Energías renovables: presente y futuro; Nota d'economia 95...

Nota d’economiaRevista de economía catalana y de sector públicoNúm. 95-96. 3.er cuatrimestre 2009

1.er cuatrimestre 2010

Consejo de redacciónDirectora: Gemma GarcíaSecretaria técnica: Tatiana Fernández

Montse Bassols Núria Bosch Àlex Costa M. Montserrat Domingo Jordi Gual Joan Miquel Hernández Guillem López Joan Luria M. Antònia Monés Andreu Morillas Josep Oliver Martí Parellada Pere Puig Cristina Rovira Anna Ventura Xavier Vives

Coordinación editorial Anna Blanch Segura

EdiciónDirección General de Análisis y Política EconómicaDepartamento de Economía y Finanzas Generalitat de Catalunyawww.gencat.cat/economia

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Maquetación e impresiónEl Tinter, SAL(empresa certificada ISO 9001, ISO 14001 y EMAS)

Depósito legal: B-3917-1983ISSN de la versión electrónica: 2013-8709

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La revista no comparte necesariamente las opiniones expuestas por los autores en los artículos firmados

Sumario

Monográfico. Energías renovables: presente y futuro

> Introducción 5

> Presente y futuro de las energías renovables en España. Pedro L. Marín Uribe 13

> La actual encrucijada energética y el papel de la eficiencia y las renovables. Mariano Marzo 21

> Política de energía sostenible en la UE. Pedro Ballesteros y Andrea Hercsuth 37

> Energía: seguridad, eficiencia y sostenibilidad. Ramon Folch 49

> La política energética en Cataluña y la participación de las energías renovables. Agustí Maure y Encarna Baras 67

> Evaluación del potencial de las diversas fuentes de energía renovable y de las tecnologías para su aprovechamiento: oportunidades y retos para el sector de la energía. Pedro Linares, Pablo Frías y Tomás Gómez 89

> Regulación y marco retributivo de las energías renovables en el Estado español. Luis Jesús Sánchez de Tembleque 103

> Análisis económico de los instrumentos de promoción de las energías renovables: una perspectiva de eficiencia dinámica. Pablo del Río González 115

> Integración de las energías renovables en el sistema: necesidades de generación de respaldo. Carlos Vázquez y Manuel Fernández Álvarez 137

> Eficiencia energética y ecoeficiencia en la industria: el papel de las energías renovables. Alfonso Aranda Usón 157

> Aplicaciones de las energías renovables al sector de la edificación. Xavier García Casals 177

> La visión empresarial del sector:

> Directiva europea, perspectivas de futuro. José María González 203

> Perspectivas y aplicaciones en Cataluña de las energías renovables. La necesidad de un nuevo modelo energético. Josep Maria Font 209

> Retos y oportunidades de la energía eólica en Cataluña. Alfonso Faubel 217

> Presente y futuro de la energía solar termoeléctrica en Cataluña. Marc Gummà 223

> Aprovechamiento energético de la biomasa en Cataluña, tocar hierro y no madera. Carles Vilaseca 231

> La planta de biomasa de Talavera. Ramon Trullols 240

> Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro. José Salmerón 243

Apéndice

> Abstracts of the articles included in this number 251

MonográficoEnergías renovables: presente y futuro

Introducción 5

Presente y futuro de las energías renovables en España 13

La actual encrucijada energética y el papel de la eficiencia y las renovables 21

Política de energía sostenible en la UE 37

Energía: seguridad, eficiencia y sostenibilidad 49

La política energética en Cataluña y la participación de las energías renovables 67

Evaluación del potencial de las diversas fuentes de energía renovable y de las tecnologías para su aprovechamiento 89

Regulación y marco retributivo de las energías renovables en el Estado español 103

Análisis económico de los instrumentos de promoción de las energías renovables: una perspectiva de eficiencia dinámica 115

Integración de las energías renovables en el sistema: necesidades de generación de respaldo 137

Eficiencia energética y ecoeficiencia en la industria: el papel de las energías renovables 157

Aplicaciones de las energías renovables al sector de la edificación 177

Directiva europea, perspectivas de futuro 203

Perspectivas y aplicaciones en Cataluña de las energías renovables. La necesidad de un nuevo modelo energético 209

Retos y oportunidades de la energía eólica en Cataluña 217

Presente y futuro de la energía solar termoeléctrica en Cataluña 223

Aprovechamiento energético de la biomasa en Cataluña, tocar hierro y no madera 231

La planta de biomasa de Talavera 240

Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro 243

5Monográfico

Al inicio del siglo xxi la economía mundial se encuentra frente a dos grandes retos energéticos que determinarán la viabilidad de un modelo sostenible, que permita el desarrollo económico y social tanto de los países industrializados como de los países en vías de desarrollo. Estos dos grandes retos son garantizar la seguridad del suministro de energía y reaccionar ante el cambio climático.

Las energías renovables constituyen sin duda un elemento de garantía de desarrollo sostenible, pero, por otra parte, también presentan inconvenientes frente a los combustibles fósiles: suponen un coste de inversión más elevado, algunas son intermitentes y no se pueden almacenar, y las tecnologías que tendrían que permitir más aprovechamiento energético de estas fuentes todavía están en pleno desarrollo. La I+D+i y el ahorro y la eficiencia energética son, por lo tanto, complementos imprescindibles para reorientar el actual modelo de desarrollo de economía, claramente insostenible, hacia una nueva economía inteligente y sostenible, que haga un uso más eficaz de los recursos y que sea más verde y competitiva.

La rapidez de la implantación de las energías renovables viene determinada en gran medida por el marco regulatorio y por el marco retributivo de éstas ya que en el momento actual de desarrollo de las tecnologías todavía no son competitivas frente a las fuentes de energía convencional. Una comparación de países a escala internacional permite constatar que la mayor parte de la implantación de las energías renovables se produce en los países donde han sido favorecidas por el marco regulatorio y por las políticas de incentivos y primas de sus gobiernos. Las políticas a favor de las renovables no están, sin embargo, exentas de polémica. En el Estado español, uno de los países que en los últimos años más ha contribuido a la implementación de las renovables y que cuenta con empresas líderes a escala mundial, hay un debate abierto sobre hasta qué punto el sobrecoste actual de las energías renovables se tiene que repercutir en el coste de la factura energética y, por lo tanto, tiene consecuencias directas sobre la competitividad de la economía. Por otro lado, hay que tener en cuenta el desarrollo de nuevas tecnologías que, en los próximos años, permitirá que las

Introducción

6 Nota d’economia 95-96. 1.er cuatrimestre 2010

energías renovables sean más competitivas frente a las fuentes convencionales y que difícilmente se produciría sin incentivos. Otro elemento primordial en el debate actual es la internalización de los costes sociales (ambientales y de seguridad en los precios de la energía), imprescindible para fomentar una nueva cultura del ahorro energético.

Finalmente, un elemento central en el debate actual sobre las energías renovables es el de la seguridad jurídica, que ha sido uno de los puntos que ha contribuido al éxito del modelo español. Las empresas del sector insisten que éste es un elemento primordial para promover las inversiones en instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fondos renovables, dado que las decisiones que se tienen que tomar hoy se materializarán en un mañana relativamente lejano. En este contexto, las empresas del sector expresan su preocupación ante la aprobación y modificación continua de la normativa aplicable, que denuncian que cambia las reglas del juego en medio de la partida.

El presente monográfico de la Nota d’economia trata todas estas cuestiones tan primordiales para el futuro de las economías en general y de la economía catalana en particular, donde en los próximos años el peso de las energías renovables tiene que dar un salto cuantitativo importante.

Abre el monográfico el artículo de P. Marín, Secretario de Estado de Energía, sobre el presente y el futuro de las energías renovables en España. Desde 2004 se ha llevado a cabo un cambio importante en el modelo energético español, con una apuesta clara por las energías renovables y la mejora de la eficiencia energética. Los resultados ya se han dejado ver en la reducción de la dependencia energética en más dos puntos porcentuales y en la reducción de la intensidad energética de la economía en un 13%. Asimismo, en el quinquenio 20042009 las emisiones de CO2 a la atmósfera procedentes del sector energético se han reducido en 60 millones de toneladas. Se tiene que destacar en particular el peso creciente de las energías renovables en la generación eléctrica, que en el 2009 alcanzó el 25% (más de la mitad energía eólica), úni

camente por detrás del gas natural y superando con creces la generación nuclear y el carbón. El protagonismo de las energías renovables en la matriz energética española aumentará en los próximos años, por los objetivos asumidos por España en el marco de la Unión Europea.

El artículo de M. Marzo expone el cruce energético actual en el contexto de una demanda mundial de energía primaria creciente (la Agencia Internacional de la Energía prevé un aumento del 40% en el periodo 20072013) y una oferta insuficiente y excesivamente centrada en los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón).

Los avances tecnológicos en el ámbito de la eficiencia energética serán incrementales más que revolucionarios. No se espera que antes del 2030 se produzca el despliegue a gran escala de nuevas tecnologías diferentes a las que hay actualmente en uso, tanto en el ámbito de la oferta como en el de la demanda. En este contexto, los combustibles fósiles continuarán representando el 80% de la combinación energética global (82% en el 2007) enfrente del 10% de la biomasa, el 6% de la nuclear y el 4% de la hidráulica, con las consecuencias que comporta para el cambio climático.

Las políticas energéticas de los gobiernos tienen que actuar en tres frentes simultáneos, que el autor describe como tres vértices de un triángulo: economía (repercusión de los precios de los combustibles fósiles sobre el crecimiento y la competitividad); energía (seguridad de suministro) y ecología (cambio climático) y, en definitiva, tienen que aspirar a una combinación energética lo más limpia, barata y segura posible. Por lo tanto, hay que hacer una apuesta firme por el ahorro y la eficiencia energética, para desplegar al máximo las posibilidades de las energías renovables e impulsar políticas de I+D+i ambiciosas. De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía, corregir las actuales tendencias insostenibles del modelo energético de la UE requiere unas inversiones para el periodo 20102030 de 1,8 billones de dólares: el 62% en mejoras de eficiencia; el 21% a renovables, el 8% a la captura y secuestro del carbono; el 5% en la nuclear y el 4% en los biocarburantes.

7Monográfico. Introducción

El artículo de P. Ballesteros y A. Hercsuth, de la Co misión Europea, parte de la constatación de que la generación actual tiene que afrontar dos grandes retos energéticos: garantizar la seguridad del suministro de energía y reaccionar ante el cambio climático. La Comisión Europea adoptó el año 2007 la Estrategia 202020 para luchar contra el cambio climático, en la cual se compromete a alcanzar el año 2020 una reducción de las emisiones de gases con efecto invernadero en un 20%; aumentar la contribución de las energías renovables en la producción de energía hasta el 20% y mejorar la eficiencia energética en un 20%. En este marco, la industria de la energía con baja emisión, que incluye las renovables, las redes eléctricas inteligentes, la captura de CO2, los vehículos eléctricos, los híbridos, los vehículos de hidrógeno, las baterías y los productos energéticamente eficientes, entre otros, es uno de los sectores industriales con el potencial de crecimiento más elevado en las próximas décadas. La implicación de todos los ámbitos de gobierno para alcanzar los objetivos de la Estrategia 202020 es clave para que tenga éxito. En el artículo se destaca particularmente la re levancia de la actuación a escala local, donde las inversiones y actividades necesarias para reducir las emisiones son una fuente de desarrollo económico, social y sostenible. La Comisión Europea ha apostado claramente por esta vía, con el Pacto de los alcaldes, que reconoce el liderazgo y la iniciativa de los poderes locales y regionales y los compromete a concretar planes de acción de energía sostenible, con impactos cuantificados.

Como apunta R. Folch en su artículo, el éxito de los combustibles fósiles ha sido su elevada densidad energética y la facilidad con que se transportan y se pueden almacenar. Hemos diseñado el mundo moderno actual para funcionar con energía fósil, pero el petróleo se acaba, el gas natural tampoco durará siempre y las reservas de uranio son limitadas. El problema con que nos encontramos es, sobre todo, socioeconómico.

En Cataluña, el 72,4% de la energía primaria que necesitamos proviene de combustibles fósiles importados. No tenemos recursos energéticos no renovables

y tampoco los aprovechamos adecuadamente, mientras que el modelo territorial es muy ineficiente desde el punto de vista energético. El transporte, la construcción y el mantenimiento de las edificaciones representan mucho más de la mitad de la energía final consumida. Las energías renovables contribuirán a aligerar el problema pero no son la solución. El problema es más social que técnico, y la gestión de la demanda es el tema central. La clave radica en los patrones y los hábitos de consumo domésticos, industriales y de servicios, así como también en la capacidad social de entender y admitir los nuevos paisajes energéticos eólicos y fotovoltaicos, como en su día tuvimos que entender los hidroeléctricos.

Efectivamente, en Cataluña el peso de las energías renovables es muy reducido. El año 2007, el 48,1% del consumo de energía primaria provenía del petróleo, el 24,9% del gas natural, el 19,7% de la energía nuclear, el 2,8% de las energías renovables y el 1,1% del carbón. Dentro de las energías renovables, el peso de la hidráulica es del 41,4%, mientras que el de la biomasa es del 12,6%, el de la energía eólica del 5,8%, el de la solar térmica del 2,6% y el de la solar fotovoltaica del 0,3% (el 37,3% restante son residuos renovables, biocarburantes y biogás). Por lo tanto, es urgente desarrollar políticas que reduzcan de manera radical la dependencia de Cataluña de los combustibles fósiles, tal como apuntan A. Maure, director general de Energía y Minas, y E. Baras, directora del Instituto Catalán de Energía de la Generalitat de Catalunya. En su artículo presentan los principales objetivos y cifras del Plan de la energía de Cataluña para el periodo 20062015, en el cual se prevé un crecimiento de la participación de las energías renovables en el consumo de energía primaria al 6% el año 2010 y al 10% en el 2015. Asimismo, se prevé un incremento de la producción eléctrica con energías renovables en el pe riodo 20032015 de un 152%, hasta que represente el 28% de la producción bruta de energía eléctrica. En el periodo 20092015, el Plan de la energía de Cataluña prevé 106,3 millones de euros para energías renovables y 716,1 para ahorro y eficiencia energética, de los cuales el 31,5% los aportará la Generalitat y el resto, la


Ad ministración general del Estado. Las ganancias económicas para la sociedad catalana del Plan son, sin embargo, muy superiores y se estiman en 10.786 millones de euros de ahorro económico para los consumidores finales y en 925,9 millones de euros en concepto de emisiones evitadas de CO2.

P. Linares, P. Frías y T. Gómez analizan el potencial técnico y económico y la evolución de los costes de las diferentes fuentes de energía renovable y sus tecnologías para España, una información que resulta imprescindible para evaluar el coste y la factibilidad de alcanzar los objetivos fijados en la UE.

Los costes de las diferentes tecnologías muestran una progresión favorable. Para el caso de España se prevé una reducción de los costes de inversión (€/kW) en el periodo 20102030 que van desde más del 60% en los casos de la energía solar térmica sin almacenamiento y de la solar fotovoltaica al 50% en la eólica marina, y al 19% en la eólica terrestre. La reducción inferior de costes en el caso de la energía eólica no se explica por razones técnicas sino por cuestiones de planificación urbanística, medioambientales o de regulación regional. La regulación es, por lo tanto, uno de los factores más importantes para el desarrollo de la energía eólica, que es la energía que más tiene que contribuir a la penetración de las energías renovables dado que es la que presenta unos costes de inversión más pequeños y, por lo tanto, se encuentra más próxima de la competitividad de las energías convencionales. Por lo que respecta a la biomasa, se estima que el coste medio de inversión en este tipo de plantas para España es similar al de la energía solar, pero la complejidad asociada a este tipo de instalación dificulta que se produzcan mejoras significativas en los costes en los próximos años, de manera que en el 2030 sería la opción con unos costes de inversión más elevados.

La progresiva reducción de costes va estrechamente ligada al progreso tecnológico y se puede estimular, por lo tanto, con políticas de innovación adecuadas y con la introducción de estímulos de mercado. Según los autores, España puede alcanzar los objetivos fijados por la UE a un coste razonable, siendo los principales

retos la mejora del progreso tecnológico que tiene que permitir la reducción de costes y la capacidad para desarrollar de forma ordenada las energías renovables sin caer en burbujas especulativas.

Para el desarrollo de las energías renovables es clave contar con un marco jurídico y económico estable, que incentive las inversiones y con objetivos claros de planificación. Los incentivos económicos son fundamentales para fomentar las diferentes tecnologías renovables y de cogeneración, tal como apunta L.J. Sánchez de Tembleque, de la Comisión Nacional de Energía, que analiza la regulación y el marco retributivo de las energías renovables y la cogeneración en el Estado español. Como dice el autor, la experiencia española en la promoción de las renovables es una experiencia de éxito reconocida mundialmente, que ha favorecido el desarrollo de I+D+i tecnológica (especialmente en energía eólica y en energía solar termodinámica), y un sector industrial con empresas referentes a nivel mundial. En este sentido, según un estudio de la Comisión Europea de 2008, el éxito del modelo español se basa, entre otros aspectos, en una retribución estable, predecible y rentable, derivada del marco regulador, y en una regulación del acceso y la conexión en la red objetiva y transparente.

Por otra parte, el coste de los incentivos económicos y primas a las energías renovables ha evolucionado al alza de una manera importante en los últimos años, de acuerdo con la mayor implantación de las renovables, y ha alcanzado casi los 5.400 millones de euros en el 2009. El consumidor eléctrico pagó un 11% más cara la electricidad por la financiación que hace la tarifa eléctrica de las primas equivalentes a la cogeneración y a las energías renovables (datos relativos a 2008). Para controlar el cumplimiento de los objetivos de planificación, y evitar que las primas se disparen, el Real decreto ley 6/2009 estableció un registro de preasignación de la retribución. En el mismo sentido, cómo señala Sánchez de Tembleque, cuando se detecta que el desarrollo de una tecnología determinada puede resultar muy superior a la evolución planificada –como consecuencia de fuertes reducciones de los


costes derivadas de avances tecnológicos y de economías de escala– la regulación económica se tiene que adelantar, estableciendo binomios entre cantidades objetivos anuales y tarifas, de manera que éstas últimas puedan evolucionar automáticamente a la baja para las plantas que se instalen al año siguiente. Para garantizar la seguridad jurídica los nuevos incentivos económicos únicamente tienen que afectar a las nuevas instalaciones.

El sobrecoste es un elemento imprescindible para conseguir más penetración de las renovables en el sec tor eléctrico y conseguir los objetivos de mitigación de gases de efecto invernadero a los cuales se han comprometido los países. Tal como argumenta P. del Río, las primas están justificadas desde el punto de vista de eficiencia dinámica, dado que son necesarias para disponer de tecnologías renovables en los horizontes de 2020 y 2030 a costes razonables. Una de las preocupaciones fundamentales de los decisores de políticas públicas consiste en identificar como se puede promover el desarrollo de las tecnologías renovables (eficacia) al mínimo coste posible (eficiencia en costes). En coherencia con este criterio, se tendrían que promover prioritariamente las tecnologías renovables más baratas y acudir secuencialmente a las más caras hasta alcanzar el objetivo de renovables prefijado. Pero la cuestión no es tan simple, dado que para alcanzar los objetivos comprometidos de emisiones de gases de efecto invernadero y de renovables a medio plazo (2020) y a largo plazo (2050) el planteamiento tiene que ser escoger las tecnologías que permitirán alcanzar los objetivos hoy y en el futuro al menor coste posible. En otras palabras, además del precio actual se tiene que tener en cuenta el potencial de mejora de la calidad y de la reducción de costes de cada una de las tecnologías. Como apunta el autor, si se les permite desarrollar, las tecnologías emergentes de hoy serán las maduras de mañana.

La escasa capacidad de interconexión con Europa del sistema eléctrico español hace que éste se tenga que explotar como un sistema aislado. Como consecuencia, a medida que la penetración de instalaciones con energías renovables se incremente, la seguridad

del sistema se puede ver afectada a causa de la variabilidad de estas instalaciones en la producción eléctrica. Efectivamente, tal como apuntan C. Vázquez y M. Fernández Álvarez, de Gas Natural, el sistema eléctrico es pañol ha realizado en los últimos diez años un esfuerzo enorme en la instalación de equipos de generación a partir de energías renovables, que en el 2009 aportaban más del 20% de la demanda (excluida la gran hidráulica), y la previsión es que esta tendencia se acelere y se sitúe entre el 40% y el 50% el año 2020. La fuerte implementación de las renovables comporta cambios relevantes en las condiciones de funcionamiento del mercado, que se tiene que adaptar a la volatilidad y dificultad de predicción de las tecnolo gías renovables. Las necesidades de flexibilidad en la operación, como consecuencia principalmente de la fuerte variabilidad de la energía eólica, hacen aumentar la importancia de los mecanismos de servicios complementarios actuales, que no están suficientemente adaptados a la nueva situación. En este sentido, en los últimos años se ha constatado que en determinados momentos la cantidad de energía eólica es tan alta que el volumen de energía que se tendría que producir en forma de respuesta rápida si el viento de jara de soplar no se podría cubrir con el potencial hidráulico y los grupos térmicos acoplados, como se ha hecho hasta ahora. Estos episodios han puesto de relieve la necesidad de acoplar ciclos combinados de gas adicionales, para poder dar respuesta a la caída repentina en la generación de energía por parte, principalmente, de los grupos eólicos sin afectar al suministro de elec tricidad. En el momento actual de elevada penetración de las energías renovables, coexisten dos efectos, cuya combinación implica riesgos para el sistema: por un lado, es necesaria más potencia de apoyo destinada a funcionar pocas horas y, por otro lado, los incentivos para invertir en nueva capacidad son más débiles que en el pasado, dado que la infraestructura tiene que estar más tiempo parada. Los autores apuntan que, para mantener la fiabilidad del sistema, el regulador tiene que reconocer este cambio de circunstancias y reflejarlo en los precios de garantía de potencia.


Como se ha dicho, la eficiencia energética es un elemento clave del cambio de modelo energético. Como argumenta A. Aranda en su artículo, la eficiencia se tiene que integrar en un concepto más amplio de ecoeficiencia, que tiene en cuenta tanto los consumos directos (energía final) como los consumos indirectos (energía incorporada en los productos y servicios, en el transporte, los materiales o el agua). El planteamiento de un modelo energético ecoeficiente tiene que prever acciones en cuatro ámbitos complementarios: i) productos: eficiencia del producto en todo el ciclo de vida, desde las materias primas hasta el uso en su vida útil y los residuos al final; ii) procesos: aplicación de nuevas tecnologías y técnicas de fabricación, mejora en la gestión de los recursos; iii) procedimientos: validación de metodologías y procedimientos a fin de que las mejores técnicas disponibles sean accesibles a todos los agentes interesados; y iv) promoción y difusión de medidas para obtener el máximo efecto multiplicativo posible. En definitiva, se trata de minimizar los recursos consumidos y los residuos generados con el doble objetivo de reducir el impacto sobre el medio ambiente y de reducir los costes de explotación de las empresas. Por otra parte, la mejora de las tecnologías de las energías renovables y la disminución de los costes permitirán reducir el coste energético de las empresas industriales y, por lo tanto, mejorar la competitividad. El aprovechamiento energético de los residuos de tipo orgánico (biomasa residual) o las aplicaciones de la solar térmica de baja temperatura en las empresas del sector agroalimentario son, actualmente, los dos aprovechamientos más típicos en la industria.

El sector de la edificación es uno de los grandes con sumidores de energía, aún más cuando se tiene en cuenta la energía almacenada en los materiales y el proceso de construcción, que las estadísticas imputan en los sectores de la industria y el transporte, como destaca X. García Casals en su artículo. En la UE, se cuantifica que el peso del sector edificación, teniendo en cuenta todos estos elementos, se situaría en torno al 40%. En los últimos años, en España se han hecho avances en la regulación energética de los

edificios nuevos con el Código técnico de la edificación y la cer tificación energética de los edificios. Pero, como señala el autor, éstos son mecanismos de respuesta lenta y que hoy por hoy únicamente afectan al parque de edificios nuevos, cosa que limita los avances del sector edificación hacia su descarbonización y eficiencia energética. En este ámbito todavía hay mucho trabajo por hacer y se tendrían que tener en cuenta modelos de otros países que tienen resultados mucho más visibles, como el Reino Unido, a la vez que hay que potenciar el aprovechamiento del enorme potencial de ahorro y eficiencia que ofrece la ingeniería bioclimática.

El monográfico se cierra con un dossier con aportaciones de empresas representativas del sector de las renovables.

J.M. González, presidente de la Asociación de Productores de Energías Renovables, analiza el rol de las energías renovables en el marco de la Directiva europea 2009/28/CE. El apoyo del sector público a las energías limpias y el fuerte incremento de su peso en la combinación energética han desencadenado una campaña por parte de las empresas de energía no renovable, que ven amenazadas la rentabilidad de sus inversiones. Es innegable que el sector de las energías renovables recibe primas cuantiosas; estas primas, sin embargo, como señala al autor, no son sólo una forma de dar apoyo a las tecnologías emergentes, sino también de reconocer unos costes en que las energías renovables no incurren y las otras sí (efecto sobre el cambio climático, coste de las enfermedades respiratorias por la contaminación, dependencia energética, etc.). Según el autor, en el 2008 las renovables recibieron 2.605 millones de euros en primas, pero ahorraron importaciones de combustibles fósiles por valor de 2.725 millones de euros, evitaron emisiones de CO2 por valor de 499 millones de euros, y la presencia de renovables permitió reducir el precio al mercado al por mayor de electricidad en 4.919 millones de euros.

J.M. Font, de la empresa COMSA EMTE, da en su artículo una visión de las perspectivas y aplicaciones en Cataluña de las energías renovables, y destaca la


necesidad de un nuevo modelo energético. Las energías renovables representan todavía un porcentaje muy pequeño de la generación eléctrica en Cataluña (1,2%) y para incrementar de manera real y efectiva su peso en la combinación energética hace falta una apuesta clara y eficaz del Gobierno, que aporte seguridad jurídica y un marco de transparencia y certeza que retenga a los promotores catalanes y atraiga al inversor extranjero. La aprobación del Decreto que regula los procedimientos administrativos aplicables a la implantación de parques eólicos e instalaciones fotovoltaicas es un paso hacia adelante, que abre una puerta a la situación de parálisis en que se encontraba la energía eólica y fotovoltaica en Cataluña. Por otra parte, son muchas las trabas administrativas a que se enfrentan los promotores de energías renovables, y hay que sumar la incertidumbre que genera la modificación de la normativa aplicable en relación con las primas, que dificulta las inversiones en proyectos eólicos y termosolares porque los inversores, a la hora de decidir la inversión, desconocen cuál será su retribución (más allá del precio de mercado).

A. Faubel, de la empresa Alstom Wind, analiza los retos y las oportunidades de la energía eólica en Cataluña. Destaca el importante incremento que ha tenido lugar en el 2009 de la energía eólica instalada en Cataluña (25,1%), superior al del conjunto del Estado (14,7%), si bien sensiblemente inferior al de Andalucía (61,1%) o la Comunidad Valenciana (41,6%). Hay que tener en cuenta, sin embargo, que Cataluña representa únicamente el 2,7% de la potencia instalada en España y se encuentra, por lo tanto, muy lejos de las primeras posiciones del ranking por comunidades autónomas, encabezado por Castilla y León, CastillaLa Mancha, Galicia y Andalucía. En Cataluña el sector ha acogido muy satisfactoriamente la publicación de las zonas de desarrollo prioritario de la energía eólica, que aportarían más de 800 MW adicionales a Cataluña (frente a los 524,5 MW actuales). Cataluña, como seña la el representan te de la empresa Alstom Wind, dispone de los in gredientes necesarios para impulsar de manera decidida la energía eólica y situarla como la fuente

energética del futuro, dado que cuenta con una industria líder en el sector, con profesionales altamente cualificados y con centros de I+D+i.

M. Gummà, de la empresa Abantia, analiza el presente y el futuro de la energía solar termoeléctrica en Cataluña. Cataluña se sitúa a la cola de las comunidades autónomas. De las plantas solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación del Ministerio (requisito imprescindible para tener garantizada la prima de venta) únicamente hay un proyecto en Cataluña: la planta solar termoeléctrica que se instalará en el municipio de Las Borges Blanques, que representa un 0,96% de los MW totales inscritos. Entre las causas que explican el poco peso de Cataluña se pueden destacar unos índices de radiación solar directa inferiores a otras regiones españolas (con excepción de la llanura de Lérida); la gran complejidad y duración en el proceso de tramitación administrativa de este tipo de instalaciones en Cataluña, por comparación con otras regiones del Estado; y la estructura de propiedad del suelo, con una gran cantidad de propietarios de extensiones pequeñas de terreno, que dificulta poder disponer de terrenos con la dimensión requerida para sacar adelante los proyectos.

C. Vilaseca, presidente de la Asociación de productores de pellets de madera del Estado español (Apropellets), expone en su artículo que en Cataluña, país de bosques (el 35% de su masa es forestal), se echa de menos una gestión de los bosques que permita un aprovechamiento energético y económico de la biomasa forestal, un recurso tan preciado en otras partes del planeta y tan poco valorado en nuestro país. Además de generar una gran cantidad de puestos de trabajo en zonas rurales, la biomasa aporta una solución al tratamiento de residuos biológicos (purines, residuos vegetales, fracción orgánica de los residuos urbanos, etc.), mientras que el aprovechamiento económico de la biomasa acumulada en los bosques contribuye a la reducción del riesgo de incendios forestales. R. Trullols, alcalde de Talavera, expone el ejemplo de la planta de biomasa en este municipio.

J. Salmerón, de la empresa Wind to Market, empresa especializada en la comercialización de ener


gía eólica en el mercado mayorista de electricidad, expone en su artículo el sistema mediante el cual las instalaciones eólicas, caracterizadas por las fuertes fluctuaciones de la producción, se han incorporado al mercado de producción de electricidad. El traspaso de la gestión de las ventas en empresas comercializadoras y, más concretamente, la combinación de modelos meteorológicos y estadísticos

con la constitución de carteras con diversas plantas de generación que permiten gestionar las desviaciones de las predicciones de manera agregada (el error total es más pequeño que la suma de los errores individuales), ha permitido mejorar la predicción de la producción de energía eólica en el mercado y disminuir las penalizaciones por desviación de las previsiones.

13Monográfico

1

Introducción

Las energías renovables han alcanzado en España un éxito sin precedentes en nuestra historia de crecimiento industrial, favorecidas por un marco de apoyo favorable que recibió un impulso decisivo a partir del año 2004, cuando los desequilibrios acumulados por el modelo energético durante los años anteriores hicieron evidente la necesidad de promover un cambio estructural en el mismo.

Una vez consolidado este éxito, el sector afronta nuevos retos de cara a su desarrollo durante los próximos años, en su mayoría relacionados precisamente con la gestión de los logros alcanzados.

2

La situación en 2004

La política energética de un país, como el resto de las políticas, se encuentra determinada en gran medida por las condiciones iniciales.

En 2004, la situación del sector energético venía determinada por un conjunto de factores naturales, como la disponibilidad de fuentes energéticas primarias o la orografía del país, que impone restricciones al desarrollo de las redes de transporte. Además, se habían convertido en estructurales aquellas condiciones creadas por las decisiones políticas del pasado; por ejemplo, la insuficiencia tarifaria era un elemento estructural del sistema energético español debido a la decisión política de mantener los precios energéticos artificialmente bajos, mediante un mecanismo denominado “déficit de tarifa”, que consistía en trasladar a los consumidores del futuro parte de la factura de los consumidores del presente, provocando una distorsión en los precios que

Presente y futuro de las energías renovables en España

Pedro L. Marín UribeSecretario de Estado de Energía


impedía la internalización por los agentes del coste de la energía y favorecía el derroche energético.

Finalmente, el sector energético no era ajeno a las corrientes de los mercados internacionales. Por ejemplo, desde el año 2002 tuvo lugar un intenso proceso de instalación de centrales de ciclo combinado, favorecido por sus reducidos costes fijos, por las menores emisiones relativas de CO2 y por la evolución del precio del gas natural, en comparación con otras fuentes energéticas.

La combinación de los elementos anteriores daba lugar a una situación que puede caracterizarse mediante tres rasgos fundamentales:

• Ineficiencia. Para producir una misma unidad de PIB, España consumía mucha más energía que la media de los países europeos, incluso de aquellos dotados con una estructura industrial y productiva y de un grado de desarrollo económico similar.

Esto implicaba una mayor vulnerabilidad de la economía española frente a las oscilaciones de los precios energéticos. Por ello, cuando a partir de 2002 tuvo lugar un incremento sincronizado de las principales materias primas energéticas, conocido como “superciclo de las commodities”, este incremento tuvo un mayor efecto inflacionario en la economía española, que presentaba una estructura más intensiva en energía. En definitiva, esta ineficiencia suponía una pérdida de competitividad en precios para la estructura productiva en su conjunto.

