconexiones y cambios estructurales de la

red, se debería considerar que el suministro eléctrico debe depender en su totalidad

de la capacidad de producción española, de forma que la máxima demanda, con su

margen de seguridad correspondiente, se pueda cubrir con generación propia.

Para el futuro se puede considerar:

• El desarrollo de las interconexiones se realizará muy por debajo del objetivo de la

Unión Europea y de las recomendaciones de la UCTE de mantenerlas en torno al

10% de la capacidad instalada, en línea con la situación actual y la tendencia

observada.

• En la frontera portuguesa se espera un cierto equilibrio debido a que los ciclos

marginales se mantendrían como la tecnología marginal a ambos lados de la

frontera.

• En la frontera francesa, Francia parece mantener su vocación exportadora con el

desarrollo previsto de nuevas centrales y unas previsiones de crecimiento de la

demanda muy bajas.

En el informe de previsión de cobertura de la UCTE se indica una previsión de un

saldo neto de intercambios en sentido importador entre 400 y 700 MW aportados al

sistema peninsular en el año 2030 para la punta de demanda.


323

2.5 Medidas de Ahorro y Gestión de la demanda:

Se ha estimado un potencial de reducción de consumo de la punta de potencia de

unos 4 000 MW, en base a los datos del estudio de previsión de la UCTE. En energía

anual, se podría estimar un potencial de gestión del 1%.

En cuanto a la vida útil del equipo existente, se consideran unos valores estimados de

40 años para los grupos de carbón y nucleares, 35 años para las centrales de fuel-gas,

y de 25 a 30 años para los ciclos combinados. Aplicándolo al año 2030, la práctica

totalidad del parque actual se habría dado de baja, excepto los ciclos combinados,

donde los primeros grupos instalados en el sistema estarían terminando su vida útil.

Los resultados del estudio se verán afectados en la medida en que los agentes del

mercado, dentro de su política empresarial, o los organismos reguladores, dentro de

sus competencias, decidan alargar o acortar la vida útil de los grupos.

Se estiman también unos tiempos de mantenimiento y de las revisiones anuales

programadas, y de los fallos fortuitos del equipo térmico, basados en datos

históricos. Se supone que en los momentos de demanda punta no existen revisiones

programadas, por lo que en el estudio de cobertura punta sólo se tiene en cuenta la

indisponibilidad por fallo fortuito.

Respecto a las revisiones programadas que sí han de tenerse en cuenta en el estudio

de cobertura de la demanda, se asume una duración de la revisión anual programada

de tres semanas para el equipo térmico convencional y de cuatro para los grupos

nucleares.

Respecto a los valores de probabilidad de fallo fortuito de las unidades de generación

en función de datos históricos, en los estudios actuales se emplean unos valores

medios obtenidos a partir de los datos desde el comienzo del funcionamiento del

sistema de mercado.

Como ya se ha comentado, en los balances de potencia de verano se consideran

valores de disponibilidad de las centrales térmicas menores que los de invierno,

debido a la disminución de la potencia disponible por efecto de las altas

temperaturas, que incide especialmente en las centrales de ciclo combinado.


324

Otro factor básico a tener en cuenta es la posibilidad de restricciones de gas natural,

especialmente en periodos de punta de invierno, ya que aunque algunos grupos

pueden utilizar gasóleo con combustible alternativo al gas natural, no es así en todos

los casos.

3 Escenario tendencial resultante de las políticas energéticas actuales

Las señales en pro de la “sostenibilidad” que llegan desde la Administración traen

como consecuencia una minimización del hueco térmico en el largo plazo.

La Administración española está apostando por la “sostenibilidad”, tanto en

escenarios de medio plazo (Planificación 2007-2016) como de largo plazo (MITYC

2030). En el sector eléctrico, dicha sostenibilidad implica objetivos de

autoabastecimiento energético y medioambientales.

Dada la indefinición política respecto al desarrollo de nueva nuclear, así como la

inmadurez de la tecnología de captura y almacenamiento de carbono, los

instrumentos más potentes con los que cuenta la Administración son las energías

renovables y la eficiencia energética.

La consecuencia última de la aplicación de dichos instrumentos es un

desacoplamiento entre las necesidades de energía y de potencia procedente de

centrales térmicas convencionales:

• Necesidades de energía térmica: Dado el impulso recibido por las energías

renovables, no se requieren incrementos de producción de origen térmico.

• Necesidades de potencia: Dado el crecimiento sostenido de las puntas de

demanda, unido a la baja disponibilidad de la potencia renovable no gestionable,

se requiere un incremento de la potencia instalada de origen térmico para

garantizar la fiabilidad del sistema.

Por lo tanto, se tiene una demanda térmica más apuntada y una menor utilización

media del equipo térmico.


325

El año 2008 ha comenzado ratificando esta tendencia en el largo plazo, ya que desde

la UE se están planteando objetivos que incrementarán este efecto de contención y

apuntamiento del hueco térmico en el largo plazo.

Alrededor de los objetivos de eficiencia y energías renovables, se están elaborando

Directivas, Estrategias, Planes, medidas urgentes, etc…muchos de ellos de carácter

generalista y faltos de compromisos concretos.

Se ha seguido la siguiente metodología:

• Identificar todas las variables que influirán en el hueco térmico.

• Asumir hipótesis en cada una de las variables utilizando, en la medida de lo

posible, las referencias externas disponibles.

• Obtener un rango del hueco térmico en el largo plazo.

3.1 Variables e hipótesis

Para cada variable se han asumido hipótesis que determinan su rango de variación.

Teniendo en consideración todas las variables y sus rangos de variación se puede

determinar cuáles serían el mínimo y el máximo hueco térmico.

Las hipótesis se han realizado en base a distintas referencias que se describen a

continuación.

Documentos de la Administración española utilizados como referencia:

• PEG: “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2007-2016”. Aunque la

planificación energética sólo tiene carácter indicativo, es una buena referencia

sobre la visión y voluntad de la Administración en el medio plazo.

• Documentos de trabajo del MITYC sobre la “Prospectiva energética en España en

el horizonte 2030”. Las proyecciones de energía final son especialmente útiles ya

que permiten trasladar los objetivos sobre renovables (20% en 2020) al sector

eléctrico. Además hay un escenario de “Sostenibilidad” que el MITYC plantea

como objetivo deseable.


326

• Dentro del trabajo anterior a 2030, destaca la aportación de REE con el

documento, “Informe sobre el sector eléctrico”. La aportación más valiosa es la

visión de sus escenarios tendenciales, tanto en demanda como en renovables, que

se contraponen al de “Sostenibilidad” del MITYC.

• “Estrategia Española para el Cambio Climático y Energía Limpia 2007-2020”.

Propone un objetivo sobre renovables del 37% en 2020, insuficiente para alcanzar

los recientes objetivos comunitarios.

• “Plan de Acción 2008-2012” de la “Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en

España 2004-2012”. Contiene alguna referencia sobre la cogeneración en el medio

plazo.

Documentos de la Administración comunitaria utilizados como referencia:

• “Propuesta Directiva Promoción EERR 2020”. Es la referencia que tiene mayor

impacto en el hueco térmico, ya que establece objetivos de energías renovables

muy ambiciosos que implican una alta cuota de renovables en la producción

eléctrica (45-50% en 2020).

• También es muy relevante el objetivo comunitario de reducir un 20% la

intensidad energética (demanda energía final / PIB) en 2020. Este objetivo implica

que la demanda de energía final crezca 1,5 puntos por debajo del PIB, es decir

entre un 1,5-2,0%. Sin embargo no se han fijado objetivos sobre la demanda

eléctrica, por lo que se ha aceptado la referencias de REE, que plantea un

escenario de eficiencia con un crecimiento del 2% hasta 2030.

3.2 Resultados

Mientras que el MITYC mantiene el hueco térmico constante en los niveles actuales

(120-130 TWh), los objetivos medioambientales impuestos desde la UE podrían hacer

que dicho hueco se redujese a tan sólo 70 TWh en 2020.

Existen diferencias muy significativas entre el hueco térmico máximo y el mínimo: en

2020 el rango previsto es de 70-200 TWh


327

El hueco térmico que plantea el MITYC en su Escenario de Eficiencia de la

Planificación 2007-2016 (PEG) y el Escenario de Sostenibilidad del Estudio a 2030, es

casi constante, alrededor de los 120-130 TWh. Estos escenarios no son meros

ejercicios de prospectiva, sino que se plantean como el objetivo deseable por parte

del MITYC.