Aún más preocupante resultaba que en 2004 no sólo era peor nuestra situación, sino también nuestra tendencia. Desde 1996, los restantes países europeos habían acometido serios esfuerzos de ahorro y mejora de la eficiencia energética, consiguiendo reducir su intensidad energética, es decir, su consumo energético por unidad producida. En cambio, la trayectoria seguida por España durante este periodo había sido la contraria. Como resultado, España, que en 1996 era un 6% más eficiente que la media europea, pasó a ser un 13% más ineficiente en

2004, ocho años más tarde, como se observa en el gráfico 1.

• Elevada dependencia. La tasa de dependencia energética española en 2004 alcanzó su valor máximo histórico desde que se tiene registro de las series, el 76,7%, siendo además una de las más altas de la UE. La elevada dependencia nos situaba en una posición de debilidad relativa, ya que mayor dependencia significa mayor riesgo de interrupción del suministro energético. Los cortes en el suministro de gas natural en el este de Europa durante los últimos años han evidenciado que esta hipótesis no es una ficción, y pone de manifiesto el riesgo asociado a la excesiva concentración de las fuentes de suministro. La dependencia tiene un segundo efecto negativo: introduce una fuente de volatilidad de precios adicional sobre los procesos productivos. La puerta de entrada en España a las materias primas energéticas se encuentra abierta en casi un 80%. Por ello, las oscilaciones en los precios del petróleo o el gas natural en los mercados internacionales se trasladan en una proporción muy alta a la estructura productiva española.

• Elevadas emisiones de gases de efecto invernadero. En el año 2004 las emisiones de gases totales de la economía española se situaban más de un 50%

Gráfico 1

Intensidad energética 1995-2004

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 20040,09

0,10

0,11

0,12

0,13

0,14

Inte

nsid

ad fi

nal (

Kte

p/�

00)

España UE-27 UE-15

Fuente: Secretaría de Estado de Energía.

15Monográfico. Presente y futuro de las energías renovables en España

por encima de los valores de 1990, frente a un incremento máximo asumido en el protocolo de Kioto del 15%. Sólo las emisiones del sector energético en el año 2004 superaban los valores establecidos en el protocolo de Kioto para el conjunto de la economía española, como se observa en el gráfico 3.

3

La política energética a partir de 2004

En 2004 se pusieron en marcha diversos instrumentos para tratar de hacer frente a los retos señalados, que se reforzaron a partir de 2008. Brevemente, los principales instrumentos utilizados han sido la liberalización de los mercados, el desarrollo de las infraestructuras, la promoción del ahorro y la eficiencia energética, y el desarrollo de las energías renovables, que propiamente constituye el objeto de este artículo.

Liberalización y transparencia de los mercados. En una economía de mercado, la señal más completa que reciben los agentes para adoptar sus decisiones son los precios. Es necesario, por ello, que los precios reflejen de manera fiel los costes de producción y no se encuentren contaminados por factores ajenos a los mismos. En este sentido, un objetivo prioritario del Gobierno durante los últimos años ha sido que los precios reflejen de manera transparente el coste de la energía, con el objetivo de que las decisiones de consumidores y empresas se adopten con la mayor información posible. Para ello, se han eliminado o extraído progresivamente de los precios energéticos todos aque

Gráfico 3

Emisiones GEI

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

200

250

300

350

400

450

Mill

ones

de

tone

lada

s

Totales Sector energético

Kioto


Gráfico 2

Tasa de dependiencia energética UE-27. Año 2004Malta

LuxemburgoChipreIrlanda

ItaliaPortugal

BélgicaEspañaGrecia

AustriaEslovaquia

LetoniaAlemaniaHungría

SuizaFinlandiaEslovenia

FranciaUE-27

BulgariaLituania

SueciaHolandaEstonia

RumaníaChequiaPolonia

Reino Unido0 20 40 60 80 100 120

Ktep/�00 del PIB



llos componentes que los contaminaban, como el denominado déficit tarifario, artificio que favorecía el derroche de electricidad y suponía una pesada losa sobre la factura de los consumidores futuros, la financiación de las actividades del Plan general de residuos radiactivos o el extracoste de los sistemas extrapeninsulares. Al mismo tiempo, se han sentado las bases para que en el futuro la formación de los precios responda exclusivamente a la interacción de la oferta y la demanda, mediante la liberalización de los mercados eléctrico y del gas. En todo este proceso, el Gobierno ha tenido siempre presente la necesidad de proteger a los consumidores más vulnerables, mediante la creación del denominado “bono social”, y de preservar a los consumidores domésticos de la volatilidad de los precios mediante la creación de la “tarifa de último recurso”, cuya formación responde a un mecanismo transparente.

Desarrollo de las infraestructuras energéticas. En el periodo 20002004 la inversión en infraestructuras de transporte alcanzó los 630 millones de euros anuales, en el periodo 20042008 se incrementó hasta los 970 millones de euros, y en el periodo 20082012 alcanzará los 1.400 millones de euros anuales. Gracias a estas inversiones se ha reforzado la seguridad y se han diversificado las fuentes del suministro energético, mediante la mejora de los índices de cobertura, la modernización de las redes, el desarrollo de las plantas de regasificación, de los almacenamientos de GNL y de los almacenamientos de reservas estratégicas de productos petrolíferos. Un capítulo especial merecen las conexiones internacionales, cuyo desarrollo se producirá durante los próximos años, en el sector elé ctrico incrementando las interconexiones con Francia y Portugal, y en el sector del gas a través de Francia y con la entrada en funcionamiento del gasoducto de Medgaz, lo que permitirá una gestión más eficiente de nuestra producción, contribuyendo a la integración de la generación renovable en horas valle, y reforzando, al mismo tiempo, nuestra seguridad de suministro en las horas punta.

Ahorro y eficiencia energética. La eficiencia energética tiene un valor neto positivo desde el primer mo

mento de su puesta en marcha, ya que implica consumir menos energía para producir lo mismo, gracias a las mejoras en los patrones de consumo o en los métodos productivos.

Por este motivo, se adoptaron políticas decididas, a través de la aprobación de los planes de acción 20042008 y 20082012, y posteriormente, del Plan de activación 20082011, que reforzaba los anteriores. Este último contenía treinta y una medidas agrupadas en tres líneas estratégicas: movilidad, edificación y sostenibilidad energética. Las medidas incluidas destacaban por su carácter específico, con una precisa definición de sus objetivos y destinatarios. Por ejemplo, la mejora de la eficiencia energética en el alumbrado exterior o el compromiso de reducción de un 20% en el consumo energético de 330 edificios de la Administración general del Estado mediante la contratación con empresas de servicios energéticos. Estas medidas han demostrado tener un doble valor: por un lado, el ahorro energético que generan; por otro, su naturaleza ejemplarizante, que favorece la concienciación social y la generalización de los esfuerzos en materia de ahorro y eficiencia.

Gracias al efecto combinado de estas medidas, desde 2004 se observa un cambio de tendencia. Así, al final del ejercicio 2009, la intensidad energética se había reducido un 13%, iniciando por primera vez en las últimas décadas el camino de la convergencia hacia los valores medios de la Unión Europea.

4

Las energías renovables

La otra gran apuesta durante los últimos años, que me rece una sección aparte, ha sido el desarrollo de las energías renovables. Las energías renovables tienen múltiples efectos positivos sobre el conjunto de la economía; por ejemplo, la sostenibilidad de sus fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes, el cambio tecnológico, la posibilidad de avanzar hacia formas de energía más distribuida, la reducción de la dependencia energética y del déficit de la balan


za comercial, el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural.

Como contrapartida, las energías renovables presentan algunos inconvenientes: su mayor coste económico, que tiende a remitir en el tiempo gracias al desplazamiento de las tecnologías a lo largo de sus curvas de aprendizaje, su limitada predictibilidad y su muy escasa posibilidad de gestión. No obstante, estas últimas dificultades son superables gracias a los avances en la gestión del sistema, a la utilización de técnicas de almacenamiento como el bombeo, o al desarrollo de instalaciones renovables con capacidad de almacenamiento, como las plantas de energía solar de alta concentración. Con este objetivo, se ha favorecido un mix diversificado, promocionando junto a las tecnologías más maduras, como la eólica, otras tecnologías como las solares, lo cual permitirá un mejor funcionamiento del sistema en su conjunto.

En general, los análisis realizados para el sistema español indican que los beneficios de las energías renovables son elevados y estables. Los mayores costes, como se ha indicado, son limitados y tienden a remitir con el tiempo. Al comparar unos con otros, por lo tanto, los beneficios futuros en su conjunto exceden ampliamente a los costes presentes y justifican el marco regulatorio de apoyo a las energías renovables.

Este marco regulatorio, en el caso español, se estructura principalmente a través de un mecanismo conocido como feed-in tariffs. Su funcionamiento consiste en garantizar el cobro de un precio por tecnología superior al de mercado. La financiación de este sobreprecio se produce a través de la propia tarifa eléctrica. No se trata de un sistema clásico de subvención directa a los productores, sino que el coste se reparte entre los productores con energías convencionales y los consumidores. De hecho, como resultado de la priorización de la entrada en el sistema de la electricidad de origen renovable, el precio que reciben los productores convencionales es menor. Sólo en la parte no cubierta por este efecto los consumidores están financiando a los productores renovables.

Como ha reconocido la Comisión Europea en su publicación SEC (2008), los resultados del modelo español constituyen un ejemplo de éxito en el diseño de las políticas de promoción de las renovables. El principal resultado es el volumen alcanzado por las energías renovables eléctricas, donde han consolidado una posición estructural. Para ello, la instalación de potencia eléctrica renovable ha seguido una senda ascendente en los últimos años. Si en la legislatura 20002004 se instaló una media anual para las principales tecnologías renovables de 1.316 MW de potencia, en la legislatura 20042008 esta cifra se elevó a los 2.586 MW, y en la actual legislatura esta cifra se situará por encima de los 3.300 MW, aún a pesar de que en el periodo 20002008 el crecimiento anual de la demanda eléctrica se situó por encima de lo que lo hará en el periodo 20082012, según las previsiones actuales. Además, durante los últimos años, se ha diversificado la apuesta por las energías renovables, y a las tecnologías más avanzadas como la eólica se han sumado las tecnologías solares, como se observa en el gráfico 4.

Los efectos de este esfuerzo se han traducido en un papel creciente de las energías renovables en la matriz energética española. Durante 2009, las tecnologías

Gráfico 4

Instalación de renovables

0

4.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010*

MW

/año

(m

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móv

il 4

años

)

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

Eólica Fotovoltaica Termosolar Otras

* Datos para 2010 estimados.Fuente: Secretaría de Estado de Energía.


renovables supusieron un 25% de la generación eléctrica total, destacando la generación eólica, que por sí sola explicó un 12,7%. Asimismo, las energías renovables representaron un 12,3% de la energía final consumida en España.

Las energías renovables son ya la segunda fuente energética primaria utilizada en la generación eléctrica, tan sólo por detrás del gas natural (37,2%) y habiendo superado ya la participación que tienen tanto la generación nuclear (17,8%) como el carbón (12,6%).

Superada esta primera fase, se inicia ahora una segunda, de consolidación y desarrollo de las energías renovables, hasta alcanzar los objetivos asumidos por España en el año 2020. Esta nueva fase presenta elementos distintos, tanto en la estructura como en la conducta de los agentes. Las energías renovables ya no son un elemento minoritario en el sistema, sino un elemento definitorio del mismo. Debido a ello, los agentes obran en consecuencia y sus efectos sobre el sistema en su conjunto se amplifican.

El anteproyecto de ley de economía sostenible avanza algunos de los elementos de los marcos de apoyo a las energías renovables que deben estar presentes para garantizar la sostenibilidad de su crecimiento futuro. Brevemente, éstos son:

• Estabilidad, mediante la garantía de un retorno de las inversiones que incentive un volumen de instalación compatible con los objetivos establecidos en los planes de energías renovables.

• Flexibilidad, que permita incorporar rápidamente a los marcos de apoyo la evolución de las curvas de aprendizaje y las mejoras tecnológicas.

• Progresiva internalización de los costes que asume el sistema energético para garantizar la suficiencia y estabilidad en el suministro.

• Priorización en la incorporación de aquellas instalaciones que incorporen innovaciones tecnológicas, que optimicen la eficiencia de la producción, el transporte y la distribución, que aporten una mayor capacidad de gestión a los sistemas energéticos y que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero.

5

Conclusiones

La energía desempeña un papel central en los procesos productivos y debido a ello ha tenido históricamente un protagonismo destacado en las fases de recuperación económica. La demanda energética se utiliza frecuentemente como indicador adelantado de la evolución del PIB, ya que sus repuntes o caídas anticipan un comportamiento parecido de la actividad económica en general.

En los últimos años se ha llevado a cabo un cambio importante en el modelo energético y sus efectos han sido inmediatos: el modelo energético español es ahora menos dependiente, más eficiente y menos contaminante. Desde 2004 la dependencia energética se ha reducido en más de 2 p.p. y la intensidad energética de la economía española, como ya se ha señalado, se ha reducido un 13%. Además, todo ello se ha conseguido con un mix mucho más limpio: las emisiones a la atmósfera procedentes del sector energético se han reducido en 60 millones de toneladas en el mismo periodo. Los principales esfuerzos proceden del sector eléctrico, donde las emisiones de CO2 por cada GWh producido se han reducido aproximadamente un 30%, mientras que en el resto de sectores energéticos se han reducido por término medio un 10%.

El cambio de modelo energético era necesario para corregir las debilidades y desequilibrios acumulados en el pasado. No obstante, hay que seguir profundizando en estas líneas de actuación para abordar con éxito el cambio tecnológico y de los modelos productivos (como la aplicación de las tecnologías de la comunicación e información a la gestión de la demanda energética) al que nos enfrentaremos en los próximos años, para así situarnos en la vanguardia internacional.

Dentro del papel central que la energía mantiene en los procesos productivos, las fuentes renovables han alcanzando a su vez una participación destacada en la matriz energética española, que cobrará aún mayor relevancia durante los próximos años, en cumplimiento del objetivo asumido por España de que un


20% del consumo de energía final proceda de fuentes renovables en 2020.

Pero es necesario que los agentes adapten sus planteamientos a los éxitos y a la posición alcanzada. El sector de las energías renovables no puede quedar anclado en el modelo de crecimiento de los años pasados, característico de las fases iniciales de desarrollo, fundamentalmente porque hacerlo iría en contra de sus propios intereses.

Una vez alcanzado el actual nivel de maduración, el objetivo del sector de las energías renovables debe ser avanzar hacia un modelo de crecimiento sostenido, que evite los vaivenes propios de las fases iniciales de desarrollo, que incentive la innovación tecnológica y permita la reducción de los costes hasta alcanzar la competitividad, que es la mejor salvaguardia de estabilidad y crecimiento futuro, que favorezca su integración en el sistema, avanzando en el descubrimiento

de nuevos espacios y nichos de demanda mediante la electrificación de más actividades, como la movilidad mediante el desarrollo del vehículo eléctrico.

En definitiva, el sector de las renovables en España constituye un ejemplo internacional de éxito, que ha consolidado una industria puntera en nuestro país y ha contribuido de manera decisiva a mejorar el equilibrio de nuestro modelo energético. La apuesta y el compromiso del Gobierno es profundizar en las políticas llevadas a cabo, incrementando progresivamente la participación de las energías renovables hasta el cumplimiento de los objetivos para 2020.

La colaboración y coordinación con el sector privado y con el conjunto de las administraciones es un requisito absolutamente necesario para que estos objetivos no sólo se conviertan en realidad, sino que consoliden los avances y los éxitos conseguidos hasta la actualidad.

21Monográfico

La actual encrucijada energética y el papel de la eficiencia y las renovables

Mariano MarzoUniversidad de Barcelona

1

Introducción

En las próximas dos décadas el mundo se enfrenta al desafío de un crecimiento económico y demográfico que requerirá un aumento del consumo energético, muy especialmente de los combustibles fósiles. Ante este panorama, el presente artículo se plantea una serie de cuestiones de gran calado y trascendencia: ¿qué inversiones se requieren para asegurar el crecimiento de la demanda?, ¿cuál será el impacto medioambiental de la combustión masiva de petróleo, gas y carbón?, ¿cuál será la factura que tendrán que pagar los países no productores de petróleo y gas en concepto de importaciones?, ¿es posible aliviar la pobreza energética global? y ¿qué riesgos enfrenta el mundo a la hora de asegurar que la futura producción de petróleo y gas se adecue a la demanda creciente? Tras contestar a estas preguntas y constatar que la actual senda energética conduce a un futuro claramente insostenible, el artículo con

cluye con una serie de reflexiones a propósito de ¿qué hacer?

2

Previsiones sobre la demanda energética global en un escenario tendencial o de business as usual

El escenario de referencia del World Energy Outlook 2009 (WEO 2009) de la Agencia Internacional de la Energía1 (AIE) prevé que la demanda mundial de energía primaria aumentará un 40% durante el pe

1. La Agencia Internacional de la Energía (AIE), con sede en París, es un organismo autónomo, fundado en 1974 como consecuencia del shock petrolero de 1973 dentro del marco de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE). Su objetivo es diseñar y llevar a la práctica un programa energético internacional. La AIE está integrada por los siguientes países: Alemania, Australia, Austria, Bélgica, Canadá, Corea del Sur, Dinamarca, España, Estados Unidos de América, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Italia, Japón, Luxemburgo, Nueva Zelanda, Noruega, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, República Eslovaca, Suecia, Suiza y Turquía. La Comisión Europea también participa en los trabajos de la AIE.


riodo 20072030, de modo que pasará de 12.000 a 16.800 millones de toneladas equivalentes de petróleo, lo que implica una tasa anual media de crecimiento del 1,5%.

Este pronóstico sobre la demanda se basa en las siguientes hipótesis de partida:

a. El ritmo medio de crecimiento demográfico mundial será del 1%, de modo que la población pasará de 6.600 millones de habitantes en el 2007 a 8.200 millones en el 2030 (la tasa media anual de crecimiento durante el periodo 19902006 fue del 1,3%).

b. Durante el periodo 20072030 el producto interior bruto (PIB) mundial crecerá a una media anual del 3,1% (el promedio entre 1990 y 2006 fue del 3,2%).

c. El precio medio del barril de petróleo importado por los países de la OCDE se situará, en términos nominales, alrededor de los 100 dólares en el 2015, para alcanzar en el 2030 un valor próximo a los 200 dólares (unos 115 dólares reales del 2008).

d. En relación con el desarrollo tecnológico, se asume que durante el periodo 20072030 se producirán avances tecnológicos, particularmente en el campo de la eficiencia, pero éstos serán incrementales más que revolucionarios. No se espera que antes del 2030 se produzca el despliegue a gran escala de nuevas tecnologías diferentes a las actualmente en uso, tanto en el ámbito de la oferta como en el de la demanda. Las cuatro únicas tecnologías que podrían alcanzar un importante grado de penetración a partir del 2020 son la captura y secuestro del carbono, la generación de electricidad a partir de la energía solar de concentración, los vehículos eléctricos e híbridos “enchufables” y los biocombustibles de segunda generación.

2.1

La nueva geografía de la demanda

Desde un punto de vista geográfico, el escenario de referencia del WEO 2009 considera que los países

que no pertenecen a la OCDE2 absorberán el 90% del incremento de la demanda mundial de energía primaria proyectado para el periodo 20072030. Dentro de este grupo de países destacan la China, la India y los de la región de Oriente Medio, que contabilizarán una cuota del aumento total del 39,6%, 14,8% y 10,3%, respectivamente.

Según la fuente citada, la tasa de crecimiento de la demanda para el conjunto de países que no forman parte de la OCDE alcanzará un 2,3% anual de promedio, frente al 0,2% de la OCDE. Como resultado, en el 2030, los países ajenos a la OCDE pasarán a representar el 63% del total de la demanda global de energía primaria, frente al 52% en el 2007.

2.2

Los combustibles fósiles no pierden protagonismo

Por lo que se refiere a la demanda de energías primarias, el escenario de referencia de la AIE considera que en el 2030 los combustibles fósiles representarán el 80% del mix global, frente al 82% del 2007. La biomasa (incluyendo tanto la tradicional como la comercial moderna) alcanzará el 10%, mientras que la nuclear se situará en torno al 6% y las renovables, alrededor del 4%; la hidráulica acaparará la mitad de este porcentaje. Carbón, petróleo y gas deberán cubrir el 75% del aumento de la demanda global de energía primaria proyectado para el periodo 20072030.

2.2.1

Carbón

Entre los combustibles fósiles, el carbón será el que experimentará una tasa media de crecimiento más rápida, cercana al 1,9% anual, de forma que su cuota sobre el total de la demanda mundial de energía primaria pasará de un 27% en el 2007 a un 29% en el 2030.

2. La lista de países pertenecientes a la OCDE es la misma que la de los países integrados en la Agencia Internacional de la Energía (véase la nota a pie de página anterior).

23Monográfico. La actual encrucijada energética y el papel de la eficiencia y las renovables

Las previsiones indican que la China contabilizará el 65% del aumento de dicha demanda entre el 2007 y el 2030, seguida por la India con un 20%. Según la AIE, a finales del periodo citado los países que no pertenecen a la OCDE contabilizarán más del 77% de la demanda global de carbón, de este incremento la China y la India representarán el 49% y el 12%, respectivamente, del total global, seguidos por los Estados Unidos, que acumulará un porcentaje ligeramente inferior al de la India. En el 2030, el uso del carbón en la Unión Europea apenas representará el 4,8% del total mundial.

El escenario de referencia del WEO 2009 prevé que cerca del 75% del aumento del consumo mundial de carbón previsto durante el periodo 20072030 será atribuible al sector eléctrico.

Por lo que se refiere a los precios, el mencionado escenario asume que tras alcanzar el record de 121 dólares en la primera mitad del 2008 y situarse en torno a los 90 dólares a mediados del 2009, la tonelada del carbón utilizado para generar electricidad (steam coal) experimentará un encarecimiento gradual en términos reales, hasta alcanzar los 100 dólares en el 2020, para después llegar hasta los 110 dólares en el 2030. En cualquier caso, el informe de la AIE considera que la introducción de una tasa sobre las emisiones de CO2 así como el endurecimiento de las regulaciones medioambientales podrían rebajar la demanda y el precio de este combustible.

2.2.2

Petróleo

El WEO 2009 afirma que en el transcurso de las próximas dos décadas el petróleo seguirá siendo el combustible fósil más usado, aunque su participación en el mix energético global caerá de un 34% en el 2007 a un 30% en el 2030.

Las proyecciones del Escenario de referencia señalan que el aumento de la demanda mundial de petróleo, cifrado en unos 20 millones de barriles diarios (Mbd) para el periodo 20082030 (excluyendo los biocarburantes), provendrá en su totalidad de países no

pertenecientes a la OCDE. La contribución de la China a dicho aumento se situará alrededor del 42%, mientras que la de la India rondará el 19%. Otro dato de importancia es que la participación de Oriente Medio en el incremento de la demanda mundial de petróleo será del 18%, el tercer porcentaje más alto tras la India. Por el contrario, los pronósticos para la OCDE señalan una caída del uso del petróleo de 43,2 a 40,1 Mbd durante el periodo 20082030. En conjunto, a escala global la demanda de petróleo durante el periodo citado crecerá a un ritmo del 1% anual de promedio, de modo que pasará de cerca de 85 Mbd a 105 Mbd.

La AIE identifica el sector del transporte como el responsable del 97% de dicho aumento. La aportación de los biocarburantes al transporte se incrementará desde los 0,8 Mbd en el 2008 a los 2,7 Mbd en el 2030.

2.2.3

Gas natural

Por lo que respecta a la demanda de gas natural, el escenario de referencia que venimos comentando prevé que ésta aumentará a un ritmo del 1,5% anual de promedio, aunque la cuota del gas sobre el total de la energía primaria consumida en el mundo se mantendrá sin cambios en torno al 21%.

El WEO 2009 pronostica que durante el periodo 20072030, Oriente Medio absorberá aproximadamente el 24% del incremento global en la demanda de gas, lo que situará la región en el tercer lugar del ranking mundial de consumidores de este hidrocarburo, tras los Estados Unidos y la Unión Europea. Otros países que experimentarán un importante aumento del consumo serán la China y la India, que contabilizarán, respectivamente, cerca del 13% y el 7% del aumento de la demanda global.

Las previsiones apuntan a que el 45% del incremento mundial del consumo de gas natural se dedicará a generar electricidad en plantas de ciclo combinado.

Por lo que se refiere a los precios del gas natural, muy ligados a los del petróleo en Europa y la región de AsiaPacífico, el WEO 2009 considera que, tras la subida experimentada hasta mediados del 2008, asis


tiremos a una suave caída hasta finales del año 2009, para posteriormente mantenerse relativamente estables, antes de iniciar una suave remontada a partir del 2015.

En América del Norte las expectativas son que los precios del petróleo y el gas muestren una trayectoria cada vez más independiente, debido a la creciente producción de gas a partir de recursos no convencionales. En cualquier caso, en esta última región también se espera un aumento moderado de los precios a largo plazo. En Europa y la región de AsiaPacífico el escenario de referencia del WEO 2009 prevé que la relación entre los precios del gas natural y del petróleo (estimada en términos de equivalencia energética) se situará en una banda comprendida entre 0,6 y 0,8, mientras que en América del Norte dicha relación se situará entre 0,4 y algo más de 0,5.

2.3

La generación de electricidad. El papel de las renovables y la nuclear

El informe de la AIE prevé en su escenario de referencia que la demanda mundial de electricidad crezca a un ritmo medio anual cercano al 2,5%, con un 80% de dicho aumento concentrado en países que no pertenecen a la OCDE.

En particular, se prevé que la China triplique su demanda durante el periodo 20072030, de forma que a partir del 2015 este país se habrá convertido ya en el mayor consumidor mundial, para quince años después, en el 2030, duplicar el de la Unión Europea, que ocupará el tercer lugar del ranking mundial tras los Estados Unidos.

El escenario de referencia del WEO 2009 considera que el carbón seguirá constituyendo la espina dorsal del sistema de generación eléctrica global y que su participación en dicho sistema pasará del 42% en el 2007 al 44% en el 2030.

Por otra parte, durante el mismo periodo, la cuota de las renovables en el mix de generación eléctrica mundial aumentará de un 18% a un 22%, y la mayor parte de dicho crecimiento corresponderá a las reno

vables no hidráulicas (especialmente la eólica y la solar, por este orden), que verán aumentar su participación de un 2,5% a un 8,6%, mientras que la de la hidráulica caerá de un 16% a un 14%.

Las previsiones de la AIE son que la producción de electricidad a partir de la energía nuclear crezca en todas las regiones, a excepción de Europa, aunque su porcentaje de participación en el mix de generación eléctrica global caerá de un 14% en el 2007 a un 11% en el 2030.

El porcentaje del gas natural en el citado mix se mantendrá estable en torno al 21%, mientras que el uso de los derivados del petróleo, actualmente marginal en muchos países, caerá al 2%.

3

Inversiones necesarias y riesgos derivados de la actual coyuntura de crisis

La AIE estima que cubrir la demanda mundial de energía prevista en el escenario de referencia del WEO 2009 requerirá entre el 2008 y el 2030 inversiones acumuladas de 26 billones de dólares (del 2008). De media, esta cifra equivale a una inversión anual de 1,1 billones, o al 1,4% del PIB global.

Del total citado, 13,7 billones (el 53%) corresponderán al sector de generación de electricidad, mientras que los sectores del petróleo y el gas natural demandarían 5,9 y 5,1 billones, respectivamente, es decir, el 23% y el 20% del total. Las necesidades de inversión por parte de la industria del carbón (excluyendo el transporte) totalizarán unos 700.000 millones (3%) y los biocarburantes, 200.000 millones (o el 1% restante). Todas estas inversiones deberán destinarse tanto a expandir la capacidad de suministro para adecuarla a la demanda creciente, como a reemplazar las instalaciones existentes y futuras cuya vida útil finalice entre el 2008 y el 2030.

El 50% de la inversión total corresponderá a países en vías de desarrollo y otro 11% a Rusia y otros países de Europa Oriental y Eurasia. La China requerirá una inversión de 4,1 billones (o el 16% del total mundial),


mientras que la de la India se aproxima a 1,7 billones. Por su parte, la región de Oriente Medio demandará una inversión de 2 billones, la mitad de los cuales deberán dedicarse a proyectos de exploración y producción de petróleo y gas. Los países de la OCDE contabilizarán el 37% de la inversión total.

En su informe, la AIE destaca que la actual coyuntura de crisis financiera y económica proyecta una sombra de duda sobre la posibilidad de movilizar a tiempo las inversiones comentadas. Las compañías energéticas están perforando menos pozos de petróleo y gas, y recortando el gasto en refinerías, oleoductos y centrales eléctricas. Asimismo, un buen número de los proyectos en marcha se han retrasado y algunos de ellos se han pospuesto o cancelado. Al mismo tiempo, las empresas y los hogares están gastando menos en aparatos, equipos y vehículos que aseguren un uso más eficiente de la energía. Esto contribuye a retrasar el despliegue y la comercialización de una nueva generación de modelos más eficientes y a que los fabricantes reduzcan la inversión en I+D.

La AIE estima que en el sector del petróleo y del gas los presupuestos de inversión global para el 2009 registrarán una reducción del 19% (unos 90.000 millones de dólares) respecto a los del año anterior. En cualquier caso, para el mencionado organismo, la crisis no sólo afecta a los combustibles fósiles, sino que también se deja notar con fuerza en las inversiones en generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovable, que a finales del 2009 podrían haber descendido un 20% en relación con las del 2008; un porcentaje que podría haber alcanzado el 30% sin el estímulo proporcionado por las ayudas fiscales de los gobiernos.

La AIE advierte claramente en el WEO 2009 que, dependiendo de cómo sigan respondiendo los gobiernos, la caída de las inversiones comentada podría tener serias consecuencias futuras sobre la seguridad energética, el cambio climático y la pobreza energética global. Una desaceleración prolongada de la inversión, especialmente en los sectores del petróleo y de la generación eléctrica, podría limitar el aumento de la capacidad de producción a medio plazo, lo que a su

vez acrecentaría el riesgo de déficit en el suministro. En pocos años, en cuanto la demanda empezara a recuperarse, dicho déficit podría conducir a un nuevo repunte de los precios, que limitaría el crecimiento económico mundial y socavaría la posibilidad de una recuperación duradera.

4

La amenaza del cambio climático se agudiza

El World Energy Outlook 2009 (WEO 2009) de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) señala que continuar por la senda energética actual, sin cambios en las políticas públicas, implicaría incrementar rápidamente la dependencia de los combustibles fósiles, lo que conllevaría alarmantes consecuencias para el cambio climático.

Como resultado del incremento general de la demanda de combustibles fósiles hasta el 2030, el escenario de referencia del WEO 2009 prevé un aumento rápido de las emisiones de CO2 relacionadas con la energía. Tras pasar de 20,9 gigatoneladas (Gt) en 1990, a 28,8 Gt en el 2007, el informe estima que las emisiones de CO2 alcanzarán las 34,5 Gt en el 2020 y las 40,2 Gt en el 2030, lo que implicará un aumento medio del 1,5% anual durante el periodo 20072030.

Las emisiones globales previstas para el 2020 (34,5 Gt) son 1,9 Gt (un 5%) menores que las proyectadas en el escenario de referencia que recoge el World Energy Outlook 2008. Tres cuartas partes de esta reducción se atribuyen a la actual fase de crisis económica y a la consiguiente disminución de la tasa de crecimiento de la demanda de energías fósiles, mientras que el cuarto restante se relaciona con los esfuerzos gubernamentales para promover la inversión en fuentes energéticas de baja emisión de carbono y con otras medidas de lucha contra el cambio climático. Los datos actualmente disponibles indican que las emisiones de CO2 relacionadas con la energía podrían haberse reducido en el 2009 cerca de un 3%, aunque se prevé que dichas emisiones retomen una trayectoria ascendente a partir del 2010.


La totalidad del aumento en las emisiones de CO2 relacionadas con la energía previsto hasta el 2030 en el escenario de referencia del WEO 2009 (11 Gt) provendrá de los países no pertenecientes a la OCDE. Tres cuartas partes de dicho incremento procederán de la China (donde el aumento de las emisiones rondará las 6 Gt), de la India (2 Gt) y de Oriente Medio (1 Gt).

Asimismo, las previsiones señalan que las emisiones de los países de la OCDE disminuirán ligeramente. Este hecho refleja tanto una caída en la demanda energética –derivada de la crisis a corto plazo y de sustanciales mejoras en la eficiencia energética a más largo pla zo– como una mayor dependencia de la energía nuclear y de las fuentes renovables –consecuencia, en gran medida, de las políticas ya instauradas para mitigar el cambio climático y mejorar la seguridad energética.

En cualquier caso, es de justicia constatar que aunque los países no pertenecientes a la OCDE generan en la actualidad el 52% de las emisiones mundiales anuales de CO2 relacionadas con la energía, tan sólo son responsables del 42% de las emisiones mundiales acumuladas desde 1890.

La tasa de crecimiento del consumo de energías fósiles prevista en el escenario de referencia conduce inexorablemente a largo plazo a una concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera superior a 1.000 partes por millón (ppm) equivalentes de CO2. La concentración de CO2 que se desprende del citado escenario conllevaría una elevación media de la temperatura mundial de hasta 6ºC. Esto provocaría, casi con total seguridad, un severo cambio climático y un daño irreparable al planeta.