Los escenarios del MITYC no cumplen con los nuevos objetivos sobre las energías

renovables, por lo que no hay que descartar que dichos escenarios se revisen

reduciendo sensiblemente los 120-130 TWh del hueco térmico. Dicha revisión podría

llegar a prever un hueco térmico de tan sólo 70 TWh.

Los escenarios de la panificación nos dan el siguiente hueco térmico:

2000 2005 2010 2015 2020 2025 203090

100

110

120

130

140

150

160

Hueco térmico España (TWh)

Planificación 2016 - Escenario eficienciaPlanificación 2016 - Escenario base REEMITYC 2030 - Escenario SostenibilidadHistórico

Figura 59. Hueco térmico en los escenarios de la Administración

El rango de variación del hueco térmico según las sensibilidades planteadas desde la

Administración se establecería de la siguiente forma:


328

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 50

100

150

200

250

300

Rango de varición del hueco térmico (TWh)

HistóricoEscenario de mínimo hueco térmicoEscenario de máximo hueco térmico

Figura 60. Rango de variación del hueco térmico en los escenarios de sensibilidad de la Administración

Donde el mínimo hueco térmico supone:

• Demanda: Crecimiento del 2% anual.

• Energías renovables: Supone un 53% de la cuota de producción en 2030 (20% de

energías renovables sobre el consumo final).

• Nuclear: Se considera la entrada de tres nuevas centrales.

Y el máximo hueco térmico supone:

• Demanda: Crecimiento del 2,7% anual.

• Energías renovables: Se alcanzarían los 35 GW instalados en 2030.

• Nuclear: Se considera la retirada a los 50 años de vida útil (sólo afecta a una

central).

A continuación se muestran los balances correspondientes a la gráfica.


329

2016 2020 2030 2016 2020 2030EERR

Gran hidráulica 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0Resto renovables 128.9 170.4 205.5 82.5 90.1 108.8

Hidr. Bombeo 7.7 8.5 10.4 7.7 8.5 10.4Nuclear 60.1 60.1 83.5 60.1 60.1 56.5Térmica 88.8 71.5 71.8 168.7 198.7 268.2Exced. Cogen 30.3 31.6 34.6 23.1 24.8 28.9Total producción bruta 342.8 369.1 432.9 369.2 409.1 499.9

Consumos propios 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0Consumos bombeo 11.0 12.1 14.9 11.0 12.1 14.9Demanda b.c. 321.8 347.0 408.0 348.2 387.0 475.0

Cuota EERR (balance clásico) 45.5% 53.5% 53.7% 29.7% 28.6% 27.2%

Autoc. Cogen 20.2 21.0 23.1 15.4 16.5 19.3Producción bruta extrapeninsular 24.7 29.0 39.7 24.7 29.0 39.7EERR extrapeninsular 2.4 3.2 5.2 2.4 3.2 5.2Cuota EERR (balance nacional) 40.8% 47.9% 48.0% 27.4% 26.5% 25.2%

Mínimo HUECO Máximo HUECO

Balance de producción eléctrica Sistema Español Pen insular (TWh)

Tabla 40. Balance energético en los escenarios de variación del hueco térmico

Si se consideran las nuevas políticas energéticas, el hueco térmico se reduciría

enormemente en caso de alcanzarse los objetivos de eficiencia y renovables.

Si sobre las hipótesis anteriores, añadimos los objetivos de fomento de la eficiencia

energética (reducción de la intensidad energética en un 20%) y fomento de las

energías renovables, suponiendo que se cumplen estos objetivos.

El resultado es un rango de hueco térmico mucho más estrecho, evidenciando la

menor relevancia del resto de variables. El hueco térmico se reduce hasta 2020 a un

ritmo del 5% anual.


330

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 80

100

120

140

160

180

200

Rango de varición del hueco térmico (TWh)

HistóricoEscenario de mínimo hueco térmicoEscenario de máximo hueco térmico

Figura 61. Rango de variación del hueco térmico imponiendo medidas de eficiencia y fomento de las renovables

3.3 Análisis de la cobertura de la punta:

Los escenarios de planificación son extremadamente conservadores, donde un índice

de cobertura del 10% es una medida excesiva par un sistema en el que la alta

producción de energías renovables y la menor demanda por el avance en los

objetivos de eficiencia y ahorro energético suponen muy pocas horas de

funcionamiento del equipo térmico.

En efecto, si calculamos la LOLP (Loss of Load Probability) del parque de generación

propuesto en los escenarios de planificación, donde, a la generación eólica se le

considera una aportación a la punta del 4%

Se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones para el estudio de fiabilidad del

sistema:

• Respecto a los generadores, es necesario determinar su potencia efectiva y la

fiabilidad que aportan al sistema.

Con este fin hemos de distinguir en primer lugar las distintas causas que pueden

provocar indisponibilidad de una central:

• En primer lugar, la indisponibilidad debido a averías. Todo componente tiene

una determinada fiabilidad, una tasa de fallo, un tiempo medio de fallo y un


331

tiempo medio de recuperación. Dado que la indisponibilidad que nos ocupa es la

que se da en los períodos de punta del sistema, en los que hay menor generación

disponible y los precios son por tanto más elevados, es de suponer que cada

central realiza un control adecuado de cada uno de sus elementos de forma que la

central presente la mayor fiabilidad de cara a estar disponible en estos momentos

y así aprovechar los altos precios obtenidos por la electricidad producida.

• En segundo lugar existe indisponibilidad debido a la falta de combustible o de

energía primaria en general. Este tipo de indisponibilidades son del todo no

deseadas puesto que si ocurren vienen a significar que la planificación de la

producción ha sido nefasta, dado que si se trata de falta de escasez de

combustible fósil, existe una mala planificación de las compras que le impide a la

central aprovechar los altos precios del mercado eléctrico. Se hace necesario que

cada central gestione unos niveles de reservas de combustible para estar

disponibles en los períodos críticos para el sistema.

• Puede darse el caso de que por ejemplo en centrales de combustible gas natural,

los períodos críticos del sistema eléctrico coincidan con períodos de elevados

precios también en el mercado de gas natural, por lo que podría darse el caso de

incurrir en una indisponibilidad por falta de combustible por haber suministrado

sus reservas de gas natural al mercado de gas natural en lugar de haberse

utilizado para la producción eléctrica.

• El último caso de centrales que pueden incurrir en este tipo de indisponibilidades

es el caso de las centrales hidráulicas, cuya capacidad operativa depende del nivel

de agua embalsada que tenga en cada momento.

• Existe un último tipo de indisponibilidades, las indisponibilidades por

mantenimiento. Las centrales han de realizar un mantenimiento prácticamente

anual o con una frecuencia incluso menor, con el fin de evitar problemas mayores

como las indisponibilidades por avería, en las cuales se incurre además en un

período de indisponibilidad debido al tiempo de reparación. Este tipo de

mantenimiento y otro tipo de paradas como por ejemplo las paradas anuales de

las centrales nucleares que son obligatorias en las que además de mantenimiento


332

se realiza la revisión de cada elemento que compone la central corresponden a

este tipo de indisponibilidad. Sin embargo, el elevado precio del mercado de los

momentos críticos suele ser suficientemente señal para que cada central realice

una programación de sus períodos de parada debido a mantenimientos en

aquellos períodos que mayor disponibilidad hay en el sistema y por tanto los

precios son menores.

En función del tipo de central de que se trate, se puede considerar:

• Centrales térmicas: Dentro del subgrupo de las centrales térmicas, podemos

subdividirlas según la tecnología específica y el combustible que utilizan, así

podemos distinguir entre:

• Centrales nucleares. Las cuales aportan una alta fiabilidad al sistema. Tienen

unos controles muy estrictos de seguridad lo que permite asegurar una alta

fiabilidad en cuanto a averías puntuales se refiere. Están obligadas a realizar

una parada obligatoria al año, en la que se realiza un mantenimiento

correctivo y se controlan los distintos elementos de la central. Pero estas

paradas no influyen en los momentos críticos, ya suelen programarse de

manera que no coincidan con períodos críticos, con el fin de asegurarse los

altos precios del mercado.

El uranio, combustible de las centrales nucleares es barato en el mercado mundial y

en cada país se tienen cantidades apreciables de uranio. Posterior a su extracción, el

uranio necesita ser enriquecido hasta un 3.5% de U-235 por barra de uranio. Aunque

se compre en el exterior, se considera un producto nacional y no se tiene en cuenta a

la hora de calcular la dependencia energética del país.

• Centrales de carbón, donde según el tipo de carbón podemos encontrar

centrales de:

• Hulla y antracita: Son el grupo más numeroso de centrales.