5

Una factura muy alta en concepto de importaciones de petróleo y gas

Las tendencias recogidas en el escenario de referencia del WEO 2009 también despiertan inquietud en el campo económico.

En la introducción al apartado 2 y en el subapartado 2.2.3 nos hemos referido a los pronósticos sobre la evolución de los precios del petróleo y el gas. Esta información debe complementarse con la relacionada con la previsible evolución de las importaciones de ambos tipos de hidrocarburos por parte de los países consumidores. Al respecto, el escenario de referencia señala que aunque los países de la OCDE importarán en el 2030 menos petróleo que en la actualidad, algunos países ajenos a dicha organización, en particular la China y la India, acrecentarán espectacularmente sus importaciones. Por otra parte, la mayoría de las regiones que en la actualidad son importadoras de gas, como Europa y los países en desarrollo de Asia, también aumentarán sus importaciones netas de este hidrocarburo.

Las previsiones del escenario de referencia dejan entrever un nivel cada vez más elevado de gasto en importaciones de energía, lo que constituirá una pesada carga económica para los importadores. La AIE prevé que los precios del barril de petróleo en dólares reales del 2008 repunten con la recuperación económica hasta alcanzar los 100 dólares en el 2020 y los 115 dólares hacia el 2030. En consecuencia, se estima que el grupo formado por los países de la OCDE gastará de media cerca del 2% de su PIB en importaciones de petróleo y gas hasta el 2030. La carga será incluso superior para la mayoría de los países importadores no pertenecientes a la OCDE: la China sobrepasará a los Estados Unidos poco después del 2025, mientras que el gasto de la India en importaciones de petróleo y gas superará al del Japón poco después del 2020.

Expresadas en dólares (del 2008) el valor de las importaciones de petróleo y gas en la Unión Europea (UE) podrían suponer cerca de 671.000 millones en el 2030, frente a los 463.000 millones del 2008 y los 336.000 millones del 2007. Esta evolución comportará que el ranking mundial de gastos en importaciones de petróleo y gas esté encabezado por la UE, seguida de la China (570.000 millones de dólares), los Estados Unidos (430.000 millones) y la India (300.000 millones).

La concentración creciente de las reservas mundiales restantes de petróleo y gas convencionales en ma


nos de un pequeño grupo de países, incluidos Rusia y los países de Oriente Medio ricos en recursos, podría reforzar el poder de mercado de dichos países y su capacidad para influenciar sobre los precios. Según cálculos de la AIE, los beneficios acumulados en concepto de exportaciones de gas y petróleo por parte de la OPEP durante el periodo 20082030 rondarán los 30 billones de dó lares, una cifra que casi quintuplica los obtenidos en los últimos veintitrés años. E incluso en el caso de que se alcance un compromiso global para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, tal y como se supone en el Escenario 450 (véase el apartado 9), los países de la OPEP deberán aumentar su producción en el 2030 respecto a los niveles actuales en 11,4 millones de barriles diarios. En ambos escenarios asistiremos, por lo tanto, a un aumento del poder de mercado de la OPEP.

6

La pobreza energética global puede hacerse crónica

El elevado precio que hay que pagar en concepto de importaciones de hidrocarburos, junto a los posibles recortes en las inversiones en infraestructuras comentados en el apartado 3, amenazan con impedir el acceso de los hogares más desfavorecidos a la electricidad y a otras formas modernas de energía.

Ampliar el acceso de la población pobre del mundo a las energías modernas sigue siendo una cuestión acuciante. El WEO 2009 de la AIE calcula que 1.500 millones de personas –más de la quinta parte de la po blación mundial– carecen todavía de acceso a la electricidad y que aproximadamente el 85% de esas personas vive en zonas rurales, principalmente en el África subsahariana y en el sur de Asia. Y las previsiones del escenario de referencia para el 2030 no son nada optimistas: el número total arriba citado tan solo se habrá rebajado en 200 millones, aunque las cifras aumentarán en África.

Ampliar el acceso a la energía moderna es una condición necesaria para el desarrollo humano. Con po

líticas adecuadas, el acceso universal a la electricidad podría alcanzarse mediante una inversión anual adicional de 35.000 millones de dólares (del 2008) hasta el 2030, lo que equivale al 6% de la inversión prevista para el sector eléctrico en el escenario de referencia (véase el apartado 3), con la particularidad de que el incremento consiguiente de la demanda de energía primaria y de emisiones de CO2 sería relativamente modesto.

7

El riesgo de que el cénit de la producción de petróleo convencional se concrete antes del 2020 no es desdeñable

Un informe del National Petroleum Council (NPC, 2007) advierte de una realidad preocupante: “el mundo no se está quedando sin recursos fósiles, pero el aumento continuado de la extracción de petróleo a partir de fuentes convencionales presenta cada vez más riesgos y éstos constituyen un serio obstáculo para asegurar la demanda a medio plazo”. ¿Cuál es el significado preciso de esta aseveración? ¿A qué riesgos se refiere?

7.1

Disponibilidad de reservas y recursos de petróleo

A pesar de la poca transparencia y la disparidad de criterios existentes a la hora de contabilizar las reservas probadas de petróleo, el World Energy Outlook 2009 (WEO 2009) de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) concluye que éstas son suficientes para cubrir el aumento de la demanda mundial previsto entre el 2008 y el 2030 (véase el apartado 2.2.2).

Al margen de algunas evaluaciones extremas, tanto por exceso como por defecto, existe un cierto consenso en la industria petrolera internacional sobre el hecho de que las reservas probadas de petróleo crudo y de líquidos del gas natural que quedan por explotar oscilan entre 1,2 y 1,3 billones de barriles (incluyendo


cerca de 0,2 billones de barriles de petróleo no convencional), de modo que, en teoría, al ritmo actual de consumo, este volumen sería suficiente para asegurar el suministro mundial durante los próximos 40 años.

La AIE señala que la cifra de reservas probadas casi se ha duplicado desde 1980, aunque reconoce que la mayor parte del aumento procede de revisiones (poco justificadas técnicamente) efectuadas durante la década de los ochenta en los países de la OPEP y no de nuevos descubrimientos. Asimismo, la AIE destaca el hecho de que aunque desde el año 2000 el volumen anual medio de petróleo descubierto ha sido superior al contabilizado durante la década de los noventa (gracias al aumento de la actividad exploratoria y a las mejoras tecnológicas), la realidad es que desde los años ochenta los volúmenes extraídos superan a los inventariados mediante nuevos descubrimientos (a pesar de algunos grandes hallazgos recientes, tales como los efectuados recientemente en aguas profundas de Brasil).

Las estimaciones de reservas dan una idea aproximada de cuánto petróleo puede ser extraído a corto y medio plazo. Los recursos finalmente recuperables (RFR) informan sobre el volumen total de petróleo que en última instancia podrá ser producido de forma comercialmente rentable. La AIE estima que los RFR de petróleo convencional (que incluyen las reservas iniciales probadas y probables existentes en los yacimientos ya descubiertos, el crecimiento de las reservas y el petróleo que todavía queda por descubrir) se aproximan a 3,5 billones de barriles, de los cuales, hasta la fecha, tan solo hemos consumido un tercio.

Los RFR de petróleo no convencional, que prácticamente no han sido desarrollados hasta la fecha, también son muy grandes. Entre estos, las arenas bituminosas y los petróleos extrapesados (principalmente localizados en el Canadá y en Venezuela, respectivamente) podrían totalizar entre 1 y 2 billones de barriles económicamente recuperables. Si a estos recursos no convencionales se le añade el potencial de los esquistos bituminosos, el total recuperable podría ascender a 6,5 billones de barriles. Y si a esta cifra le

sumamos el potencial de las tecnologías de transformación de carbón o gas a líquidos (CTL y GTL, respectivamente) la cifra final de RFR no convencionales podría ascender a 9 billones de barriles.

Aparte de que algunos estudios rebajan sensiblemente estas cifras, en el futuro, el mayor o menor grado de explotación de todos estos recursos, así como los costes de producción dependerán de factores políticos, ambientales, normativos y fiscales. La explotación de los recursos no convencionales supone un importante impacto ambiental y la emisión de mayores cantidades de gases de efecto invernadero durante el proceso extractivo que las originadas durante el mismo proceso por los combustibles convencionales. Por ello, la introducción generalizada de incentivos para la reducción de las emisiones de CO2 tendría un gran impacto sobre los costes de extracción. Además, la explotación de estos recursos no convencionales implica un balance energético (relación entre la energía utilizada para su obtención y la energía suministrada por su uso) considerablemente menor que el de los petróleos convencionales.

7.2

El declive de la producción de petróleo convencional

Los puntos expuestos en el apartado anterior pueden llevar a la conclusión, errónea, de que aunque posiblemente el petróleo será más caro en el futuro, su suministro está garantizado. Sin embargo, no es así. Al margen de conocer con mayor o menor precisión la disponibilidad de reservas y recursos, conviene analizar la situación y las perspectivas existentes en torno a la producción para saber si la transformación de los recursos y reservas en flujos productivos se realizará a la velocidad necesaria para cubrir la demanda proyectada.

Al respecto, la AIE ha destacado la importancia de estimar de manera precisa la tasa de declive de la producción de los campos de petróleo actualmente en explotación en el mundo. Conocer dicha tasa –que mide la pérdida de producción anual de un yacimien


to cuando éste entra en fase de madurez– resulta crítico para prever la nueva capacidad de producción y las inversiones necesarias para satisfacer la demanda global.

Por esta razón, la AIE ha abordado el análisis detallado de las tendencias históricas de producción de 800 campos que en el 2007 totalizaron más del 60% de la producción mundial. Los resultados obtenidos muestran que la tasa de declive observada para los campos que han pasado su cénit productivo promedia un 6,7% anual a escala global y que este porcentaje podría elevarse al 8,6% en el 2030.

Por otra parte, si definimos la tasa de declive natural (o tasa de declive subyacente) como la caída de la producción anual que hubiera tenido lugar si no hubiera sido corregida mediante un programa adecuado de inversiones en tecnología, resulta que dicha tasa promediaría a escala mundial un 9% anual (un 2,3% más que la tasa de declive observada). Las proyecciones de la AIE indican que en el 2030 la tasa mediana de declive natural postcénit habrá experimentado globalmente un incremento porcentual de un punto, de modo que se situará en torno al 10%. Ello obedece a que todas las regiones experimentarán una caída en el tamaño medio de los campos en producción, al mismo tiempo que en la mayoría de ellas se asistirá al desplazamiento de la actividad desde tierra hacia aguas marinas.

7.3

Incertidumbres y riesgos en la producción de petróleo

Para satisfacer el crecimiento de la demanda (véase apartado 2.2.2) y al mismo tiempo compensar el declive comentado en el apartado precedente, la industria petrolera tendrá que desarrollar de aquí al 2030 una nueva capacidad productiva cercana a los 64 millones de barriles diarios (Mbd), un volumen que equivale a más de seis veces la existente hoy en día en Arabia Saudita. Y el tiempo apremia, ya que, de aquí a cinco años, en el 2015, la nueva capacidad requerida será de 30 Mbd.

La pregunta es ¿podrá la industria del petróleo hacer frente a este desafío? Los riesgos que hay que afrontar y superar en este empeño son muchos y variados.

Algunos de ellos son de naturaleza esencialmente técnica. Entre éstos cabe citar los siguientes:

a. Desde la década de los ochenta los nuevos descubrimientos no reponen el petróleo extraído.

b. Los costes de exploración y producción están aumentando como consecuencia de que cada vez se trabaja en regiones más remotas y en ambientes más extremos, y se perfora a mayor profundidad, lo que conlleva un desafío tecnológico creciente.

c. La producción mundial de petróleo convencional en los campos actualmente en explotación está experimentando un declive del 6,7% anual de promedio, y este declive podría alcanzar el 10% si se descuidan las inversiones y no se introducen mejoras técnicas.

d. La industria del petróleo está experimentando una alarmante escasez de personal, muy especialmente de científicos y técnicos altamente cualificados.

e. La relación entre la energía obtenida mediante la extracción de petróleo y la energía consumida por este mismo proceso (o EROEI, Energy Return on Energy Invested) está declinando de forma muy rápida, lo que significa que cada nuevo barril de reserva añadido tiene un contenido energético neto inferior.

Además de los riesgos técnicos comentados, cabe considerar otros con un claro matiz geopolítico:

a. La producción de petróleo en treinta de los cincuenta y cuatro estados productores ha sobrepasado ya su cénit, mientras que en otros diez se observa una tendencia al estancamiento, lo que significa que en el futuro el suministro de petróleo dependerá básicamente de catorce países, muchos de ellos integrados en la OPEP.

b. La producción de petróleo convencional ajena a la OPEP ya ha superado el cénit y ha entrado en declive.


c. El mundo será cada vez más dependiente de las exportaciones de la OPEP. Este último punto implica la consolidación de un mercado oligopolista, no competitivo, y un peligro cierto para la existencia de un “libre mercado” del petróleo.

Uno de los riesgos más importantes de cara a la seguridad de suministro de petróleo reside en las incertidumbres existentes en torno a la concreción de las inversiones necesarias. Como se ha comentado en el apartado 3, cubrir la demanda mundial de petróleo prevista entre el 2007 y el 2030 requiere una inversión acumulada cercana a los 5,9 billones de dólares (del 2008). De esta cantidad, aproximadamente el 80% corresponde a actividades de exploración y producción; el 16%, al sector del refino, y el 4%, al del transporte. El 75% de la inversión acumulada en exploración y producción de petróleo prevista para el periodo citado corresponde a países que no pertenecen a la OCDE y, en la mayoría de estos países, la movilización de las inversiones requerirá superar no pocas barreras legislativas, normativas y comerciales.

Los principales obstáculos o riesgos que podrían limitar o retrasar las inversiones mencionadas en los países productores son esencialmente de naturaleza geopolítica e incluyen los siguientes:

a. Aquellos asociados a las políticas de control del ritmo de extracción de recursos ejercidas por los gobiernos.

b. Los derivados del “petronacionalismo”, que impide o limita el acceso de las compañías privadas internacionales a la explotación de los recursos.

c. Los ligados a la inestabilidad política, amenazas terroristas o conflictos militares.

Otros tipos de riesgos geopolíticos que pueden poner en peligro la seguridad del suministro y causar interrupciones temporales de éste son los derivados de disputas entre países productores y de tránsito, así como los causados por conflictos o atentados terroristas que bloqueen las rutas comerciales a los mercados o dañen las infraestructuras de transporte. Para prevenir este tipo de imprevistos, los países de la OCDE

mantienen las denominadas reservas estratégicas. Otros grandes consumidores, como la China, también están adoptando políticas preventivas similares.

7.4

Proyecciones sobre el suministro global de petróleo a medio y largo plazo

A medio plazo, el balance global entre la oferta y la demanda de petróleo puede calcularse sin demasiadas dificultades. La principal fuente de incertidumbre es la posible incidencia de ciertos imprevistos, como los retrasos en la inauguración de los proyectos de producción, así como la cancelación o el aplazamiento indefinido de algunos de ellos. Como resultado de una inversión insuficiente, diversas fuentes han señalado la existencia de un riesgo potencial de que la oferta no llegue a satisfacer la demanda en algún momento del periodo 20112015. En la actual coyuntura de crisis, dicho peligro se ha visto postergado en el tiempo por la caída de la demanda, pero en los próximos años el desplome de las inversiones que ha acompañado a la caída citada puede provocar un agravamiento del riesgo, especialmente si la salida de la crisis se tradujera en una rápida recuperación de la demanda.

Existen numerosas proyecciones sobre el futuro del suministro global de petróleo en el horizonte del 2030. Todas ellas son el resultado de diferentes modelos, basados en aproximaciones metodológicas y datos de partida diversos. En general, tales proyecciones muestran una marcada dicotomía. Por un lado, tenemos aquellas que no ven dificultades insuperables en el horizonte del 2030. Por otro, hay pronósticos más pesimistas que advierten que el mundo está alcanzando ya el cénit de la producción de petróleo convencional (peak oil) o lo hará en las próximas dos décadas, por lo que resulta urgente reducir la demanda y favorecer el desarrollo rápido de productos substitutos.

Un análisis comparativo de catorce pronósticos recientes elaborados entre el 2006 y el 2008 (UKERC, 2009) concluye que, a pesar de la existencia de múltiples incertidumbres, es probable que el cénit de la


producción de petróleo convencional tenga lugar antes del 2030 y que existe un riesgo significativo de que dicho momento se concrete en esta década. Frente a este riesgo, resulta verdaderamente preocupante constatar como la mayoría de países no está considerando seriamente aplicar políticas preventivas y de gestión de riesgos.

8

La explotación de recursos no convencionales sitúa el cénit de la producción global de gas en el periodo 2030-2040

Como veremos a continuación, las reservas y recursos de gas son todavía abundantes, de manera que si las inversiones se concretan a tiempo, el suministro global parece asegurado durante las próximas décadas. Las principales incertidumbres son de naturaleza geopolítica. Sin embargo, algunos acontecimientos recientes en los Estados Unidos de América permiten alimentar la esperanza de que las ataduras geopolíticas puedan relajarse en el futuro. El dato es que en el 2009 los Estados Unidos desplazaron a Rusia del primer puesto en la producción mundial de gas. Las razones hay que buscarlas en el severo impacto que la crisis económica ha tenido sobre la producción rusa y en la introducción por parte de la industria estadounidense de nuevas tecnologías de perforación que han permitido revolucionar la producción de gas a partir de fuentes no convencionales.

La industria del gas recuerda con frecuencia las múltiples ventajas del gas natural. La primera es que es el combustible fósil más limpio, ya que su combustión produce entre un 40% y un 45% menos de dióxido de carbono que el carbón y entre un 20% y un 30% menos que los productos derivados del petróleo; además, el gas natural no emite partículas sólidas ni cenizas y las emisiones de óxidos de nitrógeno son inferiores a las del carbón y los productos petrolíferos, mientras que las de dióxido de azufre son prácticamente nulas. En segundo lugar, las turbinas de ciclo combinado alimentadas por gas, cuya construcción

resulta relativamente rápida y barata, tienen una eficiencia del 60% en términos de potencia producida en relación con la energía primaria consumida. Asimismo, las plantas de generación de electricidad alimentadas por gas pueden encenderse y apagarse con más facilidad que otro tipo de centrales y, por ello, resultan ideales como complemento a la producción intermitente de electricidad a partir de fuentes renovables.

Todo ello ha reforzado la idea de que el gas natural podría erigirse en el combustible de la transición hacia la economía de baja intensidad en carbono que el mundo persigue. En los apartados que siguen se analiza con más detalle la cuestión relativa a la seguridad del suministro global de este hidrocarburo.

8.1

Disponibilidad de reservas y recursos de gas natural

Los recursos globales de gas natural son abundantes, aunque, como sucede en el caso del petróleo, se concentran en un pequeño número de países. A finales del 2008, las reservas probadas de gas natural se situaban en una cifra cercana a los 180 billones de metros cúbicos, equivalentes a unos sesenta años de consumo al ritmo actual. Tres países –Rusia, Irán y Qatar– acumulan algo más de la mitad de las reservas probadas por explotar del mundo, y tan solo veinticinco campos de gas contienen el 48% de las mismas. Oriente Medio totaliza, en conjunto, el 41% de las reservas y Rusia, el 25%. Debe destacarse que más del 40% de las reservas mundiales de gas (y el 60% de las de Oriente Medio) presentan un elevado contenido de SH2 y CO2, lo que supone un importante desafío técnico y económico, tanto desde el punto de vista de la perforación y producción como desde el punto de vista medioambiental.

El volumen de gas natural aportado por los nuevos descubrimientos es todavía grande y, a diferencia del caso del petróleo (véase el apartado 7.1), aunque el tamaño de los yacimientos de gas hallados ha declinado en las últimas décadas, el volumen de gas encon


trado durante el periodo 20002006 todavía supera al producido. Así, la Agencia Internacional de la Energía destaca en el World Energy Outlook 2009 que las reservas probadas se han multiplicado por algo más de dos desde 1980 y que en el 2008 la adición de nuevas reservas ha superado en un 190% los volúmenes extraídos. Los principales descubrimientos han tenido lugar en Oriente Medio y América del Norte y las reservas probadas provenientes de recursos no convencionales, como las areniscas de baja permeabilidad (tight gas), el metano de capas de carbón (coal bed methane) y el gas de arcillas compactadas (shale gas), han crecido rápidamente y en la actualidad representan el 4% del total mundial.

Los recursos recuperables finales de gas natural convencional pendientes de explotación –incluyendo las reservas probadas por explotar, el crecimiento de las reservas y los recursos por descubrir– podrían ser del orden de los 400 billones de metros cúbicos. A efectos comparativos, cabe destacar que la producción acumulada hasta el 2007 representa menos de una sexta parte de este volumen.

Los recursos no convencionales de gas natural son todavía mucho mayores y podrían superar los 900 billones de metros cúbicos, de los cuales cerca de 380 billones podrían catalogarse como económicamente recuperables. La innovación tecnológica, en particular los pozos horizontales y la fracturación hidráulica, ha permitido la explotación de grandes volúmenes de gas no convencional en América del Norte, en algunos casos a costes inferiores a los de los recursos convencionales. A escala global, alrededor del 25% de los recursos no convencionales se concentran en los Estados Unidos y el Canadá, países a los que siguen la China, la India y la antigua Unión Soviética, con un 15% cada uno. Su explotación a gran escala dependerá de la facilidad de acceso a los terrenos para llevar a cabo las operaciones de perforación, de la disponibilidad de agua e infraestructuras y de las regulaciones ambientales. Dentro de esta estimación de recursos no convencionales no se incluyen los hidratos de gas. Estos compuestos, cuya explotación comercial a gran escala parece todavía lejana, podrían albergar

entre 3,4 trillones y 300.000 billones de metros cúbicos de gas.

La Agencia Internacional de la Energía estima que el total de recursos de gas natural recuperables a largo plazo supera los 850 billones de metros cúbicos, cifra que incluye aquellas categorías cuya producción comercial está actualmente demostrada. De este total, 66 billones ya han sido extraídos, con un coste de hasta 5 dólares (del 2008) por cada millón de British Thermal Units o MBtu. Los costes de producción de la parte restante de los recursos de gas convencional fácilmente accesibles (55 billones de metros cúbicos) varían desde 0,50 dólares/MBtu hasta los cerca de 6 dólares/MBtu. La producción de los 380 billones de metros cúbicos de gas no convencional económicamente recuperables costaría entre 2,70 dólares/MBtu y 9 dólares/MBtu.

8.2

El declive de la producción de gas convencional

Como ocurre en el caso del petróleo (véase el apartado 7.2), la tasa de declive de la producción en los campos de gas actualmente en explotación constituye un factor primordial para determinar qué nueva capacidad de producción y qué inversiones son necesarias para garantizar la futura demanda global.

Para calcular dicho declive, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) presenta en el World Energy Outlook 2009 un estudio detallado sobre las tendencias históricas en la extracción de gas natural de cerca de 600 campos que representan el 55% de la producción mundial. Los resultados de este estudio muestran que, a causa del agotamiento progresivo de los yacimientos, casi la mitad de la capacidad de producción existente hoy en día en el mundo tendrá que ser sustituida en el 2030. Esto significa un volumen equivalente a dos veces la producción actual de Rusia. La AIE estima que en el horizonte citado sólo cerca de un tercio del total de la producción provendrá de campos explotados en la actualidad, a pesar de las continuas inversiones realizadas en ellos.


Las tasas de declive en los campos de gas que han superado su cénit productivo son más bajas en los campos más grandes y mayores en los campos marinos que en los campos terrestres de tamaño similar. La media de declive postcénit observada en los campos de gas más grandes del mundo es de un 5,3% anual. Basándose en esta cifra y en las estimaciones del tamaño y la distribución por edad de los yacimientos de gas de todo el mundo, la tasa anual de declive postcénit de la producción global se ha estimado en torno a un 7,5% (un porcentaje ligeramente superior al calculado para los yacimientos de petróleo; véase el apartado 7.2).

8.3

Incertidumbres y riesgos en la producción de gas natural

La AIE considera que, de acuerdo con lo expuesto en el apartado 8.1, las reservas y recursos de gas natural son más que suficientes para satisfacer la demanda prevista hasta el 2030. Sin embargo, el citado organismo advierte que hay incertidumbres sobre si las infraestructuras necesarias para desarrollar dichos recursos, así como para transportar el gas desde los países productores hasta los principales centros de demanda, podrán ser construidas a tiempo, especialmente si se tienen en cuenta las barreras económicas, geopolíticas y técnicas que existen para la inversión.

Uno de los riesgos más importantes de cara a la seguridad del suministro global de gas natural reside en las incertidumbres que hay en torno a la concreción de las inversiones necesarias. Como se ha comentado en el apartado 3, cubrir la demanda mundial de gas natural prevista entre el 2008 y el 2030 en el esce nario de referencia del World Energy Outlook 2009 requiere una inversión acumulada cercana a los 5,1 billones de dólares (del 2008). De esta cantidad, aproximadamente el 59% corresponde a actividades de exploración y producción; el 31%, al sector del transporte y distribución, y el 10% restante, a proyectos de gas natural licuado (GNL).

Es importante destacar que cerca del 70% de la inversión mundial prevista en proyectos de GNL durante el periodo 20082030 y más de la mitad de la requerida por el sector de exploración y producción, así como por el del transporte y distribución de gas natural, corresponderá a países que no pertenecen a la OCDE. Esta aclaración resulta pertinente porque, de manera similar a lo expuesto para el caso del petróleo (véase el apartado 7.3), en la mayoría de estos países la movilización de las inversiones requerirá superar no pocas barreras legislativas, normativas y comerciales.

Los riesgos geopolíticos también resultan evidentes si tenemos en cuenta que la AIE pronostica que el conjunto de los países no pertenecientes a la OCDE absorberán la casi totalidad del aumento previsto en la producción mundial de gas natural entre el 2007 y el 2030. En términos absolutos, Oriente Medio deberá cargar sobre sus espaldas el mayor aumento en la producción y en las exportaciones, ya que la región posee las mayores reservas y tiene los costes de producción más bajos. Irán y Qatar contabilizarán la mayor parte del crecimiento de la producción, mientras que África, Asia Central (en particular, Turkmenistán), los Estados Unidos y Rusia también experimentarán un crecimiento significativo. En su escenario de referencia, la AIE prevé que el comercio internacional de gas crezca sustancialmente, desde 677.000 millones de metros cúbicos en el 2007, hasta alrededor de 1,07 billones de metros cúbicos en el 2030.

8.4

Proyecciones sobre el suministro global de gas a medio y largo plazo

La Agencia Internacional de la Energía asume en su World Energy Outlook 2009 que si las inversiones previstas no se retrasan, el cénit de la producción global de gas natural (peak gas) no se producirá antes del 2030. Sin embargo, algunos analistas argumentan que dicho cénit se alcanzará en una fecha próxima al 2030, incluso si además del gas procedente de fuentes convencionales se considera el aportado por


las no convencionales. Otros autores (Mohr y Evans, 2007) sitúan el cénit de la producción convencional en torno a la misma fecha, pero consideran que si a dicha producción se le suma la procedente de fuentes no convencionales, el cénit se retrasaría unos diez años.

9

¿Qué hacer? El papel de la eficiencia y las renovables

Como se desprende de lo expuesto en los párrafos precedentes, la sostenibilidad energética se encuentra hoy en día comprometida en tres frentes de batalla simultáneos. Éstos coinciden con un triángulo de vértices definidos por las “es” de economía (o la previsible repercusión de los precios de los combustibles fósiles sobre el crecimiento y la competitividad), energía (o la creciente preocupación sobre la seguridad de suministro) y ecología (o la amenaza del cambio climático).

En materia de política energética, lo aconsejable es buscar el baricentro de este hipotético triángulo. Si adoptamos medidas muy decantadas hacia uno de los vértices, se corre el riesgo de descuidar los otros dos frentes de batalla. Esto quiere decir que debemos aspirar a un mix energético lo más limpio, barato y seguro posible. No nos podemos conformar con disponer de un suministro abundante y relativamente barato, aunque medioambientalmente sucio. Pero tampoco resulta recomendable aspirar a un suministro limpio, a costa de descuidar la seguridad y/o los costes.

Y las complicaciones no acaban con este ejercicio de equilibrismo. Al mismo tiempo, conviene no perder de vista las prioridades. La teoría del triángulo tiene un grave inconveniente: supone que cualquiera de las tres “es” tiene la misma prioridad. Pero eso sólo es así cuando se está cómodamente instalado en la cúspide de la pirámide del desarrollo. Sin embargo, no deberíamos olvidar que la primera prioridad del desarrollo humano es el acceso a la energía (como comentábamos en el apartado 6, más de 1.500 millones de personas

en el mundo todavía suspiran por la electricidad). Una vez asegurado dicho acceso, el siguiente peldaño del desarrollo pasa por garantizar un suministro seguro y fiable. Una vez cubierto este objetivo, los colectivos humanos suspiran por la eficiencia económica, después por la eficiencia en los recursos, para, finalmente, plantearse la aceptabilidad, o no, de determinadas fuentes energéticas, en función de criterios medioambientales, tanto objetivos como subjetivos. El irresistible ascenso en muchos países desarrollados de la cultura Nimby (not in my backyard, ‘no en mi patio trasero’) pone de manifiesto la despreocupación con la que los ciudadanos de dichos países prevén la posibilidad real de que todo el entramado se venga abajo por fallos en la eficiencia económica y la seguridad de suministro.

No cabe duda que progresar en la dirección de la sostenibilidad energética constituye una tarea ardua. En cualquier caso, la política general y las acciones concretas propuestas al respecto a escala de la Unión Europea, España y Cataluña muestran la existencia de un amplio consenso sobre la necesidad de avanzar decididamente hacia una economía de baja intensidad energética y bajo contenido en carbono. Estos objetivos requieren una firme apuesta por el ahorro y la eficiencia energética, el despliegue al máximo de las posibilidades de las energías renovables, la búsqueda de una buena sintonía entre las actuaciones de las administraciones públicas y los agentes privados (empresas y ciudadanos), así como el impulso por parte de los gobiernos de ambiciosas políticas de I+D+i. Todo ello, enmarcado en la urgente necesidad de conferir al tema energético la máxima prioridad estratégica dentro de la acción de gobierno, ya sea a escala estatal, autonómica o municipal.

Para finalizar este apartado sobre ¿qué hacer? me parece oportuno llamar la atención sobre la importancia de las propuestas contenidas en el Escenario 450 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Dicho escenario, elaborado con el propósito de poner sobre la mesa de la pasada cumbre de Copenhague vías concretas de acción, fue presentado en el World Energy Outlook 2009 y constituye una alternativa al esce


nario de referencia sobre cuyas proyecciones se ha basado la mayor parte de este artículo.

Desde la perspectiva de la mitigación del cambio climático –un objetivo estratégico en la política energética de la Unión Europea– existe un cierto consenso sobre la necesidad de limitar el nivel de las emisiones de CO2 relacionadas con la energía, para así evitar un aumento excesivo de la temperatura global. Concretamente, la AIE considera que para lograr –con una probabilidad de éxito del 50%– que dicho aumento no supere de mediana los 2ºC, es necesario que la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera se estabilice en un nivel cercano a las 450 partes por millón equivalentes de CO2. En su Escenario 450, la AIE se muestra convencida de que este objetivo puede alcanzarse mediante la introducción de un mercado mundial del carbono y la aplicación de medidas políticas radicales, coordinadas a escala global.

El Escenario 450 persigue que las emisiones globales de CO2 relacionadas con la energía alcancen un máximo de 30,9 gigatoneladas (Gt) poco antes del 2020, para posteriormente reducirlas hasta 26,4 Gt en el 2030, cifra esta última que resulta inferior en 2,4 Gt al nivel alcanzado en el 2007, y 13,8 Gt menor que la prevista en el escenario de referencia (véase el apartado 4).

Como no podía ser de otra manera, las energías de fuentes renovables juegan un papel importantísimo en el Escenario 450. Pero, en cualquier caso, no hay que olvidar que la prioridad es la eficiencia. No en

vano la AIE considera, por ejemplo, que corregir las actuales tendencias insostenibles del modelo energético de la UE requiere inversiones para el periodo 20102030 cercanas a 1,8 billones de dólares, de los cuales un 62% correspondería a mejoras de la eficiencia, un 21% a renovables, un 8% a la captura y el secuestro del carbono, un 5% a la nuclear y un 4% a los biocarburantes.

10

Bibliografía

AIE (AgenciA internAcionAl de energíA) (2008). World Energy Outlook 2008. OECD, París, 569 pág.

AIE (AgenciA internAcionAl de energíA) (2009). World Energy Outlook 2009. OECD, París, 691 pág.

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UKERC (uK energy reSeArch centre) (2009). Global Oil Depletion. An assessment of the evidence for a near-term peak in global oil production. Londres, 228 pág. 7 Technical Report.

37Monográfico

1

Introducción

Cada generación se encuentra frente a sus propios problemas y desafíos. La nuestra debe afrontar dos grandes retos energéticos: garantizar la seguridad del suministro de energía y reaccionar frente al cambio climático, retos que tienen una gran incidencia sobre los grandes temas del desarrollo humano, paz y erradicación de la pobreza.