• Carbón importado.

• Lignito negro.

• Lignito pardo.


333

Las centrales de carbón de España, se alimentan en su mayor parte de una mezcla de

carbón nacional y carbón importado, como medida impuesta para incentivar la

continuidad del sector minero en España, si bien el carbón importado es mucho más

eficiente y de mejor calidad. En cualquier caso, la fiabilidad que aporta el carbón

nacional en cuanto a fiabilidad de suministro es muy elevada. En el carbón

importado, que procede de países muy estables políticamente donde el carbón es

muy abundante también se puede prever una alta fiabilidad de suministro.

• En último lugar tenemos centrales de fuel, ciclos mixtos y ciclos combinados. En

este caso el combustible procede del exterior por completo, además procede de

países inestables políticamente con unos precios volátiles y que cada vez

aumentan más. Se prevé que de gasóleo-fuel existen reservas en todo el mundo

suficientes para llegar al 2040, por lo que la escalada de precios de este

combustible es evidente. En cuanto al gas natural usado en ciclo combinado, en

España se cuenta con el abastecimiento vía gasoductos fiables a través del mar y

vía GNL a través de barcos, lo que ha producido que se hayan construido varias

centrales de este tipo. Sin embargo, no se debe olvidar la elevada dependencia

exterior de este producto, y la disminución en la fiabilidad que esto aporta.

Además, tampoco se puede olvidar la posible interferencia que produce el

mercado de gas natural sobra las decisiones llevadas a cabo por los ciclos

combinados.

A pesar de la notable dependencia exterior de los combustibles de algunas de estas

centrales térmicas, no se tendrá en cuenta para el estudio realizado la incertidumbre

que aporta. Por otra parte, es plausible que el Operador del Sistema a este tipo de

centrales les requiera que cuenten con un sistema de reserva adecuado para

garantizar su disponibilidad en momentos críticos.

Por tanto a efectos del cálculo de su potencia efectiva, sólo se tendrá en cuenta la

potencia nominal de la central y su tasa de fallos, que en [PERE01] se denomina

EFOR o tasa de fallo forzoso equivalente, dado que la única indisponibilidad

considerada para los generadores térmicos es la correspondiente a averías, la

potencia que ofertarán los generadores térmicos será la potencia instalada de la


334

central, dado que pretenderá conseguir los mayores ingresos posibles para el total de

su producción. Se puede considerar una oferta de menor potencia en función del

riesgo que vea el generador. Si ocurre una indisponibilidad por avería en la central,

es de prever que el total de su potencia instalada quede indisponible.

Se simplifica la realidad de los generadores térmicos, dado que la correcta gestión de

la central hace pensar que ésta estará disponible en los momentos críticos del sistema

y por tanto ya habrá previsto el tiempo necesario para sus rampas de subida y bajada

de potencia y los tiempos que tardan las centrales en arrancar el sistema.

Tabla 41. Disponibilidades medias de generadores según tipo de tecnología

• Centrales hidráulicas: Dentro de las centrales hidráulicas podemos distinguir

entre hidráulicas convencionales y bombeos. En cualquier caso, las centrales

hidráulicas se caracterizan porque la energía primaria de la que se nutren es el

agua y ésta la almacenan para luego verterla y producir electricidad en los

momentos deseados. El principal problema de las centrales hidráulicas radica en

la incertidumbre en la disponibilidad de dicha energía primaria, ya que depende


335

fuertemente de las condiciones meteorológicas y del ciclo hidráulico en que nos

encontremos.

Las centrales de bombeo nos permiten asegurar una potencia más estable a lo largo

del año, dado que aprovecha los bajos precios del mercado eléctrico en los períodos

de valle o llano para bombear agua a su embalse y poder verterla, vendiendo su

producción eléctrica a un precio mayor en los períodos de punta. Por tanto, la

producción de punta que es la que realmente interesa para el estudio que se realiza

será bastante estable.

Entre los parámetros que se pueden conocer de las centrales hidráulicas están su

potencia máxima, su potencia mínima fluyente que está establecida por las

confederaciones hidrográficas correspondientes y la energía total disponible.

Entre los problemas de las centrales hidráulicas están: La necesidad de gestionar

adecuadamente la energía producible entre períodos y la incertidumbre asociada a la

meteorología.