Las generaciones anteriores desarrollaron un modelo energético, en los países más avanzados, basado en energía barata y abundante, lo que nos pudo parecer durante un tiempo que era más un derecho que una circunstancia.

Los efectos ambientales del uso inmoderado de fuentes fósiles de energía han sido evidentes durante muchos años, pero se asumía que el impacto negativo era más local que global. Pero esta situación ha cambiado muy rápidamente.

La gran volatilidad de los precios del petróleo en los últimos treinta años, que induce similares varia

ciones de precio en las demás fuentes de energía, ha sido la primera evidencia del carácter finito de los combustibles fósiles y del impacto que las tensiones de este mercado tiene sobre nuestra sociedad. Varias guerras y muchas crisis han tenido el petróleo como referente o motivación. No debemos dejar engañarnos por el hecho de que los precios energéticos hayan bajado considerablemente en 2009. Es una situación claramente circunstancial. Uno de los problemas para la posible recuperación económica es el riesgo que los precios de la energía repunten rápidamente en cuanto haya signos de aumento de la deman da. Y, en cualquier caso, la demanda tiende a aumentar debido al continuo crecimiento económico de la India y la China. Podemos encontrarnos con que, cuando hayamos fijado las condiciones económicas para retomar nuestro crecimiento, un factor externo, como los precios energéticos, actúe de nuevo como freno. No debemos olvidar que la crisis de las subprimes vino precedida de una crisis inusitada de los precios de las materias primas.

No hay posibilidad alguna de que este problema se resuelva mientras mantengamos nuestra dependencia

Política de energía sostenible en la UE

Pedro BallesterosAndrea HercsuthDirección General de Transportes y Energía, Comisión Europea


extrema del petróleo y del gas natural como fuentes de energía, puesto que no tenemos el recurso y, por mucho que se diversifique el suministro, gas y petróleo se concentran en regiones del mundo que no se caracterizan por su estabilidad –algunos incluso dicen que la razón de la falta de estabilidad está en su abundancia de recurso energético.

No es solamente un problema de concentración geográfica, sino también de concentración de la toma de decisiones. Los grandes actores del mercado de energía no son numerosos y tienen una capacidad de acción extraordinaria, bien por separado bien en cártel. La Agencia Internacional de la Energía predijo hace un año que la concentración se acentuará enormemente en esta década.

A pesar de que la Unión Europea está conectada por gasoducto al 70% de las reservas mundiales de gas, muy frecuentemente nos vemos expuestos a la acción política de algunos de nuestros vecinos sobre el mercado del gas. Las crisis recientes entre Rusia y Ucrania son buena prueba de ello.

La evidencia del cambio climático es el otro gran desafío energético. No hay duda sobre el origen antropogénico de los cambios en nuestra atmósfera y se comienza a evidenciar la amenaza que el calentamiento global representa para nuestro modelo de sociedad. Estamos adquiriendo conciencia del cambio climático como uno de los factores clave que condicionarán no solo nuestra calidad de vida sino también la de nuestra descendencia. Si no reaccionamos frente a este desafío, adquiriremos una responsabilidad histórica nada deseable.

Debemos considerar estos problemas en un contexto de crecimiento exponencial de la población mundial y de crecimiento económico intenso de los países más poblados –sobre modelos bastante próximos a los modelos clásicos de crecimiento que han contribuido tanto a crear el problema medioambiental.

Naciones Unidas predice que la población global pasará de los 6.500 millones actuales a 9.000 millones en el año 2050. La mayor parte de este crecimiento tendrá lugar en los países en vías de desarrollo, cuya

población tiene legítimas expectativas de alcanzar estándares de vida similares a los nuestros.

El incremento enorme de las necesidades de energía, bienes y servicios para atender tal legítima demanda es simplemente inalcanzable, al menos en el horizonte temporal de una sola generación.

La Unión Europea asume este desafío como una responsabilidad de máxima prioridad. Necesitamos proponer modelos de desarrollo que sean verdaderamente sostenibles y que puedan ser aplicados por el resto del mundo.

Juntos debemos desarrollar una sociedad que utilice los recursos de la Tierra de tal manera que podamos mejorar las condiciones de salud, de paz y de prosperidad de los ciudadanos, al tiempo que aseguramos la disponibilidad de recursos para las generaciones futuras.

Este es un cambio enorme; en realidad, necesitamos una tercera revolución industrial, como han reivindicado grandes personalidades.

Europa se encuentra muy bien posicionada para iniciar y liderar los cambios que hay que efectuar. Nuestra posición histórica, cultural, tecnológica y geográfica nos permite –y probablemente también nos obliga– aceptar estos retos.

2

Política energética de la Unión Europea

En los últimos cuatro años, la Unión Europea ha iniciado este proceso con medidas que, si bien algunas de ellas no son probablemente suficientemente conocidas por el público, han supuesto una auténtica revolución conceptual. Nunca antes en la historia se había producido una decisión colectiva de tal magnitud –veintisiete países–, para tomar las riendas del futuro energético, sin dejarse llevar por los mecanismos de mercado.

El proceso comenzó en la Cumbre Europea de Hampton Court, en el año 2005. El Consejo Europeo reconoció el hecho de que los compromisos de Kioto debían cumplirse en la práctica y emplazó a la Co

39Monográfico. Política de energía sostenible en la UE

misión a desarrollar una nueva política energética europea, con tres objetivos fundamentales: sostenibilidad, seguridad de suministro y competi tividad.

Esta es la base de todas las recientes medidas comunitarias en energía, organizadas en lo fundamental en dos paquetes.

El Segundo Paquete Energético, presentado en el año 2007, profundizó en el desarrollo de algunas medidas que nos conciernen, pero fundamentalmente se centró en los aspectos de seguridad de suministro y de cooperación energética internacional, además de proponer una primera visión del horizonte en el 2050, que no es objeto de este artículo.

El paquete que más nos interesa, el primer paquete legislativo, se centró en poner en práctica una política que siguiese las recomendaciones del panel de expertos de Naciones Unidas IPCC: limitar el incre

mento de temperaturas medias a 2°C, lo que limitaría los daños estimados del cambio climático (cuadro 1).

Según el informe Stern, el 65% de las emisiones globales de gases con efecto invernadero provienen de la energía. En concreto, se estima que un 24% proviene de la generación de electricidad; un 14%, del consumo energético para el transporte; un 14%, de la industria, y un 8%, del consumo de los edificios. El resto proviene de la deforestación, la agricultura, los residuos y otros.

Para alcanzar el objetivo de limitar el incremento de temperaturas medias a 2ºC es necesaria una gran reducción de la demanda y la diversificación notable del suministro, como se ve en el gráfico 1.

Es importante señalar el apoyo de la opinión pública para llevar a cabo una acción a escala europea. Una encuesta realizada el 2007 por encargo de la

Cuadro 1

Cambio anual medio mundial de la temperatura respecto del período 1980-1999 (°C)

Impactos negativos complejos y localizados sobre pequeños propietarios, agricultores y pescadoresde subsistencia Tendencia descendente de la productividad

cerealera en latitudes bajasLa productividad de todos loscereales disminuye en latitudes bajas

En algún caso, la productividad cerealeraaumenta en latitudes medias a altas

La productividad cerealeradisminuye en algunas regiones

Aumento de daños de crecidas y tempestades

Pérdida de un 30% mundial aprox. de humedales costeros**

Millones de personas más podrían padecer inundaciones costeras cada año

Aumento de la carga de malnutrición y de enfermedades diarréicas, cardiorrespiratorias e infecciosas

Mayor morbilidad y mortalidad por olas de calor, crecidas y sequías

Cambio de la distribución de algunos vectoresde enfermedades Carga sustancial para los servicios de salud

0 1 2 3 4 5oC

Agua

Ecosistemas

Alimentos

Costas

Salud

Hasta un 30% de especies enmayor riesgo de extinción

Número apreciable* deextinciones en todo el mundo

Aumento de decoloraciónde corales

Decoloración demayoría de corales

Mortalidad generalizadade corales

Aumentan el desplazamiento geográfico de especiesy el riesgo de incendios incontrolados

La biosfera terrena tiende a construir una fuente de carbono neta cuando:~15% ~40% de los ecosistemas están afectados

Cambios en los ecosistemas debido al debilitamientode la circulación de renuevo meridional

Mayor disponibilidad de agua en los trópicos húmedos y en las latitudes altas

Menor disponibilidad de agua y aumento de las sequías en latitudes medias y bajas semiáridas

Centenares de millones de personas expuestas a un mayor estrés hídrico

0 1 2 3 4 5oC

* Se entiende por “apreciable” más de un 40%.** Basado en la tasa promedio de aumento del nivel del mar, es decir, 4,2 mm/año entre 2000 y 2080.Fuente: Informe del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el cambio climático, 2007.


Comisión Europea así lo constata,1 tal y como recoge el gráfico 2. Esto se tradujo en lo que ahora se conoce como la estrategia 202020, una iniciativa lanzada

1. “Actitudes en cuestiones relacionadas con la política de energía de la UE”. Encuesta realizada por la Organización Gallup para la Comisión Europea, publicada en el Flash Eurobarometer 206a.

por la Comisión Europea en el año 2007 para luchar contra el cambio climático con la que la Unión Europea se compromete formal y unilateralmente a alcanzar, en el año 2020, los siguientes objetivos:

1. Reducir las emisiones de gases con efecto invernadero en un 20%, en comparación con los niveles de 1990.

Gráfico 1

Emisiones máximas globales del GEI para tener una probabilidad del 50% de conseguir el objetivo de 2°C y escenarios IE-EE*+100%

+80%

+60%

+40%

+20%

0%

-20%

-40%

-60%

-80%

-100%

70

60

50

40

30

20

10

0

Emis

ione

s re

lativ

as (

1990

= 0

%)

Emis

ione

s ab

solu

tas

(GtC

O2

eq/a

ño)

1990 2000 2010 2040 2050

A1F1Escenarios IE-EE sin mitigaciónA2

A1T

B1B2

Otros GEI: energía industria residuos

CO2: energía e industria

Otros GEI: agriculturaCO2: LULUCF**

Cantidad reducida: fósil CO2

2060

Uso de la tierra CO2: cero en 2020

Máximo de emisiones globales en 2015

2020 2030

* Escenarios de emisiones globales de GEI del informe especial sobre escenario de emisiones (IE-EE) del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático. No contemplan políticas de mitigación.** Uso del suelo, cambio del uso del suelo y bosques.Fuente: Comisión Europea.

Gráfico 2

La mejor manera para abordar las cuestiones relacionadas con la energía

No contesta Mediante medidas nacionales en cada estado miembro Mediante medidas acordadas en la UE

6 5 9 9 4 3 4 6 5 6 4 6 2 6 2 13 6 11 9 10 7 10 10 5 5 10 6 18 7 12 9

75 74 71 70 70 69 68 65 64 64 64 63 62 62 61 61 60 59 58 58 54 54 51 49 48 46 45 45 42 41 41 38

19 20 20 31 27 28 28 29 30 31 33 31 36 32 37 26 35 36 32 32 39 38 39 45 47 44 49 38 51 46 50 53

9

ES IT LU BE

NL

CY EL DK

EU-15

FR SI

EU-25 IE

EU-27

DE PT SE PL HU

MT

UK

*NEM

-10

*NEM

-12

AT FI RO SK LT LV EE BG CZ

100

80

60

40

20

0

Pregunta: ¿cuál es la mejor manera de abordar las cuestiones relacionadas con la energía?

* NEM, nuevo estado miembro.Fuente: Flash Eurobarometer 206a. Comisión Europea. 2007.


2. Aumentar la contribución de las energías renovables a la producción de energía desde el 8% en el 2006 hasta el 20%.

3. Mejorar la eficiencia energética en un 20%, lo que equivale a reducir el consumo de energía en un 13% en comparación con el año 2006.

Es importante señalar la rapidez con la que tal iniciativa legislativa fue aceptada por el Parlamento y el Consejo, prueba de su importancia y urgencia. Este paquete sirvió de base para las iniciativas legislativas subsiguientes.

2.1

La Directiva 2003/87/CE de comercio de emisiones

La primera medida que se tomó fue la revisión de la Directiva de comercio de emisiones, que sirve de modelo para el resto del mundo, con objeto de aclarar los mecanismos para el periodo 20122020. Es oportuno considerar que la diferencia en renta per cápita entre el estado miembro de la UE más pobre y el más rico es mayor que la diferencia entre la China y los Estados Unidos. Si en la UE somos capaces de acordar medidas concretas contra el cambio climático, es

razonable pensar que también es posible alcanzar un acuerdo global.

2.2

La Directiva 2009/28/CE de energías renovables

Una segunda medida fue la Directiva de energías renovables, que fija como legalmente vinculante para todos los estados miembros el objetivo global de alcanzar el 20% de renovables en nuestro suministro energético, y el 10% de biocombustibles para nuestro transporte, ambos en el año 2020. Los objetivos son globales, pero los estados miembros deciden cómo repartirán su objetivo entre los diferentes sectores y tecnologías.

La Directiva se aplica desde junio del 2009. Los estados miembros deben finalizar su transposición en legislación nacional y presentar un plan nacional antes de finales de junio del 2010, para poder hacer la transposición completa a finales del 2010. La Directiva también incluye una cláusula de flexibilidad que permite la ejecución de proyectos conjuntos transnacionales y las llamadas “transferencias estadísticas” entre estados miembros, es decir, la posibilidad de que la cuota de un estado pueda ser alcanzada con inversiones en otro.

Gráfico 3

Implicaciones de la estrategia 20-20-20 para el año 2020. Mix de energía2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

Petróleo Gas natural Sólidos Renovables

Mill

ones

de

tone

lada

s

Nuclear

Escenario base, precio del petróleo61$/barril

Escenario base, precio del petróleo100$/barril

Escenario con la nueva políticade energía, precio del petróleo

61$/barril

Escenario con la nueva políticade energía, precio del petróleo

100$/barril

Fuente: Comisión Europea.


En la Directiva se da una atención particular a las barreras de carácter administrativo que se oponen a la difusión de las energías renovables. Se busca que las reglas administrativas sean objetivas, transparentes, proporcionales y no discriminatorias, que quede claro quién es responsable de cada procedimiento y que las cargas administrativas sean apropiadas. Estas condiciones tienen una importancia especial en lo que respecta al acceso a la red eléctrica.

El uso de estándares europeos para las especificaciones técnicas del equipamiento, la reforma de los reglamentos técnicos de edificación para incluir el uso de renovables de modo energéticamente eficiente, la certificación y formación de profesionales y la información al consumidor son otros elementos de peso en la Directiva.

Los objetivos globales por estado miembro se explicitan en el gráfico 4.

Es útil aquí hacer una breve reflexión sobre las implicaciones y la dimensión de este ambicioso objetivo. Si excluimos la gran y mediana hidroeléctrica y la biomasa, todos los esfuerzos que los estados miembros han acometido para promover las energías renovables (sobre todo eólica, solar térmica y foto

voltaica) en la última década han tenido como resultado que la parte de las renovables haya pasado del 7% al 8,5%. El cumplimiento del objetivo del 20% implica que durante los próximos 12 años se instale cada año la misma capacidad que se instaló durante toda la década pasada, es decir, multiplicar por diez las inversiones.

Este objetivo puede parecer muy ambicioso, pero es factible. Las experiencias de Dinamarca, Alemania y, muy particularmente, España son buena prueba de ello. El enorme despliegue que se ha producido en España, hoy por hoy uno de los países líder en el mundo en el dominio de las tecnologías de energías renovables, despierta admiración y respeto en todas partes. En un periodo de crisis económica es oportuno recordar que las energías renovables han creado 300.000 puestos de trabajo en Europa en pocos años y que las perspectivas de creación de empleo estable en este sector son muy positivas.

Invertir masivamente en renovables no es solamente un asunto de voluntad medioambiental o de oportunidad industrial, sino también la única opción válida para reducir nuestra dependencia energética

Gráfico 4

Objetivo de los estados miembros en relación con la cuota de energía procedente de fuentes renovables (EFR) en el consumo de energía final en el año 2020

1,3% 15%39,8% 49%

28,5% 38%6,7% 14%

19% 25%17,8% 24%

20,5% 31%7,2% 15%

23,3% 34%2,4% 14%

0% 10%4,3% 13%

0,9% 11%15% 23%

32,6% 40%2,9% 15%

5,2% 17%10,3% 23%

8,7% 20%6,9% 18%

3,1% 16%18% 25%

5,8% 18%17% 30%

6,1% 13%9,4% 16%

2,2% 13%BEBGCZDKDEEEIEELESFRIT

CYLVLT

LUHUMTNLATPLPT

ROSI

SKFI

SEUK

Cuota EFR en 2005 Cuota EFR en 2020

Fuente: Directiva 2009/28/CE, anexo 1.


y cumplir nuestros compromisos. En un horizonte temporal más amplio pueden plantearse otras opciones, pero de aquí al 2020 no tenemos alternativa a las renovables y a la eficiencia energética.

La Directiva de renovables también incluye el apoyo al desarrollo de combustibles alternativos para el transporte. En la Directiva se establece la obligación legal para los estados miembros de asegurar que al menos un 10% del combustible para transporte proviene de fuentes renovables. A veces se entiende esta obligación como si únicamente concerniera a los biocombustibles, pero no es el caso, puesto que, por ejemplo, también se incluyen los coches eléctricos.

Esta medida es particularmente delicada y ha sido objeto de bastante debate. Por una parte, no es aceptable que ni un solo litro de biocombustible vendido en la UE pueda causar, directa o indirectamente, hambre o deforestación en cualquier parte del mundo. Para atajar esta situación, los criterios de sostenibilidad que hay que establecer para los biocombustibles son una de las grandes discusiones que tienen lugar en los foros internacionales. La Comisión propuso cuatro reglas básicas: no aceptar material proveniente de regiones con alta biodiver

sidad, ni aceptarlo de regiones con una capacidad de retención de CO2 elevada (zonas húmedas, regiones forestadas continuamente), respetar las reglas medioambientales transsectoriales y establecer indicadores adecuados en los informes obligatorios sobre impacto sobre el suelo, el agua, el aire y la so ciedad local. Por otro lado, es necesario que se produzcan avances tecnológicos notables en las baterías para que los coches eléctricos puedan ser aceptados comúnmente en el mercado.

2.3

La eficiencia energética

El tercer gran elemento del paquete 202020 es la eficiencia energética, aspecto que puede ser el área de trabajo con menos glamour, pero que es decididamente la primera tarea que hay que desarrollar, aquella que requiere más esfuerzos. En la UE se puede conseguir una mejora del 20% de la eficiencia energética con medidas y proyectos económicamente rentables que supondrían una reducción del consumo del 13%, en relación con los niveles de 1990. Esto implica reducciones directas de la necesidad de importar combustibles, la mejora de la situación econó

Gráfico 5

Visión de la Comisión Europea sobre cómo se pueden conseguir los objetivos3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0

Importaciones de biocombustibleBiocombustibles avanzadosBiocombustibles tradicionalesCalefacción - Solar térmica y agua calienteCalefacción - Biomasa sólidaBombas de calorCalefacción - GeotérmicaCalefacción - BioresiduosCalefacción - Biomasa sólidaCalefacción - BiogásEólica marítimaEólica terrestreMarea y oleajeElectricidad - Solar térmicaFotovoltaicaElectricidad - GeotérmicaElectricidad - BioresiduosElectricidad - Biomasa sólidaElectricidad - BiogásHidráulica - pequeña escalaHidráulica - gran escala

GW

h

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020



mica de los hogares, el aumento de la competitividad de las empresas y la contribución valiosísima a reducir las emisiones de gases invernadero.

Además, es necesario recordar que la posición europea en las negociaciones globales sobre cambio climático consiste en el compromiso unilateral de re ducir sus emisiones en un 20% en el 2020 y en la oferta de aumentar este compromiso al 30% si las demás partes negociadoras aceptan limitar sus propias emisiones. No parece descabellado pensar que tal acuerdo es cada día más probable, con lo que la UE deberá adaptar sus políticas a un nuevo escenario todavía más ambicioso.

La única posibilidad real de alcanzar tan amplia reducción en tan escaso plazo de tiempo, hasta el 2020, es la eficiencia energética. Ya hemos explicado cuál es el desafío para las renovables. Parece poco razonable esperar una mayor contribución en solo diez años –aunque a más largo plazo las renovables deberán ser la fuente de energía más importante. Las soluciones tecnológicas de captura de CO2 necesitan más tiempo para convertirse en una realidad a escala macroeconómica, mientras que los plazos de diseño, permiso y construcción de las centrales nucleares excluyen cualquier consideración de que cualquier hipotética nueva central que se apruebe ahora produzca energía en el 2020.

Por lo tanto, la eficiencia energética será el caballo de batalla en el próximo decenio.

La UE ha adoptado una serie de medidas con el objetivo de mejorar su eficiencia energética. Se han desarrollado y se están desarrollando las directivas de eco-design, que fijan unos mínimos de eficiencia energética para una vasta serie de equipamientos industriales y domésticos, desde televisiones hasta bombillas, desde lavadoras hasta motores industriales.

Además, se han continuado desarrollando y mejorando las etiquetas energéticas. Lo que para cualquiera de nosotros es ahora algo habitual –ver cuál es la clase energética del electrodoméstico que queremos comprar y decidir nuestra compra a partir de este criterio y de otros– era algo extraño en el momento en el que la UE lanzó la iniciativa, y ha nece

sitado un tiempo para ser comprendida y apreciada por el consumidor.

Recientemente, la Comisión ha lanzado una revisión de la Directiva sobre el rendimiento energético de los edificios. La revisión afecta ahora a muchos más edificios –originalmente estaba destinada a los edificios de más de mil metros cuadrados– y además pone una atención especial en impedir que su puesta en práctica sea frenada por burocracias excesivas.

La Comisión Europea estima que esta revisión puede implicar ahorros adicionales de energía alrededor del 5% al 6% de la demanda en el 2020. Cuando la Directiva sea transpuesta, cada ciudadano europeo podrá incluir entre los criterios para comprar o alquilar su casa el rendimiento energético de la misma, que deberá aparecer en una etiqueta muy similar a la que ya conocemos para nuestros electrodomésticos. El sector de la construcción y el sector inmobiliario tendrán un incentivo para construir y renovar de un modo energéticamente más inteligente.

La promoción de edificios con baja o nula demanda de energía será otra de las prioridades de acción de la UE en este contexto, así como favorecer la integración de las energías renovables en los edificios. Por supuesto, los edificios deberán ser etiquetados por cada es tado miembro de acuerdo con sus condiciones climáticas y características propias.

Buena prueba de la intención de la Comisión de favorecer estos objetivos ha sido la propuesta, en enero del 2009, de un paquete de estímulo económico, proveniente de fondos agrícolas no utilizados, consistente en inversiones por valor de 3.500 millones de euros para proyectos estratégicos en el ámbito de la energía, que incluye 500 millones para proyectos eólicos marítimos.

Finalmente, en mayo del 2009 la Comisión revisó el Reglamento de fondos estructurales y propuso a los estados miembros el objetivo de invertir el 4% de los fondos disponibles en la renovación energética de viviendas. Esta revisión presenta un potencial enorme: basta pensar que el presupuesto total podría rondar los 8.000 millones de euros en Europa. Además, es probablemente una de las iniciativas con mayor potencial


de creación de empleo estable. En el caso español, una tercera ventaja es que el empleo se crearía ahí donde se ha destruido, en el sector de la construcción.

Pero no se ha avanzado mucho en su puesta en práctica, que encuentra una barrera importante: las autoridades competentes para decidir la distribución de los Fondos Regionales, las comunidades autónomas –que no son totalmente competentes en el sector de la renovación de viviendas–, no se sienten, al menos por ahora, incentivadas para actuar. Esta actitud es, a todas luces, difícilmente justificable, por lo que parece sensato esperar que a corto plazo las comunidades autónomas lleguen a acuerdos con las autoridades locales para lanzar conjuntamente grandes programas de renovación urbana con cargo a los Fondos Regionales.

3

Medidas en el futuro próximo

Todas las medidas expuestas en el apartado anterior son necesarias y deben representar una gran contri

bución para alcanzar los objetivos del 20%, pero no son suficientes.

La Comisión está trabajando en el desarrollo de otros paquetes de medidas. El desarrollo tecnológico es una necesidad básica para poder avanzar. No es probablemente una de las áreas que más atención despierta en los medios de comunicación, pero se encuentra detrás de cada nuevo desarrollo político. La pretendida tercera revolución industrial únicamente será una realidad si va acompañada de rápidos avances tecnológicos en áreas clave como las redes eléctricas y de comunicación, las tecnologías de energías renovables o el desarrollo de baterías y motores más eficientes.

Tenemos ejemplos de éxito de las tecnologías europeas, como, por ejemplo, el desarrollo extraordinario de los mercados globales de fotovoltaica y eólica, pero debemos ser conscientes de que estos éxitos resultan casi anecdóticos cuando se piensa en lo que es necesario hacer para alcanzar el objetivo de ver un mundo que ha reducido sus emisiones un 80% en el año 2050, como el panel científico IPCC estima crucial.

La industria de la energía a baja emisión (low-carbon energy), que incluye las renovables, las redes eléctricas

Gráfico 6

Plan estratégico europeo de tecnología energética

Hoy Hacia un sistema energético sostenible

Ret

os p

ara

su im

plem

enta

ción

2050+

Tecnologías al lado de la demandaTecnologías al lado de la ofertaTransporte

Captura decarbono yalmacenaje

Energíahidráulica

Viento

Eficienciaenergética enedificios

Fisión Eficienciaenergéticaen la industria

Biocombustibles

Co-generación

Calefacción yrefrigeración solar

Calefaccióngeotérmica

Energía solarfotovoltaica

Energía solarconcentrada

Coches dehidrógeno

Oleaje

Energíageotérmica

Fusión

Eficienciaenergética enel transporte

Horizonte temporal



inteligentes, la captura de CO2, los vehículos eléctricos, los híbridos, los vehículos a hidrógeno, las baterías, los productos energéticamente eficientes, etc., es sin ninguna duda uno de los sectores industriales con el potencial de crecimiento más elevado en las próximas décadas.

La UE está bien posicionada, con industrias líderes y por el hecho de contar con una política que fija un contexto positivo para el desarrollo de nuevas empresas e ideas en este sector. La posición de liderazgo de España en el sector eólico es un buen ejemplo de esta aserción, que se puede extender a muchos otros sectores.

El Consejo Europeo reconoció la importancia del desarrollo tecnológico cuando aceptó el Plan estratégico europeo de tecnología energética (gráfico 6), presentado por la Comisión, conjuntamente con el Primer Paquete Energético en el 2007. El Plan tecnológico propone, en esencia, mejoras en la coordinación entre la investigación a escala comunitaria y la investigación a escala nacional para optimizar resultados.

El aumento muy apreciable de las dotaciones presupuestarias en I+D en tecnologías para las energías sostenibles es otro punto clave del Plan. Las inversiones deben ser gestionadas por personal científico adecuado, y el Plan propone recuperar el atractivo de ser científico en Europa con el fin de atraer más jóvenes hacia este sector.

El año próximo es probable que la Comisión proponga una revisión extensa del Plan de acción de eficiencia energética aprobado en el 2006, con objetivos ambiciosos y una atención particular al desarrollo de instrumentos financieros adecuados para las energías descentralizadas y la eficiencia ener gética.

4

La dimensión local y regional

Las medidas legislativas y políticas a escala europea no son plenamente eficientes si no están acompañadas y realzadas por iniciativas nacionales, regionales y locales.

Es conveniente subrayar dos hechos: • El potencial más importante de reducción de emi

siones se encuentra en la eficiencia energética, incluida la masiva difusión de sistemas renovables descentralizados. Los sectores clave que pueden suponer incluso la mitad del potencial total son los edificios y la movilidad, fundamentalmente en el transporte a corta distancia.

• La UE trabaja sobre el principio de subsidiariedad: los problemas deben ser atajados por la Administración cuyo nivel sea el más adecuado para aplicar soluciones.

En este contexto, la Comisión Europea propuso a las ciudades y regiones europeas el Pacto de los alcaldes o alcaldesas o Covenant of Mayors: el compromiso formal por parte de los ayuntamientos y las autoridades equivalentes de ir mas allá de los objetivos comunitarios en materia de reducción de emisiones de CO2, mediante la puesta en práctica de una estrategia local o regional, los llamados planes de acción de energía sostenible.

El compromiso incluye algunos elementos absolutamente novedosos, que le dan solidez y credibilidad. En primer lugar, el compromiso es cuantificado y medible. No hay lugar en el Pacto para vagas declaraciones de interés, sino para planes de acción concretos, con impactos cuantificados. Los firmantes del Pacto hacen públicos sus planes de acción y sus informes de progreso, lo que permite que se pueda saber el grado de ejecución del plan.

En segundo lugar, el Pacto reconoce implícita y explícitamente el liderazgo y la iniciativa de los poderes locales y regionales. Ni la UE ni los gobiernos nacionales dictan ninguna medida a seguir, sino que se fija un objetivo global que se corresponde con el compromiso de la UE en su conjunto con el resto del mundo –la reducción global de emisiones–, y se espera de las autoridades locales y regionales que decidan sus estrategias particulares para alcanzar o superar dicho objetivo. Puesto que la decisión de unirse al Pacto es incondicional, ni la UE ni los gobiernos nacionales tienen capacidad de decidir quién se une al


Pacto, que de este modo queda gobernado por los mismos alcaldes.

El papel de la Comisión Europea se concentra entonces en proporcionar servicios y apoyo a las ciudades y regiones acogidas al Pacto, además de asegurar el reconocimiento institucional. La Comisión no tiene capacidad para decidir quién se une al Pacto, pero puede ejercer el mandato de finalizar la participación en el Pacto de aquellas ciudades y regiones que no hayan respetado sus propios compromisos, es decir, que no presenten un plan de acción o que no lo pongan en práctica. Esta capacidad fue requerida por muchas ciudades consultadas, que de esta manera ven reforzada la credibilidad del Pacto, que solo retendrá las ciudades y regiones que cumplan sus compromisos.

El tercer elemento que hay que considerar, el hecho de comprometerse a un objetivo cuantificado –que se refiere a una situación precedente–, requiere un esfuerzo técnico y científico notable para preparar inventarios de emisiones, metodologías de planes de acción, etc. Se hace necesaria y positiva, por tanto, la cooperación estrecha entre autoridades locales y el mundo técnico. El Pacto favorece la capacidad de operar de agencias de la energía regionales y locales, que a su vez están en la base de la creación de know-how local.

El cuarto punto, que no por ser el último tiene una importancia menor que los tres precedentes, sirve de colofón argumentativo. Las inversiones y actividades necesarias para reducir nuestras emisiones son, por su naturaleza, una fuente de desarrollo económico y social estable y sostenible a escala local. Son la mejor respuesta posible a la crisis económica presente.

Consideremos el ejemplo de España. La parte del león de la destrucción de empleo se ha producido en el sector de la construcción. Además, no parece sensato pensar que se producirá, en el futuro previsible, un repunte de la actividad en nueva construcción. Pero la calidad media de los edificios españoles, en general y especialmente en términos de rendimiento energético, es bastante baja. Un gran programa de renovación energética de los edificios construidos en la segunda mitad del siglo pasado sería ese gran pro

grama de estímulo económico que se reclama. Tal programa solucionaría un problema próximo a una mayoría de ciudadanos, crearía empleo no deslocalizable y facilitaría otras políticas, tales como la integración social, la salud, la valorización del patrimonio local, etc. Este programa puede parecer extremadamente complejo cuando se considera desde una perspectiva nacional, incluso regional, pero se convierte en algo mucho más factible cuando se plantea a escala local.

Los poderes locales están en la posición única de saber y poder convertir lo que es una preocupación y un coste a escala nacional, el cambio climático, en una oportunidad a escala local: mejorar la calidad de vida, crear empleos estables, hacer la ciudad más atractiva, fomentar la cooperación ciudadana.

La Comisión Europea es muy consciente de esta oportunidad y, junto al Pacto de los alcaldes, ha modificado los fondos estructurales, tal como se ha explicado anteriormente, y ha lanzado, en cooperación con el Banco Europeo de Inversiones, el nuevo instrumento de asistencia técnica ELENA, cuyo objetivo es ayudar a ciudades y regiones a organizar sus proyectos de renovación urbana mediante la energía sostenible, de tal modo que estos proyectos puedan ser financiados por el Banco.

5

Conclusiones

La Unión Europea se está preparando, con una amplia serie de medidas legislativas, programáticas y de cooperación política, para afrontar con inteligencia el nuevo paradigma energético que surgirá de la coincidencia del perjuicio ambiental, el daño económico y la inseguridad general que surgen por efecto de nuestra actual dependencia de los combustibles fósiles.

La UE ha adquirido un papel de liderazgo mundial en el ámbito de las tecnologías energéticas limpias, de los desarrollos legislativos ambiciosos y de la comprensión pública del problema. Queda ahora el desa


fío más difícil: conseguir que toda esta base se transforme en nuevas inversiones que redunden en un modelo de sociedad más pacífico, más estable y más inteligente. Para conseguir este objetivo es absolutamente necesario que los diferentes actores públicos y privados contribuyan a la tarea.