Para determinar la potencia firme de las centrales hidráulicas, en primer lugar es

necesario determinar la fiabilidad que tiene la central hidráulica ante averías, la cual

suele ser bastante elevada, sino del 100%, dado que los períodos en que no se

produce suelen ser mayores que en otro tipo de centrales y en esos períodos se

realiza mantenimiento preventivo de los distintos elementos que componen el

sistema.

En segundo lugar, para suplir la incertidumbre debida a las condiciones

meteorológicas, que puede ser muy preocupante como en el caso del fenómeno de

“el niño”, se realizará un estudio en base a las producciones históricas de cada

central en los períodos críticos. Además, se hará una separación de escenarios

posibles según la estación del año, dado que la hidraulicidad en estos períodos puede

ser bastante distinta, proporcionando una mayor disponibilidad una central

hidráulica en primavera por ejemplo, en que los deshielos y las precipitaciones llenan

los pantanos que en verano, cuando éstos se secan por el mayor consumo de agua

para uso doméstico y de riego y por las altas temperaturas.


336

• Régimen especial: Dentro del régimen especial podemos distinguir claramente

dos grupos:

• Energías renovables: La energía renovable que más impacto tiene en el sistema

eléctrico debido a su mayor implantación es la energía eólica. El gran

problema de los parques eólicos es que sólo producen cuando hay viento, por

lo tanto dependen extremadamente de las condiciones meteorológicas del

momento. La incertidumbre asociada a la predicción de dichas condiciones,

predicción que sólo se puede conseguir mediante métodos de cálculo

avanzados, es muy elevada y difícil de estimar en el medio plazo en el que se

sitúa el horizonte temporal de las opciones de fiabilidad que se proponen.

Las puntas de demanda se producen en invierno aunque cada vez el consumo en

verano es mayor. Los períodos de mayores consumos energéticos coinciden con los

períodos más fríos y más calurosos del año, períodos en los que funcionan a máximo

potencia aparatos de calefacción y aire acondicionado. Estos períodos de frío y calor

intenso son debidos a anticiclones (altas presiones) y bajo el efecto de un anticiclón se

sabe que no corre el aire. Si corre poco aire, la producción eólica es muy pequeña y

poco fiable.

Figura 62. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en %

La aportación histórica de la eólica a las puntas del sistema ha sido del 10% de su

potencia instalada en las puntas de invierno, pero una potencia mucho menor en la

punta de verano, debido a que la producción media en estos meses es menor dada la


337

situación meteorológica (anticiclón de las Azores, efecto de los vientos saharianos,

etc). En general, se les aplicará una disponibilidad del 4,8% sobre su potencia

nominal, que es el valor medio de disponibilidad que se produjo hasta 2005, como se

veía en la figura anterior.

Respecto a la tecnología solar, se les considera una baja aportación a la punta del

sistema en invierno, dado que la punta de demanda se suele producir a partir de las

7 de la tarde, cuando hay poca aportación lumínica. Su aportación en verano es

mayor por las mayores horas de sol en esta época y la mayor intensidad. La

aportación a la punta del verano se puede considerar del 25% de su potencia

instalada, mientras que a la punta de invierno, se le considerará un 10% de dicha

potencia.

• Cogeneración: La cogeneración consiste en el aprovechamiento de los

calores residuales que se dan en las fábricas y distintas empresas para

producir energía eléctrica.

Un cogenerador al nutrirse de calores residuales normalmente no tiene unas

potencias excesivamente elevadas, suele aprovechar los altos calores de las calderas

mediante ciclos de Brayton instalando una turbina de gas en un ciclo CBT

típicamente o aprovechar los calores residuales de los humos de salida del lugar, a

través de un intercambiador de calor normalmente con calderín incorporado donde

se utiliza una pequeña turbina de vapor.

En un cogenerador podemos distinguir varios tipos de comportamientos, uno

diurno, asociado a ciclos de trabajo realizados durante el día, otro nocturno;

podemos encontrar ciclos propios de fábricas que están en funcionamiento durante

todo el día y otros cuya actividad dura todo el día pero durante el turno de noche

tiene un decremento en su producción. También es común encontrar cogeneradores

que durante un mes del período estival toman vacaciones y no producen más energía

eléctrica.