Desde el sector público, el papel de regiones y municipios deberá ser reconocido y reforzado, puesto que sin ellos no se conseguirá ningún objetivo. Regiones y ciudades harán que la amenaza de cambio climático se convierta en oportunidad de mejora social, gracias a su buena comprensión de los mecanismos que hacen que la inversión en energía limpia y distribuida sea un vector de crecimiento económico sostenible. Además, las entidades públicas más cercanas al ciudadano son aquellas que deben incitar a la contribución indi

vidual, las que pueden hacer del movimiento para mitigar el calentamiento global un verdadero movimiento social.

Queda otro elemento por solucionar, el acuerdo global para que las otras grandes potencias del mundo reduzcan sus propias emisiones, aún asumiendo que tal acuerdo implicará un esfuerzo más por parte de la UE, dado que su compromiso pasará del 20% al 30% de reducción. Los delegados de la UE negocian en estos momentos en este sentido. La mejor ayuda que podemos darles es nuestra propia acción voluntaria, nuestro propio compromiso para contribuir en la medida de nuestras posibilidades personales y profesionales al objetivo global. Solamente así lograremos pasar a la historia como la generación que se encontró con el primer problema global y supo solucionarlo.

49Monográfico

1 1

¿De dónde sale la energía?

Toda la energía conocida es de origen nuclear. Lo son especialmente los combustibles fósiles, resultado de una mineralización parcial de elementos orgánicos, es decir, fotosintéticos (en su gran mayoría), es decir, solares y, por lo tanto, nucleares. La benignidad de la energía solar interceptada por la Tierra en forma térmica o luminosa radica en la distancia del reactor de fusión que es el Sol: los residuos y las sacudidas no alcanzan nuestro planeta. A partir de la intercepción térmica directa o de la transformación fotosintetizadora, la energía nuclear solar ingresa en el sistema terrestre y hace posible la mayoría de las formas de vida actuales. La propia masa material de la Tierra es un residuo más o menos enfriado de procesos nucleares remotos.

1. Reelaboración de la conferencia pronunciada ante el Consejo de Trabajo, Económico y Social de Cataluña el día 16 de septiembre de 2009 y síntesis, igualmente reelaborada de varios artículos del autor.

La cuestión, pues, no es identificar las fuentes energéticas básicas (físicamente hablando sólo hay una: la nuclear), sino las formas de obtener las diversas expresiones en que se manifiesta la energía. Básicamente son cuatro:

• Captación directa de energías “libres” (viento, agua elevada, calor radiante...).

• Extracción de compuestos orgánicos ricos en energía de enlace, fósiles o no (hidrocarburos, gas natural, carbón, leña, biomasa...).

• Generación de expresiones energéticas aplicables a nuestras necesidades, principalmente electricidad (aerogeneración, hidrogeneración, fotogeneración, nucleogeneración, geogeneración...).

• Transformación secuenciada de expresiones energéticas sucesivas con el fin de compatibilizarlas con el motor o destinatario final (la misma producción de electricidad o el hidrógeno).

Estas cuatro maneras de obtener energía corresponden a conceptos distintos que se mueven en planos diferentes. Forman parte del universo semántico equí

Energía: seguridad, eficiencia y sostenibilidad1

Ramon FolchEstudi Ramon Folch - Estudi i Comunicació Ambiental, SL


voco en que se mueve el mundo de la energía. Así, es común hablar de “producción” de petróleo para referirse a la extracción del crudo y al proceso petroquímico posterior o es corriente hablar de “generación eólica” para referirse a la generación eléctrica a partir de la captación mecánica hecha por los aerogeneradores. Tendríamos que hacer un esfuerzo por ir precisando la terminología y evitar equívocos semánticos que desemboquen en confusiones conceptuales.

Una cuestión importante relacionada con la obtención de la energía es la de los residuos ocasionados en los procesos de captación o generación. La suciedad asociada a la extracción del carbón o el humo de las calderas acompañó los primeros tiempos de la revolución industrial, cuando la novedad y el deslumbramiento del vapor minimizaban la percepción del lado negativo del proceso. Con los hidrocarburos ha pasado lo mismo, pero en épocas de menos entusiasmo y de más sentido crítico, sobre todo desde que algunos de estos efectos han adquirido dimensiones planetarias (exaltación del efecto invernadero y cambio climático subsiguiente). Por eso el gas natural también tiene detractores, aunque resulta más limpio en términos de contaminación convencional. Incluso la combustión de biomasa está afectada en este sentido, sobre todo cuando se asocia a la incineración de fracciones más o menos orgánicas de residuos diversos. Las reacciones nucleares de fisión no generan este tipo de problemas, pero instauran situaciones no menos inquietantes. Llegaron, como cuarta ola energética, a una sociedad precavida por los efectos de las tres anteriores (biomasa, carbón y petróleo), de manera que se han mirado con mucha prevención. El problema principal es el riesgo radiactivo residual, naturalmente. La energía nuclear de fisión no provoca contaminación atmosférica y es relativamente abundante (hasta un cierto punto: los yacimientos de uranio son limitados), pero peligrosa.

También son dignas de consideración las modificaciones territoriales provocadas por la obtención energética. El entusiasmo inicial del ecologismo por la energía eólica se ha convertido en rechazo en algunos

sectores a causa de las alteraciones paisajísticas que comportan los parques eólicos. Este cambio de actitud tiene precedentes en el campo hidroeléctrico, la energía renovable clásica, cada vez más contestada por las alteraciones que las esclusas o las minicentrales causan a los cursos fluviales. Visto así, ¿qué sentido tiene la locución “energías alternativas” que se aplicó durante mucho tiempo a las energías renovables, por pretendidamente limpias y duraderas? ¿Existen, realmente las “energías renovables”? En realidad, ninguna fuente energética es enteramente renovable, ni completamente limpia. Conviene abandonar los simplismos y admitir la compleja naturaleza de las cosas.

En todo caso, conviene darse cuenta de que el componente ambiental de la energía radica en su misma esencia. El ambiente por entero es una expresión energética. El ambiente es energía. No es una manera poética de decirlo. Todo lo contrario, es la única manera de decirlo con propiedad tecnocientífica. La materia es una expresión energética y las relaciones entre los elementos materiales son flujos de energía. Esta realidad básica continúa manifestándose en todas las escalas de la inmediatez cotidiana, porque energía elaborada son los automóviles, que consiguen moverse con gasto energético, mientras que la combustión efectuada en sus motores es una transformación energética, y a la energía son debidas las transformaciones inducidas por la movilidad, se midan en modificaciones territoriales, en emisiones de gases o en procesos productivos.

En vista de todo esto, y a fin de que todos estos aspectos queden recogidos en una terminología más ajustada que la habitual, podríamos remitirnos a la tipificación energética del cuadro 1.

El hidrógeno y las pilas de combustible no figuran en esta relación. El hidrógeno es un transportador ener gético (carrier), no una fuente. Es como la electricidad, que es la expresión energética quizás más importante, pero que se genera siempre a partir de fuentes preexistentes: hay electricidad o hidrógeno porque primero hay reacciones nucleares, o formas de energía solar (carbón, petróleo y gas natural incluidos).

51Monográfico. Energía: seguridad, eficiencia y sostenibilidad

2

¿Por qué dependemos tanto de los combustibles fósiles?

Los humanos hemos funcionado con energía nuclear solar fotosintética mientras nos hemos limitado a comer y a quemar leña. La ancestral tracción de sangre participa de esta situación, obviamente. El problema ambiental de la energía aparece con la emersión de la civilización industrial, que puso repentinamente en circulación los ahorros energéticos de 200 millones de años de fotosíntesis fosilizadas en forma de carbón, petróleo o metano. Tiene dos componentes: uno obvio y fácilmente perceptible, que son los residuos de la combustión, y otro de elíptico, que son las transformaciones territoriales inducidas, con la inclusión expresa de la formidable exaltación de la movilidad que permiten.

El éxito de los combustibles fósiles ha sido su elevada densidad energética y también la facilidad con que se transportan y se pueden almacenar. La alta densidad de la energía es básica para la autonomía de movimiento. El 40% de la energía se nos va en el transporte, casi todo confiado en los derivados del

petróleo. Es evidente, pero a veces nos pasa por alto. Los automóviles con motor de explosión o los aviones van donde quieren y a costa de un depósito pequeño. Por contra, los trenes eléctricos necesitan catenarias fijas y centrales que generan de manera permanente. Aunque cubriéramos el territorio de captadores solares subsistiría el problema de la conexión del consumo móvil (las baterías son todavía bastante rudimentarias).

Sin carbón y sin petróleo no habría habido revolución industrial. A veces se pierde de vista que la vida moderna es inimaginable sin abundancia energética, ya que los combustibles fósiles están en el mismo código genético de nuestra civilización. El carbón catapultó la máquina de vapor, que no habría podido generalizarse sólo a base de leña –pronto la habríamos quemado toda–, y el petróleo hizo posible el motor de combustión interna, sin el cual no habría habido automoción al por mayor. Uno y otro, más el gas, han sido también determinantes en la generación eléctrica. Las llamadas energías renovables, con tan buena prensa, tienen un inconveniente: son una derivada segunda o tercera de la energía solar, en forma de viento, de agua acumulada en las cabeceras de los ríos, de oleaje, de efecto fotovoltaico... Por lo tanto, resultan disponibles siempre por debajo de la constante solar, que equiva

Cuadro 1

Tipos de energía

Energía capturada Captación de energías libres y renovables de origen solar Solar

Eólica

Termosolar

Fotovoltaica

Transformación cinética de energías potenciales renovables Hidroeléctrica

Mareomotriz

Captación de energías libres y renovables de origen geonuclear Geotérmica

Energía liberada por

reacción combustible

Extracción de depósitos no renovables (fósiles) de energías

del carbono

Carbón

Petróleo

Gas natural

Explotación de fuentes biodegradables de energías del carbono Biomasa

Explotación de fuentes no biodegradables de energías del carbono Fracción fósil de los residuos

Energía generada por

reacción nuclear

Nuclear de fisión

Nuclear de fusión (tecnología no disponible)

Fuente: elaboración propia.


le a una potencia instalada máxima de 1 kW por metro cuadrado de superficie terrestre. Es fuerza (pero no mucho si, como pasa actualmente, el rendimiento de los captadores es aún muy bajo). Sin embargo, la energía solar interceptada por la Tierra hace funcionar la biosfera. Justamente por eso, si la capturáramos toda nos quedaríamos sin vida vegetal y animal –y, por lo tanto, sin alimentos ni ciclo del agua ni nada de nada– y todavía no subvendríamos a todas las demandas energéticas de siete mil millones de humanos industrializados. Ya hemos vivido sólo con renovables: del paleolítico a la edad media, por ejemplo.

Tenemos un problema, pues, si el petróleo se acaba. No se acaba, todavía, pero pronto escaseará la gasolina. El geólogo Mariano Marzo lo explica muy bien: no es igual tener cerveza que stocks de cebada o campos para cultivar: la cebada no se bebe, entre el surco y la tinaja espumante hay el cultivo, el procesamiento y la distribución. El petróleo empapa rocas profundas, no está contenido en depósitos bombeables. Además, en crudo, no sirve de gran cosa. Es cebada, paja incluida. El petróleo –y también el carbón y el gas– es el resultado improbable de procesos químicos complejos experimentados por inmensos depósitos de restos orgánicos sometidos durante milenios a temperaturas y a presiones estrictas. Cada vez vamos más escasos de suelo y de sacos de cebada, pero sobre todo de cerveza manufacturada, éste es el problema. Durante el año 2009, a pesar de la crisis económica general, se extrajo una media diaria de 84,9 millones de barriles de petróleo, es decir, unos 13.580 millones de litros. Es tanto como decir 156.000 litros por segundo las veinticuatro horas del día o más de dos litros por humano viviente y día. Son cantidades impresionantes, que todavía habrá que incrementar en un 25% en las dos primeras décadas si es que queremos satisfacer las previsiones de demanda tendencial. El problema es que las extracciones de los campos en explotación ya hace tiempo que caen cerca de un 6,5% anual porque los yacimientos se encuentran en un estado adelantado de explotación. No está claro como se cubrirá esta demanda, que dependerá sobre todo de la docena de países de la OPEP, geopolíticamente problemáticos

para la Unión Europea (Arabia Saudí, Emiratos, Qatar, Kuwait, Irak, Irán, Libia, Argelia, Nigeria, Angola, Ecuador y Venezue la), más que de proveedores más fiables (Reino Unido, Rusia, Canadá, Estados Unidos, México, etc.).

Es paradójico que, ante este estado de cosas, sólo obtengamos servicios económicamente productivos de una tercera parte del petróleo extraído (dos terceras partes se pierden en los consumos de extracción, refinado y transporte, en la ineficiencia de la transformación y en la malversación por servicios innecesarios). Y una parte de las supuestas reservas es petróleo de extracción difícil o muy costosa. Por eso cada vez tenemos más cerca el fantasma del peak-oil, es decir, el momento en que la demanda sea superior a la oferta posible: la mayoría de expertos y las mismas compañías petroleras sostienen que, al ritmo actual de demanda, podría producirse entre el 2020 y el 2025, o quizás antes. El petróleo ha sido, y es, una bendición para los humanos; tendríamos que administrarlo mejor. Y también, quizás, capturar el dióxido de carbono que, al quemarlo, liberamos a la atmósfera.

3

¿De dónde viene el dióxido de carbono atmosférico?

Ha quedado razonablemente establecida la relación entre la emisión de dióxido de carbono resultante de la quema de combustibles fósiles y el cambio climático, no hay que insistir en el tema. En cambio, quizás sí que conviene reflexionar sobre la procedencia global del CO2 atmosférico, cuya mayor parte procede de combustiones orgánicas no industriales. Las personas emitimos CO2. Concretamente, entre 950 y 1.200 gramos cada día por cabeza. Por término medio, cada ser humano exhala diariamente poco más de un kilo de dióxido de carbono. Como somos 6.780 millones de personas vivientes, la respiración humana invierte a la atmósfera unos 7,5 millones de toneladas de CO2 al día. La respiración conjunta de todos los seres vivos genera anualmente unos 320.000


millones de toneladas de dióxido de carbono y por eso lo hay en la atmósfera. El problema es que en todo este CO2 se suma ahora el de la quema de combustibles fósiles, unos 28.000 millones de toneladas anuales, es decir, un 9% suplementario. Puede parecer poco, pero es mucho. Representa que, en un sistema en equilibrio dinámico (la Tierra y su atmósfera), se eleva un parámetro en casi un 10%. Si no fuera por la capacidad autorreguladora del sistema, que encaja y deriva parte de la alteración, al cabo de un par de siglos de quemar combustibles fósiles la atmósfera rebosaría de dióxido de carbono, el efecto invernadero se dispararía y el clima del planeta habría variado sensiblemente. Pero todo tiene un límite, la homeostasis planetaria en términos de gases con efecto invernadero está desbordada y por eso se altera el régimen atmosférico y empieza a cambiar el clima.

Respirar es oxidar materia orgánica para obtener energía. Quemar, también. Un litro de gasolina completamente oxidada se convierte en energía, vapor de agua y 2,3 kilos de CO2. Un ser humano exhala al día la mitad de esta cantidad, es decir, el equivalente a quemar medio litro de gasolina. Al respirar, cada persona contribuye al efecto invernadero como un turismo que recorra siete u ocho kilómetros diarios. Por lo tanto, a 12 euros la tonelada en que se cotiza el dióxido de carbono en el mercado de emisiones, si se nos tratara como un motor tendríamos que pagar medio euro al mes para respirar. No lo pagamos y nuestros autos, tampoco. De manera directa no pagamos nada, dejamos que lo haga la industria (y, además, la miramos mal). Indirectamente, lo pagamos con la repercusión de los costes industriales o con los impuestos que cubren los gastos del Estado cuando cumple con Kioto. Por eso respirar no es gratis, aunque de momento nos salga gratis. Hay balances peores que otros, naturalmente. En cuanto al dióxido de carbono, el mejor es el de las nucleares, instalaciones energéticas que presentan serios problemas de otro tipo; lo peor es lo de los combustibles fósiles. Todos tienen una pega u otra. Y diferentes virtudes, también. Por eso tendríamos que abandonar de una vez el maniqueísmo. El mesianismo judeocristiano impregna nuestras

actitudes profundas y nos inclina a optar entre el bien o el mal, el pecado o la virtud. Los movimientos salvíficos incurren fácilmente en este vicio. Admitir que los emisores principales de dióxido de carbono somos los mismos seres vivos con nuestra respiración es un saludable ejercicio de humildad.

Pero tampoco se puede olvidar que el diferencial problemático viene de la quema de combustibles fósiles. En sólo dos siglos, hemos devuelto a la atmósfera el carbono fijado en los yacimientos a lo largo de más de cien millones de años. En las próximas décadas, invertiremos otra cantidad equivalente. ¿Como es que alguien aún se extraña de que tal acto provoque conmociones climáticas? Hay que minimizar las emisiones, pero también hay que encontrar maneras menos pedestres de deshacerse de todo este CO2 que el vertido directo a la atmósfera. Obtenemos del subsuelo carbón e hidrocarburos (carbono reducido), extraemos por combustión la energía retenida en sus enlaces químicos y vertemos a la atmósfera los gases residuales (carbono oxidado). Sería sensato devolver estos residuos al lugar de donde provienen. El dióxido de carbono, o carbono sin energía asociada, no molestaría a nadie. Enterrar el carbono desmayado que hemos desenterrado cuando era portador de energía es una solución lógica. No hay manera práctica de hacerlo cuando las emisiones son difusas, que es el caso de los autos, por ejemplo. Pero se puede intentar cuando son concentradas, que es el caso de las centrales térmicas. Cada kWh generado con gas natural comporta la emisión de 400 gramos de CO2, que es bastante; generado con carbón, unos 900, que es muchísimo. Pero el carbón, por su abundancia relativa, es el combustible más utilizado en las térmicas chinas, indias y de la mayor parte del mundo en general. Su uso aumentará inexorablemente. Si no confinamos el CO2, la guerra contra el cambio climático está perdida.

En todo caso, y justamente porque no podemos evitar emitir CO2 cuando respiramos, tenemos que implementar un sistema productivo y de transporte bajo en emisiones de dióxido de carbono. Tiene que resultarnos caro enviarlo a la atmósfera, es el único lenguaje que entendemos los humanos cuando fun


cionamos juntos. El Banco Mundial ha estimado que, entre el 2010 y el 2050, los países ricos tendrán que transferir cada año entre 55.000 y 75.000 millones de euros a los países en vías de industrialización a fin de que adopten tecnologías bajas en CO2. A estos costes de mitigación del cambio climático se tendrá que añadir los esfuerzos de los mismos países desarrollados en la misma dirección, la compra de permisos de emisión prevista al Protocolo de Kioto y los costes de los conflictos ocasionados por las alteraciones climáticas que ya están en curso y que nadie podrá parar en muchos años, porque la atmósfera es un volante de inercia que responde muy perezosamente a los cambios de timón. Todo un panorama.

4

¿Son las energías renovables la única salida?

A la larga, quizás sí; de momento, todavía no. Y no porque la energía solar sea escasa. El Sol es un reactor exagerado. Envía al espacio cantidades ingentes de energía, una pequeña parte de la cual llega a la Tierra. En términos de potencia o energía instantánea, unos 1.360 W/m2 alcanzan de manera permanente la parte más externa de la atmósfera iluminada. Es la energía que mueve la atmósfera y hace llover, la que gobierna el clima, la que hace posible la vida mediante la fotosíntesis. A ras de tierra, esta irradiancia se traduce en una insolación de 1 kW por cada m2. Es bastante energía, pero difícil de capturar. Sólo para generar la electricidad doméstica que consume un europeo medio hacen falta unos 8 m2 de placas fotovoltaicas. Para abastecer los hogares de Cataluña harían falta más de 60 km2 de placas. En todo caso, los hogares necesitan sólo el 5% de la energía total consumida, de manera que la captura fotovoltaica de toda la energía necesaria en Cataluña exigiría una inimaginable extensión de 1.200 km2 de placas. Seguramente acabaremos mejorando el rendimiento fotovoltaico, pero nunca podremos superar la constante solar: como máximo, 1 kW por cada m2. La energía solar es abundante, pero laxa. Y discontinua: de no

che se esconde el Sol. Los 1.200 km2 de placas no generarían la energía necesaria en el momento necesario, sino el equivalente energético global a las horas en que no sería tan necesario. La captura solar tiene que ser complementada con otras fuentes de generación continua.

El tema de la discontinuidad es muy importante. El Sol no luce las veinticuatro horas del día sobre todos los puntos de la Tierra, el viento no sopla de manera constante y laminar. En Cataluña, en concreto, el viento es episódico, excepto en el Ampurdán y los sistemas montañosos centromeridionales. Por eso sólo un 20%25% del territorio puede acoger parques eólicos razonablemente productivos. El Plan de la energía de Cataluña prevé que antes del 2015 haya 3.500 MW de potencia eólica instalada, pero a estas alturas tenemos apenas 500 (equivalentes a una central de ciclo combinado o a media central nuclear estándar). En todo caso, el viento es caprichoso. La madrugada del 30 de diciembre de 2009 y del 14 de enero de 2010 cubrió el 54% y el 42% de la demanda eléctrica española, pero al día siguiente, sólo un 15%20% (que también es mucho, pero no tanto). No nos podemos dejar deslumbrar por la vistosa potencia instalada (17.000 MW en toda España, sólo 500 en Cataluña al empezar el 2010) ni tampoco por los MWh proporcionados durante unos cuantos minutos de punta. Hay que pensar que, incluso en los momentos de récord de generación alcanzados los días 8 de noviembre y 30 de diciembre de 2009 o el 14 de enero de 2010, en ningún momento se consiguieron potencias instantáneas superiores a los 11.800 MW, es decir, el 70% de la potencia instalada. Se necesitan otras fuentes energéticas, renovables o no, y una buena red para sacar energía de un lado y ponerla en otro lado.

De lo contrario, la mayor parte de los sistemas para captar las energías llamadas libres o limpias, de las cuales casi todas son solares (eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, del oleaje, etc.), no están exentos de repercusiones ambientales, si bien normalmente lejos del usuario. Basta pensar en los embalses, en la extracción y la metalurgia del silicio o en los procesos productivos de los aerogeneradores y en las afectacio


nes territoriales de las líneas de evacuación de la energía generada. Hay que insistir en ello con el fin de no ir consolidando falsas creencias, no por generalizadas menos erróneas. Cualquier formato o vector energético que no sea el fotosintetizador comporta efectos ambientales importantes. Ignorándolo, ni los resolveremos ni los encauzaremos aceptablemente. Por ejemplo, la generación hidroeléctrica, la primera y más contrastada fuente de energía renovable, también emite gases con efecto invernadero. La putrefacción de las plantas cubiertas por las aguas en la primera inundación, pero también la de las germinadas en los espacios de oscilación anual del nivel, emite metano. Los chinos lo acaban de medir en el gigantesco embalse de las Tres Gargantas, sobre el río IangTsé: unas 54 toneladas por kilómetro cuadrado y año, las cuales, en términos de efecto invernadero, equivalen a unas 1.000 toneladas de CO2, tanto como el dióxido de carbono emitido por 430 litros de gasolina quemada, es decir, por un turismo que haya recorrido 6.500 kilómetros. Y a las emisiones de los embalses, podríamos añadir las emisiones asociadas a la fabricación y transporte de placas solares o de aerogeneradores, o a la evacuación y transporte de la energía generada. Sin embargo, los análisis multicriterio que incluyen la consideración del ciclo de vida dan valores de impacto lo bastante distintos (ecopuntos negativos) para las diferentes energías limpias: 5,4 a la minihidráulica, 64,7 a la eólica y 461 a la fotovoltaica. Eso quiere decir que, genéricamente, la eólica tiene un impacto ambiental doce veces mayor que la minihidráulica y siete veces más pequeño que la fotovoltaica, aparte de otras consideraciones relativas a la vida útil de las instalaciones.

Un caso particular de energía renovable, muy vinculada a la automoción, es el de los biocombustibles. Han vuelto a la palestra, pero no son ninguna novedad. De hecho, el primer motor diésel iba con aceites vegetales, el año 1900; el prototipo del Ford T iba con etanol, el año 1907. Por lo tanto, la idea de los biocombustibles no tiene nada de nuevo. Pero la Ford se decantó finalmente por la gasolina y así empezó la era del automovilismo de consumo: coches hechos en serie y movidos con motor de gasolina. Un siglo más

tarde hemos mejorado los rendimientos (aquellos Ford T no pasaban de los 70 km/h y consumían 20 l cada 100 km), pero el planteamiento básico del automóvil es el mismo. Ahora, como el petróleo declina, algunos giran nuevamente la vista hacia los biocombustibles.

Se tendría que decir agrocombustibles, quizás, porque provienen de la actividad agrícola. Los principales son el bioetanol (de hecho, etanol tout court), obtenido de la fermentación alcohólica de cereales, caña de azúcar o remolacha (o uva), y el biodiésel, fabricado a partir de aceite de soja, colza o girasol, o también a partir de aceites vegetales reciclados. Brasil y los Estados Unidos producen el 90% del etanol mundial, mientras que Alemania y Francia fabrican el 80% del biodiésel del mundo.

Los motores de explosión pueden ir con cualquier cosa que se comporte como la gasolina o el gasóleo. A los brasileños les sobraba alcohol etílico y ya hace años que sus estaciones de servicio sirven bioetanol. El bioetanol se puede mezclar con gasolina (E5 y E10, 5% y 10% de etanol) sin que ningún motor se resienta o se puede utilizar en porcentajes elevados (E85, E95 y E100) en motores especialmente adaptados, como es el caso de los coches brasileños. El biodiésel mezclado con gasóleo (B5, B20) o puro (B100) funciona en cualquier motor diésel, excepto los muy antiguos. Suena bien, porque los biocombustibles son renovables y en su producción biológica se fija tanto carbono atmosférico como su combustión se envía a la atmósfera en forma de CO2. El problema es la conmoción que introducen en los mercados agroalimentarios y la mediocridad del balance energético de su proceso productivo.

El tema del balance energético es capital. La energía contenida en un kilo de pescado es muy inferior a la energía consumida para pescarlo. Por eso la pesca actual presenta un balance energético negativo, disimulado por el precio final del pescado. El pescado se valora mucho en la mesa y el petróleo, nada, de manera que continuamos pescando. Pero si diéramos prioridad al balance energético, ya no lo haríamos. Con la agricultura es diferente. El esfuerzo agrícola secularmente se ha visto compensado por cosechas


más o menos abundantes. Eso explica el éxito de la agricultura y su papel históricamente capital. Actualmente ya no es así: el rendimiento por hectárea es mucho más elevado que antes, pero la energía empleada en los cultivos ha crecido todavía más (tractores, fertilizantes, plaguicidas, irrigación, etc.). En todo caso, necesitamos los alimentos y no dudamos en emplear mucha energía para conseguirlos. El balance entre alimento obtenido (energía solar fijada en enlaces bioquímicos) y energía consumida en el cultivo (energía básicamente fósil gastada en los procesos agronómicos) no es determinante, porque el petróleo no se come. Pero lo sería si decidiéramos transformar la cosecha en leña. Pues eso, pero más sofisticadamente, son los biocombustibles. Con suelos fértiles, lluvias abundantes y temperaturas altas todo va bien, pero éste no es el caso de la mayoría de zonas del planeta; entonces es necesario labrar a fondo, abonar, regar y fumigar. Se tendría que calcular muy bien para que no acabara pasando como con la pesca, pero sin pescado en la mesa: gastaríamos mucha energía para producir poca, un negocio pésimo. En efecto, una demanda desbocada de cereales para producir bioetanol perjudicaría a los menos favorecidos. Ya ha pasado en México, donde el precio del maíz, alimento básico, se dobló en pocos meses: en el Chicago Board of Trade, el principal mercado de futuro del mundo en materias primas, el bushel de maíz (25 kg) pasó de 2 a 3,5 dólares entre febrero y diciembre del 2006. Por otro lado, la creciente demanda de soja incita nuevas roturaciones en países tropicales o subtropicales todavía forestados: lo que ha respetado la ganadería para hamburguesas puede destruirlo la soja para bioetanol.

En Europa es diferente. La Directiva 2003/30 de la Comisión Europea establecía que los biocombustibles representaran el 5,75% de la oferta comunitaria el año 2010. No se ha alcanzado, pero el Consejo Europeo ya ha aprobado que sea el 10% el año 2020. Sólo Alemania con el biodiésel y Suecia con el bioetanol han hecho de momento los deberes. Según la Comisión los biocombustibles crearán 180.000 puestos de trabajo netos. Sin embargo, no dice qué balance energético tiene que ser considerado como límite. En Cataluña, el Plan

de la energía (revisión 20062015) prevé que el 18% del gasóleo de automoción sea biodiésel en el 2015. Puede ser una buena oportunidad de reconversión de nuestra agricultura, si los balances energéticos son favorables o si se combinan políticas productivas con inversiones de estabilización territorial. En vez de subvencionar productos excedentarios se podría favorecer un nuevo campesinado celador del paisaje y generador de productos con un mercado real.

En cualquier caso, conviene recordar que los vectores energéticos no son intercambiables. Pronucleares y filosolares a veces parecen perder de vista que la electricidad es un vector energético de distribución más que rígida: tiene que colgarse de una red fija (la transmisión por inducción es todavía muy circunstancial o anecdótica). El movimiento quiere independencia. El hidrógeno la da, y por eso seguramente tiene futuro en automoción, como el gas natural licuado o a presión. Pero no hay minas de hidrógeno y la combustión del gas, como la del petróleo, genera dióxido de carbono, nefasto para el mantenimiento del estatus climático que nos conviene. Por lo tanto, solucionar el tema de las baterías es capital para el desarrollo del vehículo eléctrico. En todo caso, no podemos superar determinados umbrales mediante consecuciones tecnológicas sucesivas, porque contrariaríamos las leyes de la física. Hay que poner de manifiesto que una disposición sigmoidea, tan común en muchos fenómenos que comportan crecimiento en alguno de sus parámetros, es también aplicable al caso que nos ocupa. El principal impacto ambiental negativo del uso de las diferentes expresiones energéticas vendría de no aceptar la necesidad de programar esta segunda inflexión de la curva sigmoidea, porque el crecimiento indefinidamente sostenido es insostenible. Una inflexión como ésta se producirá probablemente sola de manera ineluctable, aunque podemos esforzarnos en retrasar su aparición. Sería mejor propiciar el advenimiento controlado en el tiempo y de manera no traumática para la economía mundial y, sobre todo, para los humanos. Pero a fin de que esta mayor no nos sirva de coartada para no abordar a las muchas menores de que se compone la


realidad, será sensato empezar por sus derivadas segundas, que son también los parámetros más inmediatos, entre los cuales, y quizás en primer lugar, están las emisiones.

El petróleo se acaba, el gas natural tampoco durará siempre y las reservas de uranio son tan limitadas como las de energía fósil, o tal vez más. Las renovables actuales, la mayoría expresadas en forma de electricidad, abarcan lo que abarcan y, además, los cables no pueden llegar a todas partes. No es ser responsable prescindir de ellas, pero es ser demagógico considerarlas la panacea. De lo contrario, el mundo moderno ya es como es. Lo hemos diseñado para funcionar con energía fósil y motores de combustión interna. Nos ha costado un siglo y medio de trabajo, no lo podemos cambiar en un par de décadas. La ilusionada construcción de un futuro viable (es decir, sostenible) pasa por el reconocimiento del presente. Por eso tenemos un problema. No es una cuestión menor o meramente estética; todo lo contrario, es un tema socioeconómicamente capital.

5

¿Dónde están los imbornales energéticos del sistema productivo catalán?

La industria optimiza procesos por definición. Por eso, y en contra de lo que pueda parecer y de lo que, seguramente, cree la mayoría, administra muy bien los recursos energéticos. Consume mucha energía, naturalmente, pero de manera razonablemente eficiente. En Cataluña, la industria necesita el 44% del total de la energía primaria consumida, pero consume sólo un 31,5% porque el resto es petróleo convertido en plásticos y otros productos. El transporte se lleva un 26% de la energía primaria, equivalente a casi un 40% (38,7% el año 2007) de la energía final. La construcción y, sobre todo, la explotación de los edificios (iluminación, climatización, etc.) necesitan también mucha energía. De hecho, las demandas asociadas al transporte y a la construcción y mantenimiento de las edificaciones representan mucho

más de la mitad de la energía final consumida. Son, pues, los dos grandes imbornales energéticos. En ambos casos, la eficiencia con que operan se puede mejorar mucho. Por eso la intensidad energética del sistema productivo catalán es tan alta (relación entre energía empleada y PIB generado), aunque haya mejorado bastante en los últimos cinco años. El año 2006 se situó en 110,2 tep2 por cada millón de euros de producción, un 3,7% menos de las 114,5 tep del año 2005 y un 6,5% menos de los 117,9 del año 2004.

El tema del consumo en el transporte es muy complejo. Disminuiría si los motores fueran más eficientes, pero las principales mejoras que se puede esperar no son de carácter técnico, sino social o político, porque dependen de las opciones de movilidad escogidas (transporte privado o colectivo, automóvil o tren, etc.) y de cuestiones aparentemente separadas del tema, como el modelo territorial. La elevada demanda actual se explica por la adición de las variables menos favorables: más privado que colectivo, más carretera (80% del consumo energético total del transporte) que ferrocarril o barco, mucha movilidad ligada a la urbanización laxa, etc.

El tema de la construcción no se percibe como tan importante, pero lo cierto es que se comporta como un imbornal energético que sí que lo es. De la misma manera que hablamos de potencia instalada (capacidad de generación de una planta energética), tendríamos que poder hablar de “demanda instalada”, es decir, consumo basal en función de las características de la construcción, más allá del consumo real subsiguiente a la eficiencia o dejadez del usuario. Equivaldría al consumo que todos los fabricantes de automóviles dan para sus vehículos (normalmente establecido para cargas medias, neumáticos inflados correctamente y vehículos rodando a una velocidad constante de 90 km/h). En estas condiciones basales, nuestros edificios residenciales necesitan entre 100 y 150 kWh por m2 y año, algunos incluso 200. Es mucho, teniendo en cuenta que el proceso de rehabilitación energética que

2. tep: toneladas equivalentes de petróleo, a veces expresadas me Mtep (mega tep, millón de toneladas equivalentes de petróleo).


impulsa la Comisión Europea para el 30% del parque inmobiliario construido (antes del 2030) aspira a llegar a demandas situadas entre los 50 y los 80 kWh por m2 y año.

El consumo energético de un edificio empieza mucho antes de que lo ocupen los usuarios. Se inicia con la obtención de los materiales constructivos y con la forma de llevar a cabo la obra. Ya hace diez años que el Informe MIES, hecho por la Universidad Politécnica de Cataluña, determinó que en la construcción del edificio de la Escuela de Arquitectura de Sant Cugat se había consumido una tercera parte de toda la energía que el edificio necesitará a lo largo de su vida útil, estimada en unos treinta años. Sobre este tema, no suele haber ningún cálculo previo ni ninguna sensibilidad especial, y menos aún sobre las emisiones de dióxido de carbono que conlleva la construcción. La poca sostenibilidad en boga se extasía con los paneles fotovoltaicos y con supuestas circulaciones del aire según unas flechitas dibujadas en los planos y nunca verificadas en la realidad, pero no suele preguntarse por el coste energético y las emisiones de CO2 de los materiales y de los procesos constructivos. Es muy diferente a recurrir al hormigón armado, a los materiales cerámicos, al cristal, a la madera o al acero: las emisiones pueden multiplicarse por cien o incluso más.

El caso es que sabemos hacer casas con emisiones bajas de CO2 y con una demanda energética discreta, entre cuatro y seis veces más baja que la de los edificios convencionalmente construidos. Sabemos como hacer pisos que pasan con 2535 kWh por m2 y año. Es decir, pisos que, perfectamente climatizados en invierno y en verano, reducen a una cuarta o a una quinta parte la factura de la electricidad o del gas. Sorprende que nadie lo exija todavía, y más cuando la certificación energética de edificios vigente establece un escalado de la G a la A, como en los electrodomésticos (el nivel D es el mínimo obligatorio en obra nueva, según el Código técnico de la edificación). También sorprende que no se aborden rehabilitaciones de obra vieja para mejorar el rendimiento energético. Podríamos empezar por los edificios de uso público, por su valor ejem

plarizante. En épocas de crisis y de fomento de la inversión pública para reactivar la actividad económica, sería una medida doblemente oportuna: invertir para ahorrar y ser más eficiente y competitivo es una jugada redonda. Las rehabilitaciones energética o hídrica exigen obras, es cierto, pero no más que las hechas con ocasión del cambio del gas ciudad a gas natural (se tuvieron que sustituir todas las conducciones), o que las correspondientes a la instalación de fibra óptica o cable, o poner teléfono o antenas de televisión en las casas que no tenían, o que las hechas para dotar con cocinas y baños modernos las casas con comuna o fogones de carbón. Se han hecho en las últimas cuatro décadas y ahora tocaría poner al día la eficiencia energética.

En vez de eso, en los últimos años se ha visto todo tipo de pintoresquismos constructivos etiquetados como sostenibles o bioclimáticos. Un edificio sostenible no es un ejercicio de sectarismo edilicio. Es una muestra de buena práctica edilicia, superadora, eso sí, de algunos desvaríos que han estado de moda o que todavía lo están. La arquitectura genuinamente sostenible es la mejor arquitectura del momento, la que hace las cosas que hay que hacer de la manera más eficiente y confortable posible, lo cual incorpora el objetivo de la durabilidad. Si es fea o desorbitada, no es sostenible; si es efímera o muy costosa de mantener, tampoco. Dotar los edificios de sistemas de captura activa de energía (termosolar, fotovoltaica, geotérmica) suele ser interesante, además de obligatorio ya actualmente en muchos lugares, pero lo que realmente cuenta es el balance entre la energía solicitada a la red y la prestación obtenida. Si el edificio tiene un mal comportamiento energético (orientación cardinal defectuosa, mal aislamiento, exceso de iluminación artificial, instalaciones de climatización poco eficientes, uso inadecuado de la vegetación arquitectónica, etc.), no sirve de gran cosa que esté contrachapado de paneles solares. La energía y los materiales baratos han derivado en edificios ineficientes. Tan ineficientes que empiezan a ser incluso ineficaces y poco confortables. El uso inadecuado de la climatización forzada, por ejemplo, ha creado una paradójica falta de confort


para los usuarios, es decir, una ineficacia. La mala relación entre la energía consumida y el servicio prestado ha hecho crecer los índices de ineficiencia energética; la falta de confort climático generado por unas temperaturas inadecuadamente altas o bajas, o por flujos de aire excesivos, ha hecho crecer los niveles de ineficacia. Se ha llegado, pues, a la ineficiencia ineficaz. Los costes crecientes de la energía invitan a un cambio de actitud, que ya tendría que haber llegado hace mucho tiempo bajo el guiaje de la buena práctica proyectativa.

Ante la evidencia, la discusión teórica sobre el tema ha perdido interés. Empujados por la necesidad, tanto como por la reflexión, si no más, algunas instancias administrativas, diversas plataformas reguladoras y numerosos profesionales han optado por establecer estándares y adoptar criterios. Conviene subrayarlo: no hablemos de especulaciones, sino de normativas ya vigentes o de prácticas en curso de generalización. Que algunos todavía las ignoren, o incluso las desprecien, no va más allá de tropiezo temporal o de anécdota más o menos lamentable. En desarrollo de la Ley 38/1999 de ordenación de la edificación, el Código técnico de la edificación, con todos sus claroscuros, es la más enquadradora de estas normativas desde que entró en vigor el RD 314/2006; se refiere a muchos aspectos de la construcción, pero uno de sus documentos básicos es, significativamente, el del ahorro energético. La Generalitat de Catalunya, sobre todo mediante el Decreto 21/2006 de ecoeficiencia, también ha legislado al respecto, y algunos ayuntamientos han promulgado diferentes normas, entre las cuales ordenanzas solares, aunque han quedado superadas por el Código técnico. Y todavía estamos a las puertas de una nueva ley sobre el fomento del alquiler de viviendas y de la eficiencia energética de los edificios, cuyo anteproyecto fue aprobado por el Consejo de Ministros el mes de agosto de 2008. La eficiencia y el confort, pues, son una obligación legal, además de un deber ético de proyectistas y promotores.

Por otra parte, debemos referirnos a las certificaciones energéticas de carácter sostenible. Por su larga trayectoria y reconocido prestigio, merece una men

ción especial la certificación LEED (Leadership in Energy and Environmental Design), que ha conocido ya diversas versiones desde que fue creada en los Estados Unidos por el Green Building Council el año 1998, y que desarrolla las ideas formuladas inicialmente, a partir de 1994, por el Natural Resource Defense Council. Hay otros, como la certificación BREEAM (Building Research Establishment Environmental Assessment Method), creada el año 1990 en el Reino Unido, o las certificaciones norteamericanas más recientes Green Globes (Green Building Initiative) y SBTool 07 (International Initiative for a Sustainable Built Environment). Las ecoetiquetas también hacen su aportación certificadora. Hay un antes y un después de toda esta normativa, por más que no enderece totalmente la situación (nunca ninguna normativa ha enderezado del todo los malos usos socialmente consolidados). Podría decirse que son unos primeros referentes básicos, quizás demasiado intervencionistas en algunos aspectos, pero también hay que admitir que sólo con normas de obligado cumplimiento se inician los cambios de tendencia. De forma parecida, todas estas certificaciones, y otras de más locales, ayudan a ponderar y a reconocer las buenas características sostenibilistas o ambientales de las nuevas edificaciones o de las rehabilitaciones integrales. Las normas y certificaciones ayudan, pero no sustituyen un hecho fundamental: el acto proyectativo.

Un buen proyecto presenta una buena relación costebeneficio, sobre todo si hablamos de coste global de la operación, explotación y deconstrucción incluidas, no únicamente coste constructivo. Y una buena relación, todavía más, si nos referimos a la apreciación del edificio en el mercado, que valora cada vez más los edificios eficientes y confortables, particularmente cuando estas características se garantizan con una certificación adecuada. Los incrementos de coste constructivo de un edificio eficiente y confortable no tienen por qué ser importantes. Muchas veces son inexistentes. Orientar como es debido o poner las ventanas donde hace falta no tiene ningún tipo de coste. La buena elección de materiales y cierres reduce la potencia requerida en las instalaciones de climatización.


Lo mismo puede decirse de la buena vegetación arquitectónica, que tiene un coste irrisorio y, una vez puesta, juega siempre a favor de la eficiencia y del confort. Todo depende del proyecto.

El confort y la eficiencia emanan sobre todo del proyecto. Es decir, de la intención del proyectista; y es lógico que así sea. El año 2008, el Instituto Cerdà organizó una jornada técnica sobre rehabilitación de edificios y ahorro energético para poner de manifiesto el gran incremento de confort y de eficiencia que se puede obtener interviniendo sobre viejas construcciones todavía con mucha vida. Es oportuno planteárselo, ya que la gran mayoría de edificios necesitan actuaciones de este tipo, si queremos hacer frente a los costes crecientes de la energía sin grandes sacrificios económicos de los usuarios. Y tanto como la conveniencia y la posibilidad de hacerlo, la jornada puso de manifiesto una evidencia reconocida por todos los ponentes: ¡que fácil habría sido todo si el proyecto ya hubiera perseguido la eficiencia! La eficiencia energética empieza con la buena orientación cardinal, pasa por las estrategias de iluminación natural, de ventilación y de aislamiento, y acaba con la elección de las instalaciones más adecuadas. La buena gestión del usuario, que es capital, hace el resto (si los promotores fueran también los gestores del edificio durante toda su vida útil, seguramente todo sería más fácil, pero esta práctica es inusual entre nosotros).

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¿Qué papel tiene la electricidad?

En la práctica cotidiana, la energía es percibida en términos de transportador energético o carrier. El más versátil de todos es la electricidad, percibida como “energía eléctrica”. De hecho, no es una fuente primaria de energía, como puede serlo el carbón o el gas natural, pero sí que es la expresión energética más corriente en la sociedad moderna. Además, cubre muchos frentes al mismo tiempo: al llegar a un ordenador, por ejemplo, es fuerza motriz para el motor del disco duro, flujo de electrones para los sistemas

electrónicos e informáticos o luz en la pantalla del monitor. Es por eso que se suele asociar a la idea de “energía de calidad”. La energía eléctrica es una energía de alta calidad, en efecto, y por eso su uso tér mico constituye a menudo un despilfarro. Pero cada situación local introduce singularidades en estas apreciaciones. Así, una directriz de la estrategia francesa para reducir las emisiones de CO2 en un factor 4 aconseja utilizar electricidad para calentar el hogar. En este caso se da prioridad a la disminución de las emisiones de GEH generadas por la combustión de fósiles en el ámbito doméstico, por encima de las pérdidas en eficiencia que la operación presenta. El origen nuclear de gran parte de la electricidad explica el sentido de esta directriz en Francia, circunstancia no extensiva a otros países. Por todo esto, es previsible un aumento de la participación de la electricidad en el consumo final. No obstante, hay tramos del sistema energético en que es prioritaria la existencia de formatos energéticos que permitan el almacenaje. El aumento del número de recorridos posibles parece una tendencia clara en los próximos años.

La distribución de la energía eléctrica, y aún más si se diversifica la generación y aumenta en la combinación energética el peso de las renovables, exige una red capaz y mallada. Las redes y los sistemas de distribución son piezas esenciales del sistema energético. Eso es válido para cualquier formato energético, ya sea un hidrocarburo, gas o electricidad, pero ningún formato se revela más polivalente y más fácil de distribuir que la electricidad, razón por la cual, y exceptuando el caso de la automoción, cada vez toma más relevancia. La maduración de la red eléctrica a lo largo de la segunda mitad del siglo xx ha comportado su centralización: grandes centrales productoras generan electricidad y la distribuyen radialmente. Sin embargo, la entrada de las energías renovables ha hecho más compleja la gestión de la red eléctrica. De hecho, es precisamente la red de distribución la que da valor a este tipo de energías, mucho más difusas en el territorio y con muchos más puntos de entrada. Por lo tanto, la ubicuidad de la red es fundamental en la implementación de un modelo que aproveche la energía se ge


nere donde se genere y que sea capaz de distribuirla de manera que no haya déficits ni excedentes.

El sistema eléctrico catalán es correcto en líneas generales, con dos serias excepciones: la deficiente conectividad con Europa y el todavía más deficiente estado de la generación y abastecimiento de las comarcas gerundenses. En las comarcas gerundenses no hay ninguna central energética con potencia instalada igual o superior a los 100 MW; en el resto de Cataluña hay dieciséis. Hay diversas centrales pequeñas, muchas de las cuales son de cogeneración (producción de calor y generación eléctrica), cuyo conjunto produce sólo el 1,7% de la energía generada en Cataluña; las comarcas gerundenses, por el contrario, utilizan el 10% de la energía que se consume en nuestro país. La proyectada central térmica de ciclo combinado de Bescanó tendrá una potencia instalada de 400 MW y será la primera gran unidad de generación energética gerundense. Tanto si se piensa en la necesidad de llevar energía eléctrica donde no se genera mucha como si se piensa en la necesidad de evacuar la producida en futuras centrales nuevas como si se considera la conveniencia de formar parte del sistema global a europeo –tal como establecen las directrices comunitarias–, son necesarias líneas de transporte suficientes y dimensionadas adecuadamente.

Las puntas de demanda eléctrica en las comarcas gerundenses han pasado de 688 MW el año 2001 a casi 1.000 MW los años 2007 y 2008. Des del 2001, la demanda estival ha crecido cerca de un 4,8% anual. Son hechos demostrables. También es un hecho que, por cada 100 MW de demanda, en España hay 86 kilómetros de línea de transporte, en Cataluña 53 y en Gerona sólo 11. Tal como ya se ha señalado, las comarcas gerundenses son importadoras netas de energía eléctrica. Tienen una capacidad generadora de sólo 95 MW (cogeneración y centrales hidroeléctricas), es decir, un 10% de la demanda punta. Para abarcar la potencia requerida, 360 MW llegan lo bastante bien desde Osona, a través de una línea de 220 kV, mientras que el resto de importaciones, unos 500 MW, llegan como pueden desde el Maresme, el Vallès y Osona por cuatro líneas menores de 132 kV o 110 kV. Parece cla

ro que hay que mejorar las líneas y, sobre todo, la red de transporte.

Otra opción, de carácter relativamente autárquico, sería la generación distribuida, es decir, pequeñas centrales cerca de los centros de consumo más o menos conectadas entre ellas. Optar por una generación distribuida es estimulante sobre el papel y tiene unas ventajas determinadas (autogestión, disminución de pérdidas por transporte), pero en zonas densamente pobladas y con mucha demanda topa con el obstinado rechazo de los balances: son necesarios muchos puntos generadores, la gestión se complica enormemente y no se puede garantizar del todo el suministro en función de las oscilaciones de la demanda o ante caídas repentinas. Por eso hay un amplio consenso entre los expertos sobre la necesidad, en el caso de Gerona, de optar por un incremento de la generación en centrales potentes, por una potenciación de la generación en régimen especial (cogeneración, fotovoltaica, eólica, minihidráulica, etc.) y por una mejora de la red de transporte y distribución. Esta mejora pasa por dotar las comarcas gerundenses de una nueva línea de alta tensión adecuadamente trazada, construida y mantenida.

Hay razones para que esta línea sea de 400 kV. En una cañería, la cantidad de líquido circulante por unidad de tiempo depende del diámetro del tubo y de la presión, la cual da la velocidad del líquido. Si el conducto es estrecho, hay que aumentar la presión para obtener bastante volumen circulante, pero entonces también se incrementa la resistencia al paso. Con el fluido eléctrico pasa aproximadamente lo mismo, pero el equivalente en la sección de la cañería es en este caso el voltaje. Si se quiere transportar grandes cantidades de electricidad a grandes distancias sin tener pérdidas importantes por calentamiento de las líneas (efecto Joule), conviene hacerlo a voltajes elevados. De aquí el sentido de las líneas de alta o muy alta tensión. En la Europa oriental y en Siberia, para distancias de miles de kilómetros, el transporte eléctrico se hace a tensiones elevadísimas, de cerca de 800 kV. En la Europa occidental, con distancias de transporte no tan grandes, el transporte se hace a voltajes más bajos, normalmente 400 kV, o, si los recorridos son inferio


res o la demanda es modesta, se opta por líneas de 220 kV. Como las pérdidas por el efecto Joule son inversamente proporcionales al cuadrado del voltaje, una línea de 220 kV no pierde el doble de lo que pierde una de 400 kV, sino cuatro veces más. En Gerona, actualmente, la electricidad se transporta en parte a 220 kV y, en buena parte, a 132 y 110 kV.

El mantenimiento de alguna de estas líneas incluso cuando se disponga de la nueva línea de 400 kV es aconsejable por razones de seguridad en el suministro. La gestión de cualquier sistema de fluidos exige una red. Cualquier interrupción se tiene que poder compensar mediante derivaciones con bastante capacidad, como se hace con los cortes de carretera. Con la electricidad más todavía, porque es de producción continua y no puede retenerse. Si no es derivada rápidamente, los circuitos se sobrecargan y empiezan a saltar uno tras otro. Es así como se producen los grandes apagones. Es un hecho, pues, que las comarcas gerundenses dependen de cinco líneas de capacidad transportadora media o incluso baja y que constituyen un subsistema cada vez más vulnerable. Incluso incrementando la generación propia y conteniendo la demanda, hace falta reforzar y mallar la red de transporte. De aquí la conveniencia de una línea de 400 kV que lo vertebre todo, en el escenario actual pero aún más en los previsibles del futuro. La demanda aumentará (nuevas necesidades de los 400.000 usuarios gerundenses, actividad industrial, AVE), de manera que los incrementos deseables de la eficiencia apenas compensarán, en años, el aumento del consumo (4.641 GWh el año 2006, frente a los 47.220 GWh de toda Cataluña). La integración europea, como pasa con las autopistas y los nuevos ferrocarriles, exigirá también que nuestra red eléctrica sea cuantitativamente y cualitativamente compatible con los flujos transpirenaicos. Ya hay 105.000 kilómetros de línea de 400 kV en Europa, 18.000 en España y 1.050 en Cataluña, excepto en Gerona, donde no hay ninguno. Ya se ve que se trata de una anomalía del sistema, cuya perpetuación no puede beneficiar a nadie.

Otra cosa es como se diseña y como se inscribe esta línea en el paisaje. Y ya no es un tema energético,

sino territorial. En todo caso, hay que recordar que el sistema más operativo –y curiosamente el que tiene menos impacto– es el transporte aéreo, fácil de instalar y mantener y sin grandes pérdidas (el aire es el mejor dieléctrico). Por eso la inmensa mayoría de líneas eléctricas de transporte son aéreas. El soterramiento puede resultar indicado en determinados casos excepcionales (travesía de una ciudad o un aeropuerto, como pasa en puntos de Barcelona –220 kV– o en Barajas –400 kV–), pero resulta muy oneroso (1015 veces más caro que el aéreo) y, contrariamente a lo que puede parecer, tiene impactos ambientales severos, porque hay que abrir grandes zanjas, conviene mantener expedita la traza en superficie una vez cubierta la galería, hay que colocar torres de ventilación cada 700900 metros y, si se transporta en corriente continua (manera usual en las líneas de alta tensión soterradas), también hay que ubicar estaciones transformadoras en las bocas de la galería. Se tienen que tener presentes estos aspectos para evitar la falsa idea de que una línea soterrada no tiene impactos ambientales y desaparece totalmente de la vista. No es así, ni mucho menos, particularmente en zonas de relieve accidentado.

Se puede argumentar que una línea aérea genera costes indirectos. Toda infraestructura los causa (muchas, por cierto, además de los beneficios generales también generan beneficios locales indirectos que casi todo el mundo tiende a olvidar a la hora de hablar de externalidades). Hay que hacer notar que una inversión de mucha entidad para evitar estos costes locales indirectos, por más celebrada que fuera, generaría un agravio comparativo evidente. Pensamos que en Cataluña hay 1.050 kilómetros de línea aérea de 400 kV, no la cuarentena que separa Bescanó de Santa Llogaia o la casi veintena que hay entre Santa Llogaia y la frontera. Si soterrar para evitar estos costes indirectos locales comporta inversiones que multiplican por diez o doce el coste de la línea, se debe considerar cuántos servicios públicos de interés general dejarán de prestarse o cuánta obra pública se dejará de hacer por este mismo importe. No hablo del interés de la compañía operadora, sino del interés general afectado. No me


parece admisible que el interés local legítimo de los directamente afectados se presente como interés general, ni que los intereses locales de un lugar merezcan más consideración que los mismos intereses locales de otra zona, ni que compensaciones locales desproporcionadas comprometan la disponibilidad de recursos para otras necesidades generales. Por todas estas razones, reacciones emocionales aparte e intereses no generales excluidos, desde el punto de vista energético y de la sostenibilidad resulta pertinente dotar Gerona de un sistema de transporte eléctrico adecuado a los tiempos, capaz tanto de subvenir a las necesidades locales como de recolocar posibles excedentes futuros, incorporable a Europa y técnicamente operativo. Eso exige, entre otras cosas, una línea de 400 kV modernamente diseñada, ambientalmente bien concebida, territorialmente integrada, segura para las personas y económicamente abordable, circunstancias que piden un proyecto adelantado y, excepcionalmente, quizás con algún pequeño tramo soterrado.

Y si todo eso es así en la actualidad, más todavía lo será cuando el vehículo eléctrico se generalice. No parece que falte mucho. Empujados por la necesidad, los fabricantes ya empiezan a poner en el mercado modelos híbridos o eléctricos puros. No es todavía una necesidad técnica, pero sí una necesidad sociológica y, sobre todo, una cuestión de escenario prospectivo: se ve venir la escasez de gasolina y la subida de precios subsiguiente de los combustibles. El motor y la tracción eléctricos no son ningún problema, están más que probados (de hecho, los vehículos más rápidos y potentes sobre ruedas son justamente los trenes eléctricos de alta velocidad). El punto débil son las baterías, pero menos de lo que la percepción generalizada cree. Los hábitos acumulados durante un siglo de motorización confiada a la combustión interna nos hacen pensar en paradas para proveer de carburante cuanto más cortas mejor, sin considerar que la recarga no tiene por qué coincidir con la circulación. El vehículo eléctrico se tiene que recargar mientras está parado, de noche o durante el día. De hecho, la mayoría de autos están más tiempo sin usar que en movimiento. En todo caso, el vehículo eléctrico no es el vehículo

actual pero motorizado eléctricamente, sino otro vehículo más ligero (no necesita bastidor o carrocería autoportante capaces de soportar un motor y una caja de cambios de doscientos kilos), que frena recuperando energía y que solicita electricidad a menudo y aleatoriamente. Eso obligará el sistema eléctrico a fortalecerse, a la vez que laminará la demanda. En efecto, la energía necesaria para la automoción es de unos 35 Mtep anuales en España (6,5 en Cataluña), una parte sensible de la cual se vehiculará en formato eléctrico en las próximas décadas: estamos hablando de doblar la demanda eléctrica... Por otra parte, los dos picos de demanda tradicionales que actualmente se producen a media mañana y hacia la noche se suavizarán ante unos consumos más repartidos a lo largo de las veinticuatro horas. En el presumible caso de recarga nocturna generalizada, las baterías de los coches harían el papel de los embalses reversibles actuales, absorbedores de energía de generación continua (hidroeléctrica, eólica y, si todavía hay, nuclear). Todo eso, sin una buena red (y, quizás, una generación distribuida prudentemente concebida) es impensable.

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¿Qué quiere decir gestionar la demanda energética?

Los incrementos de eficiencia suelen derivar en aumentos de consumo. Es una paradoja fácil de entender. La eficiencia permite explotar mejor un recurso, y eso induce a consumirlo alegremente. Cuando bajan los precios se disparan las compras, de manera que el gasto acaba aumentando. La cuestión sería ser más eficientes, más baratos y también más contenidos en la demanda. Pulirse los ahorros no mejora los balances. El reto es ser eficiente y contenido con los recursos energéticos. Ahora procedemos al revés. Los catalanes, más aún que la mayoría de europeos, somos ineficientes y malversadores al mismo tiempo. Nuestra intensidad energética (unidades de energía consumidas para producir una unidad de PIB) es muy alta, por encima de la media europea; por lo tan to no somos


eficientes. La energía que consumimos sin generar servicio (luces encendidas en habitaciones vacías, para entendernos) no mejora las cosas; malversamos, además de transformar de manera ineficiente. En buena medida, nuestra demanda se dirige a tapar los agujeros de nuestro deficiente sistema de consumo. Empezamos por aquí.

El problema no sólo es catalán. El 90% de la energía contenida en un litro de petróleo se invierte en los procesos de extracción, refinamiento y transporte o se pierde por el mal rendimiento de los motores (que no suele superar el 30%) y de las máquinas que hacen funcionar. El escueto 10% remanente se aplica a hacer cosas o se pierde por mala gestión. Sólo un insignificante 5%7% de la energía del petróleo acaba satisfaciendo necesidades. Es poco, y menos si se tiene en cuenta el valor químico y la escasez relativa del petróleo. Cuando este petróleo se importa en su totalidad, el problema todavía se agrava. Es el caso de Cataluña: el 72,4% de la energía primaria que necesitamos proviene de combustibles fósiles importados (el 22,4% es nuclear). Nobuo Tanaka, director general de la Agencia Internacional de la Energía, afirmó en octubre de 2009 que la crisis financiera actual puede retrasar los ya inaplazables proyectos de modernización de las plantas extractivas y de refinamiento, cosa que se puede acabar traduciendo en un hundimiento serio de la oferta. El temido peak-oil (más demanda que capacidad del sistema para poner gasolina en el mercado) parece cada vez más cerca. De momento, no es un tema de reservas, pero sí de capacidad para extraer crudo y convertirlo en gasolina o en gasóleo, ya lo hemos comentado.

Paralelamente, aumenta el convencimiento de que hay que ir hacia un sistema energético bajo en carbono, si realmente se quiere poner traba a las crecientes conmociones meteorológicas asociables al cambio climático en curso. Pero el petróleo representó casi la mitad (48,1%) de los 24 Mtep de energía primaria consumida en Cataluña el año 2007, y entre el petróleo y el gas natural, los combustibles fósiles significaron un 71,3% de este total. Es obvio que hay que hacer alguna cosa, si de veras se acerca el peak-oil y si queremos detener la exaltación insensata del efecto inver

nadero. Tenemos que ser más eficientes en el uso de la energía, naturalmente, pero con eso no basta. Es en este contexto donde se enmarcan las consideraciones dirigidas al Gobierno de la Generalitat por el Grupo de expertos en energía, un equipo de especialistas creado por el Departamento de Economía y Finanzas el verano de 2007 y del cual formo parte, reunidas en el documento “La política energética en el nuevo escenario mundial”,3 orientado a hacer de la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 algo más que un reajuste técnico. El documento es como una hoja de ruta de nueve puntos: de la gestión de la oferta a la gestión de la demanda, la consolidación del sector de la energía como oportunidad de crecimiento económico y creación de trabajo cualificado, el impulso de I+D+i de nuevas tecnologías en el ámbito energético, la formación de recursos humanos y el reciclaje profesional, la participación activa de la sociedad, hacia un sistema eléctrico que corrija déficits y permita afrontar los retos del futuro, hacia un nuevo modelo territorial (de la movilidad a la accesibilidad), hacia una reducción del consumo energético en la edificación y, finamente, la conveniencia de situar la política energética de Cataluña en el máximo nivel estratégico.

El acento de las recomendaciones es más sociológico que tecnológico. Es lógico, porque el problema también es más social que técnico. Sabemos muy bien como hacer aerogeneradores y parques eólicos, por ejemplo, pero de encabezar el sector en España (la pionera Ecotecnia, ahora de la multinacional Alstom, nació en Cataluña el año 1981), hemos pasado al grupo de cola: 500 MW instalados, frente a los más de 2.000 de Galicia, CastillaLa Mancha o Castilla y León... No tenemos recursos energéticos no renovables (petróleo, gas, carbón de calidad), no aprovechamos adecuadamente los renovables como el viento (aunque la verdad es que no tenemos mucho) y nuestro modelo territorial se ha convertido en muy ineficiente (dispersión de funciones, demasiada energía consumida en movilidad no productiva). Es obvio que tenemos que reconducir nuestra estrategia energética. A eso se le llama gobernar.

3. <http://www.gencat.cat/economia/doc/doc_55845950_1.pdf>


El tema central es la gestión de la demanda. Tenemos que mejorar la eficiencia (aunque nuestra intensidad energética es mejor de lo que parece, porque un 12% de la energía primaria requerida es petróleo no consumido, transformado en etileno y propileno para la fabricación de plásticos). Pero, sobre todo, el Gobierno tiene que abordar la gestión de la demanda. De hecho, incrementar la eficiencia y minimizar la malversación son premisas de la buena gestión de la demanda. Después vienen los incentivos fiscales según los tramos de consumo o, directamente, la prohibición reguladora, como hacen los semáforos, que no impiden pasar, pero ordenan el tráfico con luces rojas cuando hace falta. Los patrones y los hábitos de consumo domésticos, industriales y de servicios serán fundamentales en el futuro. También lo serán la capacidad social de entender y admitir los nuevos paisajes energéticos eólicos y fotovoltaicos, así como entendimos los hidroeléctricos. Nuevos patrones y hábitos adoptados espontáneamente o si es necesario inducidos, porque gobernar es también, quizás sobre todo, poner orden en las pautas.

8

¿Por qué la seguridad y la competitividad dependen en gran parte de la eficiencia energética?

Coartadas para no actuar siempre hay muchas; pero no llevan a ninguna parte. Por eso, el fracaso –relativo, pero considerable– de la Cumbre de Copenhague celebrada en diciembre de 2009 tendría que ser un estímulo. Los gobiernos no se han puesto de acuerdo, pero el cambio climático progresa amenazadoramente. Progresa porque no concertamos lo suficiente nuestros esfuerzos, porque no queremos reconducir el sistema productivo y de consumo que lo origina. Como el príncipe de Lampedusa, aceptamos actuar tímidamente, siempre que nada cambie sustancialmente.

Algunos opinan que las medidas en que se obliga Europa en términos de reducción de las emisiones de CO2 pueden afectar a su competitividad en el mercado

global. En el contexto actual quizás es cierto, sin embargo, haciendo de la necesidad virtud, esta situación se presenta como una oportunidad excelente para compensar la erosión competitiva e incrementar los niveles de eficiencia de la sociedad europea. En efecto, una reducción de la intensidad energética significaría un gran ahorro de emisiones que redundaría en el mantenimiento de los niveles competitivos. Podría decirse que el nivel de desarrollo unido a la asunción de compromisos severos tiene que permitir también ser particularmente eficientes en la explotación de los recursos energéticos empleados. Los programas de I+D, y tanto o más las operaciones de innovación y de renovación de instalaciones obsoletas, serían capitales para poder hacer una política de eficiencia real. Que la UPC, ESADE y algunas empresas españolas hayan sido admitidas al programa InnoEnergy como uno de los siete KIC (Knowledge and Innovation Communities) del nuevo European Institute of Innovation and Technology es una noticia excelente. Los llamamientos genéricos a la ciudadanía están bien, pero hace falta sobre todo implementar normativas propiciadoras de la eficiencia y desarrollar programas como el InnoEnergy. No podemos olvidar que la Comisión Europea aspira a rehabilitar energéticamente un 30% de todo el parque inmobiliario europeo en las próximas dos décadas. Es una buena manera de activar sectores emergentes –tenemos muchos constructores, pero pocos rehabilitadores– y de reducir emisiones.