Para ellos, se hará un tratamiento similar al de las centrales térmicas, sólo se tendrá

en cuenta la potencia nominal del cogenerador y la tasa de fallo de éste. La tasa de

fallo que obtiene el Operador del Sistema cada año se obtiene según las


338

indisponibilidades que las centrales tienen en períodos en que habían programado su

funcionamiento. Así, el Operador del Sistema puede obtener una probabilidad de

fallo de la central según la distribución de probabilidad de las tasas de fallo que ha

presentado cada central cada año.

• Nuevos entrantes: Respecto a los nuevos entrantes, en el caso de las centrales

térmicas, se puede considerar que éstas tienen disponible toda su potencia

nominal con una probabilidad del 100% ya que en su primer año tienen un gran

incentivo para estar presentes en los momentos críticos y obtener pronto

resultados positivos. Respecto a las centrales hidráulicas, se puede obtener su

potencia firme a través de la prueba que todas las centrales hidráulicas han de

pasar (al menos en el sistema español), por la cual han de producir de manera

continuada durante 100 horas. De los valores obtenidos de dicha prueba se puede

determinar una aproximación al menos para el período más cercano, hasta que se

empiecen a tener datos de la producción real en los distintos períodos, a partir de

los cuales estimar el comportamiento y la consiguiente producción de una central

en los períodos de punta

Una vez realizado el análisis de la cobertura de punta, se obtiene que la LOLP del

escenario base de planificación es de 0.0001%.

En el escenario de optimización de la LOLP, se obtiene que el total de ciclos

combinados necesarios en el sistema sería 8 GW menos respecto a los planificados

para el año 2030, lo que establecería la potencia necesaria de ciclos combinados en 29

GW. Además, de cara al año 2016, se estima que no serían necesarios en el sistema

más ciclos combinados además de los ya planificados, pues la cobertura de potencia

estaría garantizada.

3.4 Escenarios alternativos:

Para profundizar en los resultados del hueco térmico, se han hecho una serie de

ejercicios en los que se supone que sólo se instalan equipos de punta, cuya

producción se asume despreciable, por lo que a nivel de requerimientos de potencia,

el escenario estaría cubierto y se maximizaría el número de horas de funcionamiento


339

del equipo térmico, donde el equipo térmico, sin considerar incorporaciones

supondrían 22 GW de ciclos combinados más las centrales de carbón presentes en el

sistema.

El amplio rango del hueco térmico se traducirá en un amplio rango de utilización

futura del equipo térmico.

En el caso de máximo hueco térmico, en el que no se incorporan nuevos grupos al

sistema, la utilización media del equipo térmico sería inferior a las 6 000 horas de

funcionamiento equivalentes hasta el año 2020.

Según el escenario del mínimo hueco térmico, la utilización del equipo térmico actual

seguiría decreciendo para situarse en un rango que varía entre 2 500 y 3 000 h/eq.

Donde existe un alto riesgo de que los ciclos combinados funcionasen entre 1000 y 2

000 h/eq al año en función de la competitividad frente al carbón hasta 2016, cuando

las restricciones medioambientales limitarían la producción de las centrales más

antiguas y contaminantes.

3.5 Conclusiones

El hueco térmico futuro va a estar muy condicionado por decisiones y escenarios que

se están definiendo en estos momentos a nivel de España y de la UE.

La estrategia sostenible de la Administración española gira alrededor de la

minimización del hueco térmico: energías renovables y eficiencia. Esta visión algo

“idealista” le evita tener que recurrir a nueva nuclear y almacenamiento de CO2

(CCS).

Aunque el MITYC sitúa el hueco térmico alrededor de los 120-130 TWh en el medio y

largo plazo, su evolución aún está muy abierta, pudiendo variar desde los 70 hasta

los 200 TWh en 2020.

Dado el rango del hueco térmico, existe un alto riesgo en el planteamiento de nuevas

inversiones en tecnologías de alta utilización.


340

Sin embargo, se abren nuevas oportunidades. En efecto, el nuevo hueco térmico,

cuya forma horaria será más apuntada, demanda tecnologías capaces de responder a

las siguientes necesidades:

• Crecimiento de la punta de demanda

• Capacidad de arranque rápido para responder a las variaciones de las EERR no

gestionables.

Por otra parte, los nuevos escenarios y objetivos “sostenibles”, evidencian aún más la

necesidad de nuevas tecnologías de punta. Por lo que, dados los riesgos a los que

estas tecnologías están sometidas, se requerirá una retribución de potencia adecuada.

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