Este incremento de la eficiencia podría ser significativamente complementado con estrategias de contención de la demanda (moderación y ahorro). Se trata de desincentivar el consumo de productos o servicios innecesarios y de utilizar los necesarios de manera adecuada, no malversadora. Habría que transitar de la gestión tradicional de la oferta (los poderes públicos garantizan el suministro de acuerdo con la demanda tendencial) a una gestión más sostenible de la demanda (los poderes públicos modulan las expectativas de acuerdo con el escenario de demanda deseable). Eso contraría, ciertamente, los deseos de los suministradores, que basan su negocio en el continuado incremento cuantitativo de la demanda de productos energéticos,


en vez de ofrecer servicios energéticos finales (calorías, frigorías o luxs, en lugar de petróleo, electricidad o gas). Justamente se trata de reorientar estas estrategias. El beneficio no tiene que venir de la ineficiencia del consumidor, sino de la eficiencia del transformador.

El caso del gas es ejemplar. Enagás transporta en alta y Gas Natural distribuye en baja el metano que importamos de África (Argelia, Egipto, Nigeria, etc.), del golfo Pérsico y, en menor medida, de Europa (Noruega). En el conjunto español, hemos pasado de consumir 23,7 bcm4 de gas el año 2003 a consumir 31 el año 2008 (5 en Cataluña); las previsiones son que el año 2011 se consuman 44. Una parte, creciente, se destina a generar electricidad en las centrales térmicas de ciclo combinado, pero otra abarca las necesidades de calor industrial y doméstico (cocinas, calefacción y hornos o calderas). La utilización industrial suele responder a criterios de eficiencia elevados, pero no la doméstica. Los particulares son malos gestores energéticos (además, en casas energéticamente ineficientes). Mediante sistemas de cogeneración, trigeneración o climatización distribuida (DHC, District Heating and Cooling) se obtienen rendimientos elevados y, por lo tanto, más servicio por cada metro cúbico de gas consumido. Eso significa que estos 44 bcm expectantes para el 2011 podrían ser sólo 3840 sin perder productividad ni servicio. Enagás y Gas Natural facturarían menos, pero la economía del país ganaría, rebajaríamos nuestra intensidad energética, que bastante nos conviene, y disminuiríamos nuestra dependencia de terceros. En todo caso, por razones de seguridad en el abastecimiento, continuaríamos necesitando una mejora de los sistemas de almacenamiento, actualmente muy precarios: la legislación vigente obliga a tener gas en stock para cubrir 35 días de demanda, pero lo cierto es que, incluso contando el que viaja en los metaneros en camino, apenas tenemos para 20. Al ahorro y la eficiencia, por lo tanto, hay que sumar la incorporación en las instalaciones de depósitos subterráneos, de las cuales sólo hay tres operativos en España y media

4. bcm: bilion cubic meters anglosajones, es decir, miles de millones de metros cúbicos en nuestra notación.

docena en desarrollo o estudio (uno de ellos en Cataluña, en el acuífero salado profundo de Reus).

La inversión en eficiencia energética es mucho más rentable que la inversión en energías renovables, e incluso que en generación energética convencional. Cada euro invertido en eficiencia evita la emisión de tantos gases con efecto invernadero como los ahorrados con una inversión de dos euros en la mejora de la generación eléctrica convencional o diez euros en generación solar fotovoltaica. Eso es cierto en todo el mundo, pero todavía más en Cataluña o en la Unión Europea, lugares donde se dispone de pocos recursos energéticos fósiles y se sufren limitaciones físicas objetivas para la captación renovable. En todo caso, el aumento del peso de las energías renovables en la combinación energética favorece los intereses de los países faltos o escasamente dotados de reservas de energías fósiles (es el caso de Cataluña o de España). Y más aún: mejora la seguridad en el suministro porque hace disminuir su dependencia de terceros. En contextos internacionales inestables, este aspecto no es en absoluto irrelevante. Pero no todas las renovables se comportan de la misma manera. Una proporción inadecuada en el momento concreto del proceso de transición hacia un sistema productivo bajo en carbono podría producir desfases graves entre la capacidad de generación y la demanda instantánea. La migración gradual de las motorizaciones de combustión interna (energía fósil) a propulsión eléctrica (vector compatible con todas las fuentes primarias) sería muy positiva en este sentido, porque permitiría utilizar mejor las horas del día con una demanda eléctrica baja (pero con una producción presumible de renovables alta, sobre todo eólica).

En la Cumbre de Copenhague no se discutió sobre cambio climático. Se jugaba, sobre todo, el modelo energético, et pour cause, el modelo productivo. Por eso no se progresó lo suficiente, porque las rémoras del pasado pesan todavía demasiado. Y es que la lucha contra la disfunción climática es la lucha contra los desajustes socioambientales y económicos de las sociedades industriales maduras o de las emergentes. Incrementar la eficiencia no perjudica a nadie. Podríamos empezar por aquí.

67Monográfico

La política energética en Cataluña y la participación de las energías renovables

Agustí MaureDG Energía y Minas, Departamento de Economía y Finanzas

Encarna BarasInstituto Catalán de Energía, Departamento de Economía y Finanzas

1

Introducción

A lo largo de la historia, la disponibilidad y asequibilidad de la energía se han convertido en un motor de de sarrollo de la economía y del bienestar de la sociedad.

Particularmente, el crecimiento económico de España y Cataluña en los últimos años ha ido acompañado de una expansión en el consumo de energía, en el cual hay que tomar también en consideración que se ha producido un aumento muy significativo de la población. Cataluña ha alcanzado un grado de madurez en el desarrollo económico durante las últimas décadas similar al de los países más avanzados de la Unión Europea partiendo de un nivel de desarrollo inferior al de estos países, hecho que ha comportado un incremento de nuestra intensidad energética (consumo de energía por unidad de PIB) y del impacto del sector energético sobre el medio ambiente, particularmente con un fuerte aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a la energía.

Ante la situación del sistema energético mundial, actualmente, la mayoría de los analistas más prestigiosos y las instituciones del ámbito energético ponen de manifiesto que el agotamiento de los recursos energéticos fósiles –fundamentalmente del petróleo–, añadido a otros hechos de carácter geoestratégico, hacen más urgente desarrollar políticas energéticas que reduzcan de manera radical la dependencia de los combustibles fósiles y que permitan avanzar hacia un modelo energético sostenible en el periodo de tiempo más corto posible.

Por otra parte, con relación a los impactos de la energía sobre el medio ambiente, la amenaza y las consecuencias del cambio climático ponen igualmente de manifiesto la urgencia del cambio de modelo energético en el ámbito mundial desde el punto de vista de la sostenibilidad medioambiental.

Igualmente, es indudable la necesidad de crear, desarrollar e impulsar políticas energéticas a escala mundial que se comprometan a favorecer la transición hacia un modelo energético sostenible, implicando las políticas que tienen algún grado de relación (económica, medioambiental, territorial, etc.).


Al mismo tiempo, y vista la fuerte dependencia de la energía –y fundamentalmente de la energía eléctrica– de cualquier sociedad desarrollada, asegurar el suministro energético se convierte también en un aspecto fundamental en todas las políticas energéticas actuales de los países industrializados.

El periodo de crisis económica que estamos viviendo, con incertidumbres notables en cuanto a la evolución que tendrá en el futuro, ha producido una disminución importante del precio del petróleo y del resto de combustibles fósiles. Este descenso del precio de la energía no es tendencial sino coyuntural, a causa de la recesión económica y de la reducción consiguiente de la demanda energética mundial y la incertidumbre que afecta a todos los mercados. Es previsible que una vez recuperado el nivel de actividad económica a escala mundial habrá un incremento notable de los precios de los combustibles fósiles.

De hecho, la reforma del sector energético forma parte intrínseca de las profundas reformas que hay que abordar en todo el sistema económico mundial. En esta línea, las medidas que se proponen en el ámbito energético también pueden contribuir muy positivamente a reducir los efectos de la actual situación adversa de la economía.

El hecho de promover las políticas de ahorro y de eficiencia energética y de fomentar las energías renovables puede permitir reducir nuestro volumen de importaciones de combustibles fósiles, y puede contribuir a mejorar el déficit de la balanza comercial y tecnológica, a mejorar la productividad y a crear puestos de trabajo.

La energía se puede convertir en un vector de crecimiento económico para Cataluña y un sector relevante en el ámbito industrial, de servicios adelantados y de conocimiento, motivo por el cual las iniciativas para reforzar la competitividad del sector en Cataluña son una apuesta estratégica de futuro.

2

Situación actual de la energía en Cataluña

Como se puede observar en los gráficos 1 y 2, en los periodos 19901995 y 19952000 el consumo energético de Cataluña, tanto en energía primaria como en energía final, aumentó por encima del crecimiento del PIB, mientras que en el periodo 20002005 los crecimientos son muy similares. En el último periodo 20052007 se ha desacoplado el consumo de energía

Gráfico 1

Evolución del consumo de energía primaria y energía final en Cataluña en periodos quinquenales desde el año 1990 y comparación con otras variables significativas del entorno socioeconómico

Tasa

s m

edia

s an

uale

s de

cre

cim

ient

o

5%

4%

3%

2%

1%

0%

Consumo de energía primaria Consumo de energía final

PIB Población

1990-1995 1995-2000 2000-2005 2005-2007

Gráfico 2

Evolución de la intensidad energética primaria y final (consumo de energía primaria y final por unidad de PIB) en Cataluña en periodos quinquenales desde el año 1990

Tasa

s m

edia

s an

uale

s de

var

iaci

ón

2%

1%

0%

-1%

-2%

-3%

-4%

Intensidad energética final

Intensidad energética primaria

1990-1995 1995-2000 2000-2005 2005-2007

69Monográfico. La política energética en Cataluña y la participación de las energías renovables

del crecimiento del PIB, con tasas de crecimiento de los consumos energéticos notablemente inferiores a las del PIB. Esta mejora notable en el ahorro y la eficiencia energética de la economía catalana se ha visto reforzada por el despliegue de las medidas establecidas en el Plan de la energía de Cataluña 20062015.

El consumo de energía primaria en Cataluña ha ex perimentado una contención en los últimos años, hecho que significa un cambio de tendencia muy importante con respecto a lo que había sido habitual en los años precedentes. La moderación en el consumo de energía final experimentada durante los últimos años justifica en parte este cambio de comportamiento.

El consumo total de las energías renovables diferentes de la hidráulica se ha incrementado en un 47,0% durante el periodo 20032007, a causa fundamentalmente del aumento de la aportación de los biocarburantes, de la energía eólica y del biogás. En términos absolutos, el consumo de energía primaria renovable no hidroeléctrica ha aumentado desde 295,9 ktep el año 2003 hasta 435,0 ktep el año 2007. Este incremento, sin embargo, no ha compensado la disminución muy importante en la producción de energía eléctrica de origen hidráulico, que disminuyó en Cataluña un 40,8%, por la situación de sequía que sufrió Cataluña en este periodo. El resultado de estos dos factores ha supuesto una ligera reducción de peso de las energías renovables en el balance energético catalán, que han

pasado de representar el 3,2% del consumo de energía primaria el año 2003 al 2,8% el año 2007.

3

La revisión del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015

El Plan de la energía de Cataluña 20062015, aprobado por el Gobierno de la Generalitat en octubre del año 2005, define el posicionamiento político sobre todos los aspectos energéticos que afectan a Cataluña.

Recientemente, en noviembre del año 2009 el Gobierno aprobó la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015. El objetivo principal de la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 vigente es actualizar las estrategias y los objetivos, teniendo en cuenta los acontecimientos que han tenido lugar en el mundo de la energía en estos tres últimos años (precios cada vez más elevados de la energía seguidos por una caída drástica de los precios del petróleo; nuevos compromisos mundiales, europeos y españoles en materia de energía y cambio climático, etc.) e incorporando los efectos que puede tener la actual crisis económica y financiera global sobre la situación energética.

Adicionalmente, la revisión del Plan de la energía también se ha abordado por la necesidad de actualizar las previsiones de oferta y demanda energética en

Gráfico 3

Estructura del consumo de energía primaria en Cataluña. Año 2007

Por fuentes de energía Por fuentes de energía renovable

Otros 897,1 ktep3,3%

Carbón 303,9 ktep1,1%

Petróleo12.933,8 ktep

48,2%

Gas natural6.682,6 ktep

24,9%

Energías renovables742,5 ktep

2,8%

Energía nuclear 5.280,3 ktep19,7%

Solar térmica19,3 ktep 2,6%

Biogás 40,8 ktep 5,5%Biocarburantes 101,5 ktep13,7%

Residuos renovables134,3 ktep

18,1%

Biomasa agrariaanimal y forestal

93,7 ktep12,6%

Hidráulica307,5 ktep

41,4%

Eólica 42,8 ktep5,8%

Solar fotovoltaica2,6 ktep 0,3%


función de la evolución de ciertas líneas de actuación de la política energética catalana y otras políticas sectoriales catalanas relacionadas con la energía (ambiental, territorial...) en estos últimos años y de su previsible evolución futura (calendario de implantación de la energía eólica; objetivos de energía solar fotovoltaica, solar termoeléctrica y biocarburantes; aprobación del Plan catalán de mitigación del cambio climático 20082012; futuro Plan de gestión del distrito de cuenca fluvial de Cataluña, etc.) y también por la obligación de hacer una revisión trienal del Plan, establecida en el mismo Plan de la energía.

Por todo eso, la revisión se ha centrado fundamentalmente en dos aspectos: la elaboración de una nueva prospectiva energética a largo plazo –horizonte 2030– y su estrategia asociada, y la revisión y ampliación de las estrategias planificadas en el horizonte del año 2015.

4

Prospectiva energética de Cataluña en el horizonte del año 2030

La Prospectiva energética de Cataluña en el horizonte del año 2030 (PROENCAT2030), incorporada en la re visión del Plan de la energía, se ha llevado a cabo por los cambios que se han producido desde la elaboración de la Prospectiva anterior; en especial, la fuerte subida en el precio de las materias primas energéticas.

En los últimos años, el análisis del estado de la cuestión a nivel mundial ha constituido el punto de partida para caracterizar el Sistema Energético de Cataluña el año 2030. En este sentido, resulta evidente que la política energética catalana recibe una influencia muy fuerte del entorno energético mundial, motivo por el cual las prospectivas energéticas internacionales son una fuente vital de orientación a la hora de definirla. En este sentido, dos hechos marcan la evolución del sistema energético en las prospectivas energéticas: el cambio climático y el cenit del petróleo (peak-oil).

En los últimos años, las teorías del cambio climático han dejado de ser especulaciones de grupos mar

ginales para formar parte del pensamiento económico principal. Las actuaciones para mitigar el cambio climático dejan su carácter aislado para convertirse en una necesidad vital, cuya efectividad será irrenunciable con independencia de otras cuestiones económicas. En cuanto al cenit del petróleo, ha tenido una evolución similar, ya que actualmente no se cuestionan sus teorías asociadas y se reconocen los fuertes impactos que este fenómeno podría tener sobre el sistema socioeconómico actual.

En el desarrollo de la PROENCAT2030 se ha llevado a cabo un análisis estructural, y se ha perseguido dos objetivos complementarios entre ellos. En un primer lugar, dotarse inicialmente de una representación tan exhaustiva como sea posible del sistema energético (a partir de un conjunto de variables de tipo tecnicoeconómico, ambientales, recursos energéticos, políticas energéticas de diferentes ámbitos, actuaciones de los agentes económicos y sociales, etc.) y, en segundo lugar, reducir y simplificar la complejidad de todo el conjunto de variables que describen este sistema y de las relaciones que se establecen entre ellas.

Como resultado del análisis del comportamiento de los diferentes factores y la influencia que tienen sobre el sistema energético de Cataluña 2030 se ha elaborado un conjunto de seis escenarios. Entre estos escenarios se ha escogido el escenario apuesta con el fin de definir la estrategia de la política energética catalana en el horizonte del año 2030.

En este escenario apuesta, ante la previsible importante subida de los precios de las energías fósiles, Cataluña lleva a cabo un trabajo proactivo de preparación: se avanza hacia una economía de baja intensidad energética y baja emisión de carbono, se apuesta claramente por las energías renovables y el ahorro y la eficiencia energética, se busca una sintonía entre las actuaciones de las administraciones públicas y los agentes privados (empresas y ciudadanos) y se incrementan de manera notable las políticas de I+D+i en el ámbito energético. Además, en este escenario las políticas energéticas se sitúan en el máximo nivel estratégico de la actuación del Gobierno catalán, reforzando el actual Plan de la energía y acelerando la transición hacia un nuevo mo


delo económicamente eficiente, socialmente redistributivo y sostenible medioambientalmente.

Conviene destacar también que, de acuerdo con los análisis efectuados en el marco de la PROENCAT2030, en este escenario se cumplen dos de los objetivos del llamado paquete energía-clima de la Unión Europea (el escenario 202020 en el horizonte del año 2020), correspondientes al ahorro energético y a las emisiones de gases de efecto invernadero. En el caso de las energías renovables no se cumple el objetivo estricto, aunque el esfuerzo que hará Cataluña es mucho más alto que el que tiene que alcanzar España en su conjunto y, consiguientemente, la contribución de Cataluña facilita el cumplimiento del objetivo español con relación a la implantación de energías renovables.

En definitiva, el escenario apuesta significa la puesta a punto y el impulso decidido y en el plazo más breve posible de un proyecto movilizador hacia el futuro por el cual apuesta Cataluña con relación al nuevo paradigma emergente de la energía, basado en el ahorro y la eficiencia energética y en las energías renovables, como también en la productividad de los recursos, de manera que en su desarrollo converja hacia una economía de bajo consumo de hidrocarburos fósiles (Low Carbon Economy) y de intensidad energética menor. Con relación a la actual política energética, desarrollada en el marco del Plan de la energía de Cataluña 20062015, se trata de una intensificación y desarrollo completo de las actuaciones previstas, lo cual requiere un grado elevado de compromiso político de los poderes públicos, incluyendo el incremento de los recursos económicos y humanos dedicados a este proyecto estratégico.

Por otra parte, no se tiene que descartar la posibilidad que la realidad energética futura evolucione hacia una situación más conflictiva que la prevista en el escenario apuesta. En concreto, no se puede descartar una situación de crisis de suministro de petróleo (peak-oil) dentro del periodo considerado en el análisis prospectivo o que la dificultad para obtener petróleo tenga más consecuencias que el simple aumento de precios previsto en el escenario apuesta, y ocurra una situación de dificultad de abastecimiento. Por este motivo, hay

que tener en cuenta también otro escenario (escenario crítico), de manera que la Generalitat de Catalunya tenga preparadas las actuaciones políticas y económicas adecuadas para dar respuesta a las restricciones en el uso de combustibles fósiles que plantea este escenario.

4.1

Visión global de la orientación estratégica de la política energética catalana

Según el análisis desarrollado en la Prospectiva energética de Cataluña en el horizonte del año 2030 (PROENCAT2030), en Cataluña, que no dispone de recursos fósiles significativos, es urgente desarrollar políticas que reduzcan de manera radical su dependencia de este tipo de combustibles y lleven el modelo energético actual del país a un nuevo modelo energético sostenible en un periodo de tiempo lo más corto posible. Se tiene que actuar fundamentalmente sobre la demanda energética y al mismo tiempo asegurar la cobertura con una combinación de oferta energética más coherente con la apuesta por un futuro sostenible.

En este sentido, el Gobierno de la Generalitat de Catalunya tiene que liderar la transición hacia un nuevo modelo energético, dentro del ámbito de Cataluña, y en coherencia total con el escenario apuesta de la PROENCAT2030. Se trata de avanzar hacia una economía de baja intensidad energética y baja emisión de carbono, con una apuesta muy firme e intensa por las tecnologías de ahorro y eficiencia energética, con un bajo consumo de hidrocarburos fósiles, y en la cual, dentro de la combinación energética, se maximiza la utilización de las energías renovables. Esta nueva política energética es la adecuada para mantener y garantizar el desarrollo económico y el bienestar social en el futuro y para combatir con garantías el cambio climático desde el ámbito catalán, en coherencia con las apuestas del Estado español y de la Unión Europea, mientras se reducen los niveles de dependencia de los hidrocarburos fósiles y, así, evitar que la economía catalana pierda competitividad a causa del encareci


miento progresivo del petróleo y otros combustibles fósiles.

4.2

Propuestas estratégicas para una nueva política energética catalana

La estrategia planteada para el escenario apuesta de la PROENCAT2030 y que se detalla a continuación tiene que estar implementada íntegramente antes del año 2015 para poder afrontar con éxito los retos energéticos

de futuro de Cataluña y, por lo tanto, es también la estrategia que guía la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015. El cuadro 1 muestra los rasgos generales de estas opciones estratégicas que son la base de la nueva política energética catalana.

La magnitud del reto energético futuro es tan grande que no se puede pensar que únicamente la acción de las administraciones públicas es suficiente para afrontarlo. Será necesaria, además de la internalización de la política energética en todos los niveles de acción de las administraciones, la convergencia de voluntades y esfuer

Cuadro 1

Opciones estratégicas del escenario apuesta de la PROENCAT-2030

Misión

Hacia un sistema energético de baja intensidad energética y abaja emisión de carbono, innovador, competitivo y sostenible.

Opciones estratégicas

1. De gestionar la oferta a gestionar la demanda: ahorro y eficiencia energética como elemento estratégico clave para asegurar un sistema energético sostenible para Cataluña.

2. Las energías renovables como opción estratégica de futuro para Cataluña.

3. Mejorar la seguridad del suministro energético y el desarrollo de las infraestructuras energéticas necesarias para conseguir el nuevo sistema energético de Cataluña.

4. La consolidación del sector de la energía como oportunidad de crecimiento económico y creación de trabajo cualificado.

5. Acelerar el impulso en la I+D+i de nuevas tecnologías en el ámbito energético.

6. La información sobre la energía como herramienta imprescindible para implicar la sociedad catalana en el proceso de transición hacia el nuevo modelo energético.

7. La mejora y la ampliación de la formación de recursos humanos y el reciclaje profesional en el ámbito energético.

8. La participación activa de la sociedad catalana en el debate democrático en el ámbito de la energía y en la construcción del nuevo modelo energético del país.

9. Hacia un sistema eléctrico que corrija déficits y permita afrontar los retos del futuro.

10. Hacia un nuevo modelo territorial: de la movilidad a la accesibilidad.

11. Hacia una reducción del consumo energético en la edificación.

12. La actuación decidida de la Generalitat de Catalunya y las otras administraciones públicas catalanas hacia el nuevo modelo energético como elemento ejemplar y de dinamización.

13. La compatibilización necesaria de la preservación del medio ambiente y el desarrollo socioeconómico: la seguridad energética y la seguridad ambiental como dos estrategias que tienen que ser coherentes para conseguir un futuro sostenible para Cataluña.

14. La nueva política energética catalana como elemento clave en la contribución de Cataluña para mitigar el cambio climático.

15. El desarrollo de mecanismos para garantizar las necesidades energéticas básicas en los sectores de la sociedad que son económicamente más desfavorecidos.

16. La necesidad de impulsar la economía circular para profundizar en la mejora del ahorro y la eficiencia energética y la utilización de las energías renovables en el sector productivo catalán.

17. La necesidad de disponer en el futuro de nuevos instrumentos de mercado para avanzar en la sostenibilidad del modelo energético.

18. Situar la política energética de Cataluña en el máximo nivel estratégico de la actuación de la Generalitat de Catalunya.


zos con la sociedad civil, como también el diseño y la realización de cambios estructurales que habiliten la acción de las fuerzas sociales orientada hacia estrategias adecuadas al reto energético. La acción política, por lo tanto, tendrá que romper con las formas tradicionales de acción a corto plazo y reenfocar su estrategia hacia los cambios estructurales a medio y largo plazo, de manera que se abran canales de participación a los ciudadanos y las empresas.

El precio de la energía no es el único motor de su consumo: la configuración de nuestras actividades, basada en una hipótesis de disponibilidad de energía ilimitada y barata, es la que crea el marco de consumo energético. Dentro de este marco la variación en el precio de la energía condiciona la actividad desarrollada. Pero el objetivo que se persigue es otro: un marco de consumo que permita mantener la actividad con una disminución efectiva en el consumo de energía.

Sin embargo, la consecución de este modelo energético sostenible pasa inexorablemente por un cambio social. Los ciudadanos somos, al fin y al cabo, los que determinamos las necesidades energéticas de nuestra sociedad y de rebote sus impactos ambientales. Por eso es básico llevar a cabo una tarea permanente de concienciación social, tanto de ciudadanos como de empresas, que favorezca comportamientos más favorables a la utilización racional de la energía.

Para desarrollar una política energética capaz de dar respuesta a los retos actuales es necesario partir de la constatación de que hay muchas barreras para el desarrollo de tecnologías y medidas de ahorro y eficiencia energética, como también para el desarrollo de energías renovables y su aplicación: económicas, culturales, legales, administrativas, etc. Por lo tanto, las estrategias para la implantación de estas tecnologías de ahorro y eficiencia energética y de aprovechamiento de las energías renovables tienen que abordar elementos muy diversos: aspectos reguladores, asesoramiento técnico, incentivación económica, formación, sensibilización, coordinación de estrategias sectoriales, coordinación entre administraciones públicas, mecanismos de inspección y control, etc.

La estrategia planteada por el escenario apuesta de la PROENCAT2030 y que es, también, la estrategia que guía la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015, se fundamenta en las opciones estratégicas siguientes (recogidas en el cuadro 1), base de la nueva política energética catalana:

• De gestionar la oferta a gestionar la demanda: el ahorro y la eficiencia energética como elemento estra-tégico clave para garantizar un sistema energético sostenible para Cataluña. La gestión de la demanda tiene que ser la piedra angular de la política energética catalana. En este sentido, la actuación decidida sobre la demanda energética, aplicando políticas para evitar los consumos innecesarios y para introducir las tecnologías energéticas más eficientes, desarrollando el ahorro y la eficiencia energética en todos los sectores productores y consumidores, tiene que ser la prioridad básica de cualquiera política energética futura.

• Las energías renovables como opción estratégica de futuro para Cataluña. La utilización cada vez más extendida de fuentes de energía renovables es una prioridad nacional que tiene que contribuir a la diversificación necesaria de fuentes de energía, a mitigar la fuerte dependencia energética exterior y a reducir los impactos medioambientales negativos asociados al consumo de las energías fósiles. Además, el desarrollo de las energías renovables pide e impulsa las actividades de I+D+i y presenta importantes ventajas socioeconómicas ya que contribuye a crear ocupación, al equilibrio territorial y a construir un tejido industrial moderno.

• Mejorar la seguridad del suministro energético y el desarrollo de las infraestructuras energéticas necesa-rias para alcanzar el nuevo sistema energético de Cataluña. La mejora de la seguridad del abastecimiento energético tiene que constituir uno de los ejes fundamentales de actuación de la política energética catalana dentro de una estrategia más general de seguridad nacional. En este sentido, hay que avanzar para mejorar la diversificación energética, tanto en el aprovisionamiento exterior


como en el interior, como también para disminuir la dependencia energética exterior.

Igualmente, hace falta que la planificación de infraestructuras energéticas incorpore elementos de fomento de la competencia, diversificación exterior y prospectiva de precios de los posibles aprovisionamientos energéticos exteriores con el fin de buscar las soluciones óptimas para los consumidores catalanes.

La energía, como bien de primera necesidad, hace que la garantía y la calidad del suministro energético constituyan un derecho de la sociedad, representan un elemento imprescindible de nuestro bienestar y de la competitividad de nuestras empresas. Para garantizar estos suministros energéticos de calidad son necesarias infraestructuras, las cuales tienen que ser diseñadas con criterios de sostenibilidad económica, social y medioambiental.

• La consolidación del sector de la energía como opor-tunidad de crecimiento económico y de creación de trabajo cualificado. La política energética catalana tiene que promover el crecimiento de un nuevo sector empresarial energético en Cataluña que, siguiendo las estrategias de la PROENCAT2030, se base en la creación de nuevas empresas con un potencial de crecimiento alto o en la mejora de la posición internacional de Cataluña en el ámbito del conocimiento y la I+D+i en las tecnologías energéticas que sean clave en los próximos años y que permitan aumentar las exportaciones de tecnologías y/o servicios energéticos adelantados.

• Acelerar el impulso en la I+D+i de nuevas tecnologías en el ámbito energético. La Generalitat de Catalu nya tiene que apostar decididamente por el desarrollo de nuevas tecnologías y comprometerse, al mismo tiempo, de manera directa a dar apoyo y fomentar la I+D+i relacionada con las tecnologías energéticas sostenibles, fundamentalmente el ahorro y la eficiencia energética y el desarrollo de las energías renovables.

• La información sobre la energía como herramienta imprescindible para implicar a la sociedad catalana

en el proceso de transición hacia el nuevo modelo energético. Las actuaciones que propone el Plan de la energía para la sostenibilidad del sistema energético catalán no serán eficaces si, en paralelo, no se hace una tarea permanente de concienciación social y empresarial. Es básico disponer de una buena información para obtener una buena concienciación. El auténtico motor del cambio de modelo energético es ser capaces de comunicar las ideas y las estrategias recogidas en el Plan de la energía y hacerlas llegar a la sociedad civil.

• La mejora y la ampliación de la formación de recur-sos humanos y el reciclaje profesional en el ámbito energético. Hay que desarrollar programas de formación en energía, tanto en la formación profesional como en las carreras técnicas universitarias, dado que actualmente son muy escasos y, en cambio, la difusión y el alcance de los conocimientos energéticos son básicos para disponer de las herramientas y técnicas necesarias para optimizar el diseño energético y comprenderlas.

• La participación activa de la sociedad catalana en el debate democrático en el ámbito de la energía y en la construcción del nuevo modelo energético del país. A fin de que las políticas energéticas se diseñen en clave de sostenibilidad y se puedan aplicar de manera eficaz, hay que colocar la ciudadanía y las empresas en el centro de la reflexión, del cambio y de la toma de decisiones que impulsen la transición hacia el nuevo paradigma energético.

• Hacia un sistema eléctrico que corrija déficits y per-mita afrontar los retos del futuro. Los procesos de electrificación del transporte y de usos residenciales y de servicios, la gestión dinámica de la demanda eléctrica, el nivel de generación conectada a las redes de distribución, etc., implican un reto importante para las redes eléctricas de transporte y distribución. Hay que abordar este reto a medio plazo aunque requiera inversiones económicas importantes para mejorar las infraestructuras eléctricas actuales. Por todo ello, se tiene que prestar una atención especial y proactiva al desarrollo integral y armónico de las infraestructuras eléctricas.


• Hacia un nuevo modelo territorial: de la movilidad a la accesibilidad. El crecimiento actual del consumo de energía para el transporte no es sostenible a medio y a largo plazo. Para modificar esta tendencia, hay que incidir, como factor prioritario, en la reducción de la demanda de movilidad de personas y mercancías. En primer lugar, se tiene que reducir la movilidad no necesaria con acciones de concienciación o aplicando una normativa y una fiscalidad desincentivadoras. Y en segundo lugar, se tiene que abordar la disminución de la demanda cautiva de transporte, induciendo a cambios progresivos y decididos en el modelo territorial y urbanístico y en el modelo de movilidad actuales sin hipotecar el desarrollo económico y social del país.

• Hacia una reducción del consumo energético en la edificación. En este ámbito se tiene que garantizar tanto la aplicación de criterios de diseño que favorezcan una mejor eficiencia energética de los nuevos edificios que se tienen que construir como la elaboración de medidas para mejorar el comportamiento energético de los edificios actuales, y tener presente también la minimización del contenido energético de su construcción, manteniendo un equilibrio correcto entre el comportamiento energético y el contenido energético de los materiales y productos utilizados al construirlos.

• La actuación decidida de la Generalitat de Catalu nya y las otras administraciones públicas catalanas hacia el nuevo modelo energético como elemento ejemplar y de dinamización. Las administraciones públicas y, en concreto, la Administración pública catalana, tienen que servir de ejemplo de buenas prácticas de gestión de la energía ante la ciudadanía y las empresas de Cataluña.

• La compatibilización necesaria de la preservación del medio ambiente y el desarrollo socioeconómico: la seguridad energética y la seguridad ambiental como dos estrategias que tienen que ser coherentes para alcanzar un futuro sostenible para Cataluña. La energía mantiene unas relaciones amplias y profundas con cada uno de los tres pilares o di

mensiones de la sostenibilidad (económico, social y ambiental). La transversalidad de la energía provoca fricciones en el equilibrio necesario entre las tres dimensiones de la sostenibilidad, que pueden tener mucha importancia en el desarrollo sostenible de futuro. Abordar esta reflexión y encontrar un punto de equilibrio es fundamental para cumplir los objetivos del Plan de la energía y mantener el camino del escenario apuesta de la PROENCAT2030.

• La nueva política energética catalana como elemento clave en la contribución de Cataluña a mitigar el cam-bio climático. La importancia de la energía en el conjunto de emisiones de gases de efecto invernadero en Cataluña hace que las políticas energéticas se conviertan en la clave para abordar la lucha contra el cambio climático en Cataluña. De hecho, las opciones de política energética adecuadas para afrontar los principales retos energéticos de Cataluña, es decir, la seguridad energética, el agotamiento progresivo de los combustibles fósiles y la elevada dependencia energética exterior, son las mismas que hay que llevar a cabo para luchar firmemente para mitigar el cambio climático en Cataluña.

• El desarrollo de mecanismos para garantizar las nece-sidades energéticas básicas en los sectores de la sociedad que son económicamente más desfavorecidos. Ante la situación económica actual y la previsible evolución futura de los precios de la energía, hay que elaborar medidas para combatir lo que, en el ámbito internacional, se denomina pobreza energética, es decir, el impacto creciente de los costes energéticos sobre familias con ingresos económicos muy bajos que impiden que puedan cubrir adecuadamente las necesidades energéticas básicas.

• La necesidad de impulsar la economía circular para profundizar en la mejora del ahorro y la eficiencia energética y la utilización de las energías renovables en el sector productivo catalán. La economía circular persigue una fuerte eficiencia del uso de los recursos materiales y energéticos –productividad de los recursos– e integra una producción cada vez más limpia en un sistema productivo cada vez más am


plio. La economía circular pretende cerrar los flujos de materiales, haciendo posible que los productos puedan volver a convertirse en recursos gracias a implantar los principios de reducción, reutilización y reciclaje (los denominados 3R) en todas las fases de la producción, la distribución y el consumo.

• La necesidad de disponer en el futuro de nuevos ins-trumentos de mercado para avanzar en la sostenibi-lidad del modelo energético. Este recurso de los instrumentos de mercado tiene como objetivo último conseguir una economía “baja en intensidad energética” y “baja en carbono”. En el caso de España, hay que volver a formular, de manera prioritaria, la fiscalidad energética, ya que es en este ámbito donde hay más camino por recorrer.

• Situar la política energética de Cataluña en el máxi-mo nivel estratégico de la actuación de la Generalitat de Catalunya. Hay que considerar la política energética de la Generalitat de Catalunya como una prioridad de primer orden dentro de las políticas que lleva a cabo el Gobierno y, por lo tanto, hay que situarla en el máximo nivel estratégico.

5

Revisión de las estrategias del Plan de la energía 2006-2015

Tal y como se ha mencionado anteriormente, como consecuencia de la reformulación de las líneas estratégicas que se llevan a cabo en la PROENCAT2030, se han revisado y ampliado las estrategias planificadas en el Plan de la energía de Cataluña 20062015 original. Para garantizar que sean coherentes con el escenario apuesta escogido en la PROENCAT2030 y con las evoluciones temporales previsibles a corto y a medio plazo de determinadas líneas de actuación (energía eólica, solar fotovoltaica y termoeléctrica, etc.), se han llevado a cabo nuevas previsiones de la oferta y la demanda energética de los escenarios BASE y IER (intensivo en ahorro y eficiencia energética) en el horizonte del año 2015, y se han revisado en detalle los objetivos numéricos para este horizonte en el ámbito

del ahorro y la eficiencia energética y de las energías renovables.

5.1

Nuevos objetivos en materia de ahorro y eficiencia energética

En el ámbito del ahorro y la eficiencia energética, los objetivos fijados en la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 son superiores a la versión original del Plan (cuadro 2).

Así, los nuevos objetivos globales de ahorro y mejora de la eficiencia energética (diferencia entre el consumo de energía final en el escenario BASE y el escenario IER) son de 2.483 ktep al horizonte del año 2015, correspondientes a un 14,1% del consumo de energía final de Cataluña en este año, mientras que en la versión original del Plan de la energía el objetivo global era de 2.138 ktep, que equivale al 10,6% del consumo de energía final previsto inicialmente para el año 2015. En términos reales, los nuevos objetivos fijados en materia de ahorro y eficiencia energética son un 16,2% superiores a los de la versión original del Plan de la energía.

Este incremento importante en los objetivos de ahorro y eficiencia energética es debido al esfuerzo mucho más importante que se prevé en este ámbito por parte del Gobierno catalán, con un conjunto de estrategias para desarrollar que significan una implicación directa de todos los agentes: Administración, empresas y ciudadanos.

Además, el incremento sostenido en los precios energéticos que se prevé en los escenarios prospectivos favorecerá la adopción de medidas de ahorro y eficiencia energética. Igualmente, la actual situación económica y financiera también puede inducir comportamientos y hábitos dirigidos al ahorro y la eficiencia energética que habrá que consolidar una vez superada la crisis actual. En cualquier caso, y tal y como ya se ha comentado, también habrá que adoptar medidas complementarias para paliar los efectos de la crisis sobre los sectores de la población más desfavorecidos y, en concreto, la incapacidad de hacer frente a los gastos


energéticos básicos –la llamada pobreza energética–, que puede aumentar notablemente en Cataluña en este periodo si no se articulan los mecanismos adecuados para afrontarla.

Con respecto a la intensidad energética final (definida como la relación entre el consumo de energía final y el PIB), en la revisión del Plan de la energía se prevé una mejora del 1,62% anual en el periodo 20032015 enfrente al 1,40% previsto en la versión original del Plan.

Resultados previstos en el horizonte del año 2020

La evolución temporal del nuevo escenario IER (escenario apuesta E4 de la PROENCAT2030) más allá del año 2015 permite visualizar como los objetivos y estrategias fijados en esta revisión del Plan de la energía, tanto de ahorro y eficiencia energética como de fomento de energías renovables, permitirán que Cataluña contribuya a la consecución de los objetivos que la Unión Europea ha fijado para España el año 2020 en su paquete energía y clima, si se continúan los esfuerzos previstos en la revisión del Plan de la energía más allá del año 2015 siguiendo el camino trazado en el escenario E4 (escenario apuesta).

En este sentido, hay que recordar que el día 6 de abril de 2009 el Consejo de la Unión Europea adoptó formalmente el paquete legislativo energía y clima que se había acordado en primera lectura en diciembre de 2008, bajo la presidencia francesa. Este conjunto de medidas quiere alcanzar los objetivos siguientes en el horizonte del año 2020: la reducción de un 20% en el consumo de energía primaria el año 2020, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% en relación con las del año 1990 y el incremento del uso de energías renovables hasta el 20% dentro del consumo energético de la Unión Europea.

Cuadro 2

Ahorros previstos en el horizonte del año 2015 en la versión original del Plan de la energía y en su revisión

Sector

En términos porcentuales (%) En términos reales (ktep)

Combustible Electricidad Total Combustible Electricidad Total

Industria Original 10,6% 11,0% 10,7% 444,0 251,0 695,0

Revisión 13,0% 11,8% 12,6% 417,7 209,9 627,7

Transporte Original 12,2% -28,8% 11,6% 868,3 -30,2 838,1

Revisión 15,2% -51,4% 14,5% 1.020,0 -36,3 983,7

Doméstico Original 12,6% 7,0% 10,1% 212,5 94,2 306,6

Revisión 16,6% 12,3% 14,7% 263,4 158,8 422,3

Servicios Original 14,4% 7,2% 9,4% 122,0 132,0 254,0

Revisión 24,5% 12,1% 16,1% 186,0 193,7 379,7

Primario Original 6,9% 1,7% 6,5% 43,4 0,8 44,2

Revisión 12,8% 9,1% 12,5% 66,3 3,8 70,1

Total Original 11,7% 7,9% 10,6% 1.690,1 447,7 2.137,8

Revisión 15,3% 11,1% 14,1% 1.953,4 530,0 2.483,4

Gráfico 4

Evolución prevista de la intensidad energética final en los dos escenarios BASE y IER de la revisión 2009 del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015

60

70

80

90

100

110

120

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Escenario BASE Escenario IER

Inte

nsid

ad e

nerg

étic

a fin

al(t

ep/m

illon

es d

e eu

ros

del a

ño 2

00

0)


En cuanto al primero de estos objetivos, como se puede observar en el gráfico 5, en el escenario apuesta E4 de la PROENCAT2030 (que corresponde al escenario IER más allá del año 2015) se cumple el objetivo de reducir el consumo de energía primaria un 20% el año 2020 con respecto a un escenario tendencial en el cual no se aplicaran políticas energéticas de ahorro y eficiencia energética y energías renovables, de acuerdo con los criterios fijados por la UE.

Este escenario tendencial es un punto de referencia o baseline (escenario E0) que no corresponde a ninguno de los escenarios de la Prospectiva energética catalana (escenarios E1 en E6).

5.2

Nuevos objetivos en materia de energías renovables en Cataluña

Con respecto a los objetivos en el ámbito de las energías renovables, los cuadros y gráficos siguientes mues tran el resumen de estos objetivos para cada tecnología en la revisión del Plan de la energía.

Para el conjunto de las energías renovables, el objeti vo en términos absolutos se reduce, y pasa de un consu mo de energía primaria de origen renovable de 2.949,3 ktep el año 2015 en la versión original del Plan de la ener gía a 2.703,4 ktep para el mismo año en la revisión del Plan de la energía. Esta reducción del 8,3% en el con sumo de energía de origen renovable es debida fundamentalmente a la importante reducción en el objetivo previsto inicialmente en el Plan de la energía de Cataluña 20062015 en el ámbito del biodiésel. Así, sin tener en cuenta los biocarburantes, el consumo de energía de origen renovable aumenta un 7,4% con respecto a la versión original del Plan de la energía (2.261,5 ktep en su

Gráfico 5

Evolución de la reducción del consumo de energía primaria en Cataluña del escenario apuesta E4 (escenario IER de la revisión del Plan de la energía) con respecto a un escenario tendencial de acuerdo con los criterios de la Unión Europea

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

24% el año 2020

Cuadro 3

Comparación global de objetivos de consumo de energía primaria en el ámbito de las energías renovables entre la versión original del Plan de la energía y su revisión

Fuente de energía renovable

Consumo de energía primaria el año 2015 (ktep)

Plan de la energía 2006-2015 Revisión 2009 Diferencias

Solar térmica 86,0 111,7 25,7

Solar fotovoltaica 10,2 57,9 47,7

Solar termoeléctrica 12,0 189,3 177,3

Eólica 758,0 698,4 -59,6

Hidráulica 528,0 504,3 -23,7

Biomasa forestal y agrícola 306,6 306,6 0,0

Biogás 205,6 205,6 0,0

Bioetanol 58,7 93,9 35,2

Biodiésel 785,4 348,0 -437,4

Otros residuos renovables 198,8 187,7 -11,1

Total (sin biocarburantes) 2.105,2 2.261,5 156,3

Total 2.949,3 2.703,4 -245,9


revisión, con respecto a los 2.105,2 de la versión original).

En la comparación de objetivos se debe tener muy presente que en esta revisión del Plan de la energía se prevé una demanda energética significativamente inferior a la de la versión original del Plan. Así, a pesar de la reducción del objetivo en valores absolutos, en términos relativos el objetivo aumenta ligeramente, y pasa de representar el 9,5% del consumo total de energía primaria del año 2015 a representar el 10,0% en esta revisión. Descontando los usos no energéticos (fundamentalmente naftas y gases licuados del petróleo para la fabricación de materias primas plásticas), el objetivo fijado pasa de representar el 11,0% del consumo de energía primaria al 11,5% en esta revisión del Plan.

Así, en el escenario IER se prevé un crecimiento importante de la participación de las energías renova

Gráfico 6

Objetivos de consumo de energía primaria en el ámbito de las energías renovables desglosados por tecnologías en la versión original del Plan de la energía y en su revisión

86,0ktep

10,2ktep

12,0ktep

758,0ktep

528,0ktep

306,6ktep

205,6ktep

58,7ktep

785,4ktep

198,8ktep

111,7ktep 57,9

ktep

189,3ktep

698,4ktep

504,3ktep

306,6ktep

205,6ktep

93,9ktep

348,0ktep

187,7ktep

Solartérmica

Solarfotovoltaica

Solartermoeléctrica

Eólica Hidráulica Biomasaforestal yagrícola

Biogás Bioetanol Biodiesel Otrosresiduos

renovables

Plan de energía 2006-2015 Revisión 2008

Cuadro 4

Comparación global del porcentaje de energías renovables sobre el consumo de energía primaria del año 2015 (escenario IER)

Porcentaje renovables sobre el consumo de energía primaria el año 2015 Plan de la energía 2006-2015 Revisión 2009

Total 9,5% 10,0%

Sin usos no energéticos 11,0% 11,5%

Gráfico 7

Evolución del consumo de energía primaria con energías renovables en los dos escenarios previstos

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

ktep



bles en el consumo de energía primaria, que pasa del 3,2% el año 2003 (2,6% el año 2000) al 6,0% el año 2010 y al 10,0% el año 2015.

También hay que destacar el importante incremento de la producción eléctrica con energías renovables en el escenario IER, que se prevé que represente el 28,0% de la producción bruta de energía eléctrica el año 2015, con un incremento de la producción del 152% en el periodo 20032015.

5.2.1

Previsiones energéticas por tipo de tecnología

Energía solar térmica

El objetivo previsto en el ámbito de la energía solar térmica significa un incremento notable (del 30%), y pasa de los 86,0 ktep previstos en la versión original del Plan de la energía a los 111,7 ktep en esta revisión.

Cuadro 5

Objetivos en el ámbito de la energía solar térmica

Consumo de energía primaria el año 2015


86,0 ktep 111,7 ktep 25,7 ktep

(1.250.000 m2) (1.620.000 m2) (370.000 m2)

El total final representa 1.620.000 m2 equivalentes de captadores solares planos en lugar de 1.250.000 m2 originales. Para alcanzar este objetivo, los incrementos en el uso de la energía solar térmica se centran en el ámbito industrial (captadores solares de vacío) y en el ámbito doméstico y de servicios (rehabilitación de edificios...).

Energía solar fotovoltaica

En el ámbito de la energía solar fotovoltaica se incrementa notablemente el objetivo hasta alcanzar los 500 MW el año 2015 con respecto a los 100 MW de la versión original del Plan de la energía, actualmente superados. Así, en términos energéticos, el objetivo se multiplica por 5,7.

También se ha aumentado el número de horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones conectadas a la red eléctrica hasta las 1.300 horas equivalentes, a causa de las mejoras tecnológicas desarro lladas estos últimos años y los datos disponibles de las instalaciones existentes.

El objetivo catalán se enmarca en los nuevos objetivos estatales de instalaciones con derecho a una prima económica razonable y es coherente con éstos.

Cuadro 6

Objetivos en el ámbito de la energía solar fotovoltaica




(100,0 MW) (500,0 MW) (400,0 MW)

Energía solar termoeléctrica

Con respecto a la energía solar termoeléctrica, se incrementa muy notablemente el objetivo hasta los 202,5 MW el año 2015 con respecto a los 50 MW de la versión original del Plan de la energía.

El acelerado desarrollo técnico que ha experimentado esta tecnología en pocos años, sobre todo por parte de empresas del Estado español, como también las economías de escala fruto del actual ritmo acelerado de desarrollo, permite incrementar su potencial tecnicoeconómico, fundamentalmente en la zona de la llanura de Lérida, que dispone de valores muy elevados de radiación solar directa.

Cuadro 7

Objetivos en el ámbito de la energía solar termoeléctrica



12,0 ktep 189,3 ktep 177,3 ktep

(50,0 MW) (202,5 MW) (152,5 MW)

Por otra parte, se ha actualizado el método contable utilizado en las estadísticas energéticas de esta tecnología, de acuerdo con la metodología actual de la Unión Europea.


Energía eólica

En el ámbito eólico, se mantiene el objetivo original del Plan de la energía de alcanzar los 3.500 MW el año 2015, y se modifica notablemente el calendario de implantación de la tecnología, de acuerdo con las nuevas estrategias definidas (nuevo Decreto eólico y fotovoltaico) y el calendario previsto de desarrollo de las ampliaciones y mejoras necesarias en la red eléctrica de transporte para permitir la evacuación de la energía producida.

Así, se prevé que el año 2010 haya en funcionamiento unos 1.600 MW eólicos con respecto a los 3.000 MW previstos en la versión original del Plan de la energía. Este valor de 1.600 MW corresponde al compromiso establecido en el pacto de Gobierno actual (Entesa Nacional pel Progrés).

Como en el horizonte del año 2015 no se prevé una implantación significativa de la energía eólica marina (a diferencia de la versión original del Plan, que preveía 450 MW de energía eólica marina), se han reducido las horas equivalentes de funcionamiento de la energía eólica hasta las 2.320 horas, hecho que significa una reducción del 8% de la producción bruta total.

Cuadro 8

Objetivos en el ámbito de la energía eólica



758,0 ktep 698,4 ktep -59,6 ktep

(3.500,4 MW) (3.500,4 MW) (0,0 MW)

Hidráulica

Con respecto a la energía hidráulica, se mantiene el objetivo original del Plan de la energía de incrementar en 150 MW la potencia bruta en servicio en Cataluña, para llegar a los 386,5 MW en régimen especial el año 2015. Hay que señalar que la diferencia de 1,4 MW entre el objetivo original y el objetivo actual de esta revisión del Plan de la energía es sólo un ajuste estadístico de la potencia bruta realmente instalada

y en servicio en régimen especial en Cataluña el año 2003, año base del Plan de la energía.

Dado que en el futuro se prevé una reducción de la hidraulicidad en Cataluña más importante de la prevista originalmente, tal y como ya se ha detectado en estos últimos años, como también la voluntad del Gobierno catalán de implantar caudales de mantenimiento importantes en las cuencas internas catalanas, se han reducido las horas equivalentes de funcionamiento a 2.050 horas para la energía hidráulica en régimen ordinario y 3.850 horas para la energía hidráulica en régimen especial, correspondientes a los valores medios de los últimos años. En conjunto se prevé una reducción del 4,5% de la producción bruta total con respecto a las previsiones desarrolladas en la versión original del Plan de la energía de Cataluña 20062015.

Cuadro 9

Objetivos en el ámbito de la energía hidráulica



528,0 ktep 504,3 ktep -23,7 ktep

Potencia en régimen ordinario

2.088,4 MW 2.088,4 MW 0,0 MW

Potencia en régimen especial

386,5 MW 385,1 MW -1,4 MW

Biomasa forestal y agrícola

En este ámbito se mantiene el objetivo original del Plan de la energía de alcanzar un consumo de biomasa forestal y agrícola de 306,6 ktep, al límite del potencial tecnicoeconómico en Cataluña teniendo en cuenta criterios de sostenibilidad ambiental de los bosques y de las explotaciones agrarias del país.

Como modificación más significativa, las aplicaciones de la biomasa forestal y agrícola se orientan más a usos térmicos (calefacción de edificios, usos térmicos industriales...) con un rendimiento energético mucho más elevado que en generación eléctrica. Además, la reducción de los objetivos en producción de energía


eléctrica también se basa en la reducción de las expectativas empresariales en este ámbito.

Cuadro 10

Objetivos en el ámbito de la biomasa forestal y agrícola



Total


En producción de energía eléctrica

161,0 ktep 126,9 ktep -34,1 ktep

(63,7 MW) (50,3 MW) (-13,4 MW)

En consumo final

145,6 ktep 179,7 ktep 34,1 ktep

Biogás

Con respecto al biogás, se mantiene el objetivo original del Plan de la energía de alcanzar un consumo de 205,6 ktep, al límite del potencial tecnicoeconómico en Cataluña en el horizonte del año 2015.

Se ha previsto un incremento significativo (hasta los 17,9 MW de potencia bruta instalada en generación de energía eléctrica) de la producción y consumo de biogás en la industria agroalimentaria, donde hay un buen potencial de aprovechamiento, que compensa la reducción de la producción en otros tipos de instalaciones en los cuales la experiencia ha demostrado la dificultad de alcanzar los niveles inicialmente previstos (plantas de metanización de residuos...).

Cuadro 11

Objetivos en el ámbito del biogás



Total




(120,2 MW) (110,8 MW) (-9,4 MW)

En consumo final

53,8 ktep 51,2 ktep -2,6 ktep

Biocarburantes (bioetanol, biodiésel y otros)

En el ámbito de los biocarburantes, en conjunto se prevé una reducción drástica de los objetivos previstos en la versión original del Plan de la energía, ya que, ante los objetivos establecidos por la UE el año 2020 (10% del consumo energético del sector del trans porte) y la obligatoriedad estatal de cumplir unos porcentajes determinados (5,83% para el biodiésel y para el bioetanol el año 2010 en términos energéticos), no tiene sentido un comportamiento diferencial de Cataluña respecto de España tan marcado como el planteado en la versión original del Plan.

Cuadro 12

Objetivos en el ámbito de los biocarburantes



844,1 ktep 441,9 ktep -402,2 ktep

Bioetanol


Biodiésel

785,4 ktep 348,0 ktep -437,4 ktep

Hay que tener en cuenta también las dificultades para garantizar la sostenibilidad del recurso, sobre todo para materias primas alimenticias. Además, los biocarburantes de segunda y tercera generación no estarán disponibles de manera masiva antes del año 2015. En este sentido, el objetivo actual es coherente con el potencial del recurso sostenible en el ámbito español.

Con respecto al bioetanol, se han incrementado los objetivos, ya que se ha introducido la obligatoriedad en el ámbito estatal y se ha aumentado el número previsible de vehículos de gasolina, a causa del cambio de la diferencia de precios entre gasolina y diésel.

Otros residuos renovables (residuos sólidos urbanos, lodos y otros)

En este ámbito no se consideran modificaciones significativas de los objetivos previstos en la versión original del Plan de la energía con respecto a generación


de energía eléctrica, ya que no se prevé la implantación de ninguna nueva central de incineración de residuos sólidos urbanos, RSU, ni el cierre o la ampliación de las ya existentes.

Cuadro 13

Objetivos en el ámbito de los otros residuos renovables (residuos sólidos urbanos, lodos y otros)



Total

198,8 ktep 187,7 ktep -11,1 ktep


146,8 ktep 146,7 ktep -0,1 ktep

(44,4 MW) (44,4 MW) (0,0 MW)

En consumo final

52,0 ktep 41,0 ktep -11,0 ktep

Con respecto a los usos térmicos directos se ha reducido ligeramente el objetivo inicial de un consumo de 52 ktep de lodos de depuradora (fundamentalmente en los hornos de clínquer de la industria del cemento artificial y en los hornos de las tejerías) hasta los 33 ktep, en coherencia con la propuesta actual del Programa de actuaciones para la gestión de los barros residuales generados en los procesos de depuración de aguas residuales y urbanas de Cataluña (enero de 2009), que señala el compostaje como destinación de parte de estos lodos. Por otro lado, se ha previsto un incremento de la utilización directa en consumo final del calor procedente de la incineración de residuos sólidos urbanos, ya que se ha previsto el incremento de las redes urbanas de calor y frío que utilizan calores residuales de plantas de tratamiento de estos residuos.

5.2.2

Objetivos de consumo de energías renovables en el consumo de energía del sector del transporte

En el escenario IER de la revisión del Plan de la energía (asociado al escenario apuesta de la nueva Prospectiva energética de Cataluña en el horizonte del

año 2030) se supera el objetivo que señala que el año 2020 un 10% del consumo de energía final del sector del transporte (según los criterios de la nueva Directiva sobre el fomento del uso de energía proveniente de fuentes renovables) sea renovable.

No obstante, como es obligatorio el uso de biocarburantes en el ámbito español, el cumplimiento del objetivo español y catalán van estrechamente ligados.

5.2.3

Objetivo de consumo de energías renovables en el consumo “bruto” de energía final

Como se puede observar en el gráfico 9, la contribución de las energías renovables en el consumo “bruto” de energía final en Cataluña se sitúa en el 16,7% el año 2020 según el escenario apuesta del análisis prospectivo (escenario IER de la revisión del Plan). El resultado para Cataluña es coherente con el objetivo europeo para España que señala que el año 2020 un 20% del consumo “bruto” de energía final (definido en la nueva Directiva sobre el fomento del uso de energía proveniente de fuentes renovables) sea renovable.

Hay que considerar el punto de partida (8,7% para España y 3,0% para Cataluña) del año 2005. En este

Gráfico 8

Evolución del porcentaje de energías renovables sobre el consumo de energía en el sector del transporte en el escenario apuesta (escenario IER de la revisión del Plan de la energía) de acuerdo con los criterios de la Unión Europea

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

13,2% el año 2020


sentido, el esfuerzo exigido al Estado español significa multiplicar el porcentaje actual por 2,3, mientras que en Cataluña significa multiplicarlo por 5,5. Hay que recordar que en Cataluña se prevé utilizar una parte elevadísima del potencial técnico, económico y ambiental de sus recursos renovables.

6

Objetivos en materia de reducción de emisiones de CO2

Otro de los aspectos analizados dentro de las previsiones del Plan de la energía han sido las emisiones de gases de efecto invernadero ligadas al sector energético.

El gráfico 10 muestra la evolución de las emisiones de CO2, principal gas causante del efecto invernadero, ligadas al ciclo energético (excluyendo las emisiones fugitivas de los combustibles) en los dos escenarios analizados en la revisión del Plan de la energía.

A pesar de la tendencia histórica de crecimiento de las emisiones de CO2 debidas al ciclo energético, en el periodo 20052010 las emisiones se estabilizan en el escenario BASE (con un incremento global del 0,7% en este periodo) como consecuencia de las re

percusiones de la crisis económica y financiera mundial sobre el tejido productivo catalán, mientras que en el escenario IER se reducen en un 11,0% en este mismo periodo, al desarrollarse las estrategias previstas en el Plan de la energía.

A partir del año 2010, a raíz de la previsible recuperación progresiva de la actividad productiva y de la economía en Cataluña, en el escenario BASE las emisiones de CO2 vuelven a aumentar de manera significativa (12,6% en el periodo 20102015), mientras que en el escenario IER se continúan reduciendo de manera sostenida (6,3% en este mismo periodo 20102015), a causa de la aplicación de todas las medidas de ahorro y eficiencia energética y de implantación de energías renovables que se proponen en la Estrategia de eficiencia energética y en el Plan de energías renovables del Plan de la energía.

En este ámbito hay que tener muy presente los compromisos del Gobierno catalán en materia de emisiones de gases de efecto invernadero, establecidos en el Plan marco de mitigación del cambio climático en Cataluña 20082012, aprobado por el Gobierno catalán el mes de octubre de 2008. Así, el objetivo del Plan marco es alcanzar que las emisiones de gases con efecto invernadero de los sectores “difusos” en Cataluña tengan un incremento no superior al 37% por

Gráfico 9

Evolución del porcentaje de energías renovables sobre el consumo “bruto” de energía final en el escenario apuesta (escenario IER de la revisión del Plan de la energía)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

16,7% el año 2020 al escenario E4 (IER)y 20,7% al escenario E6

Escenario E4 Escenario E6

Gráfico 10

Evolución prevista de las emisiones de CO2 debidas al sector energético

30

35

40

45

50

55

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Mill

ones

de

tone

lada

s de

CO

2



término medio en el periodo 20082012 con respecto al año base.

En este sentido, las previsiones de la revisión 2009 del escenario IER del Plan de la energía de Cataluña 20062015 son plenamente coherentes con el objetivo del Plan marco de mitigación del cambio climático en Cataluña 20082012 de limitar el crecimiento de las emisiones de gases con efecto invernadero en Cataluña a un incremento no superior al 37% por término medio en el periodo 20082012 con respecto al año base. Hay que tener presente que la estrategia energética fijada en el Plan de la energía y su revisión en cuanto a diversificación energética, ahorro y eficiencia energética y potenciación del uso de las energías renovables constituye el núcleo fundamental de la estrategia de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en Cataluña.

Así, tal y como muestra el cuadro 14, el cumplimiento de los objetivos del Plan de la energía significa una reducción de las emisiones difusas de gases de efecto invernadero en Cataluña de 4,45 millones de toneladas de CO2 equivalente por término medio en el periodo 20082012, que significa el 83,5% del objetivo total de reducción de 5,33 millones de toneladas de CO2 equivalente establecido en el Plan marco de mitigación del cambio climático en Cataluña 20082012.

En definitiva, el cumplimiento del escenario IER del Plan de la energía de Cataluña 20062015 constituye el eje fundamental para alcanzar los objetivos establecidos en el Plan marco de mitigación del cambio climático en Cataluña 20082012, ya que significa el 83,5% de estos objetivos. En este sentido, y tal y como se menciona en el mismo Plan marco de mitigación del cambio climático, su despliegue se hace coordinadamente con el despliegue del Plan de la energía de Cataluña 20062015.

6.1

Objetivos de reducción de emisiones el año 2020

Como se ha comentado anteriormente, uno de los objetivos marcados por la UE hace referencia a la reducción del 10% de las emisiones de CO2 de los sectores “difusos” con respecto a las emisiones del año 2005 (objetivo asignado al Estado español). En el escenario IER de esta revisión del Plan de la energía este objetivo se supera sobradamente, dado que las emisiones de los sectores “difusos” del año 2020 se reducen un 23,9% respecto del año 2005 (gráfico 11).

La relativa “facilidad” con que se cumple el criterio pone de manifiesto la importancia de seleccionar correctamente el año base (el año 2005 en lugar del año

Cuadro 14

Objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en Cataluña según el Plan marco de mitigación del cambio climático en Cataluña 2008-2012 y contribución del Pla de la energía de Cataluña 2006-2015 al cumplimiento de estos objetivos

SectorObjetivos totales

(Mt CO2 eq)

Contribución del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015 (Mt CO2 eq)

Versión originalVersión revisada

2008Incremento

(revisión/original)

Primario 0,259 0,127 0,133 4,7%

Doméstico 0,447 0,447 0,659 47,4%

Servicios 0,314 0,314 0,408 30,1%

Industria difusa 1,159 1,159 1,463 26,2%

Transporte 1,860 1,141 1,789 56,8%

Residuos 0,325 - - -

Acuerdos voluntarios y Domestic offset Projects 0,966 - - -

Gases fluorados - - - -

Total 5,330 3,188 4,452 39,7%


1990), hecho que ya se mencionaba y analizaba en el Plan de la energía original.

7

Presupuesto asociado a la revisión del Plan de la energía 2006-2015

La revisión 2009 del Plan de la energía de Cataluña 20062015, en coherencia con el escenario apuesta de la nueva Prospectiva energética de Cataluña 2030 (PROENCAT2030), manifiesta la necesidad de aumentar los recursos económicos previstos en la versión original del Plan de la energía, con el fin de alcanzar un sistema energético de baja intensidad ener gética y baja emisión de carbono, innovador, competitivo y sostenible para Cataluña, y reforzar principalmente las actuaciones en los ámbitos del ahorro y la eficiencia energética y las energías renovables.

Los recursos económicos públicos globales que se aportarán en el Plan de la energía en el periodo 20092015, de acuerdo con su revisión 2009, serán de

1.053,8 M€, lo cual significa un incremento del 62% (401,5 M€) con respecto a la versión original del Plan (cuadro 15).

Toda la estrategia diseñada en la PROENCAT2030 tiene que estar operativa antes del 2015, aunque los resultados se alcanzarán en el horizonte 2020 (contribución al cumplimiento del paquete energíaclima de la Unión Europea) y 2030. Por este motivo, la estrategia no se basa sólo en desarrollar líneas de ayuda económica para proyectos energéticos, sino que incorpora importantes actuaciones de base enfocadas a medio y a largo plazo con la necesidad de implicar toda la sociedad catalana.

Se prevé que este incremento presupuestario se cubra con recursos económicos estatales procedentes de la intensificación de la estrategia energética de la Administración general del Estado (Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España, E4, y el nuevo Plan de energías renovables del IDAE), como también de aportaciones económicas adicionales por parte de la Generalitat de Catalunya según la disponibilidad presupuestaria.

Así, de los recursos totales, la Generalitat de Catalunya aportará en el mismo periodo 20092015 la cifra total de 490,1 M€, mientras que la Administración general del Estado aportará los 563,7 M€ restantes, mediante transferencias presupuestarias a la Generalitat de Catalunya ligadas al Plan de energías renovables y el E4 y en las nuevas estrategias y planes estatales en el ámbito del ahorro y la eficiencia energética y las energías renovables en el horizonte 2020, en que España tendrá que aumentar los actuales recursos económicos dedicados a estos ámbitos.

7.1

Repercusiones económicas de las políticas propuestas en la revisión 2009 del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015

Un aspecto clave a la hora de valorar la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 es el análisis de las principales repercusiones económicas de las políticas energéticas establecidas en esta revisión

Gráfico 11

Evolución de la reducción de las emisiones de CO2 debidas al total del consumo de energía final en Cataluña y al consumo energético final de los sectores “difusos” en relación con las emisiones del año 2005 en el escenario apuesta E4 (escenario IER de la revisión del Plan de la energía)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

23,2% para el total de los consumidoresfinales de energía y 22,9% para los

consumidores “difusos” el año 2020

Total de los consumidores finales de energíaConsumidores finales de energía de los sectores “difusos”


del Plan. En este sentido, el cuadro 16 muestra un resumen de los principales impactos económicos previstos con la aplicación de las medidas propuestas en la revisión 2009 del Plan de la energía.

Las políticas de ahorro y eficiencia energética y de promoción de las energías renovables propuestas

en la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 significan una reducción directa de la factura energética de los consumidores catalanes de 3.012,9 M€ anuales el año 2015 (sin incluir el IVA) y de 10.786,0 M€ en el conjunto del periodo 20092015.

Cuadro 15

Recursos públicos totales a aportar en el periodo 2009-2015 para la ejecución del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015 en su versión original y en su revisión 2009 (M€)

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Total

2009-2015

Versión original del Plan de la energía (presupuesto reajustado)

55,1 62,5 110,5 114,5 108,8 111,7 89,2 652,3

Revisión 2009 del Plan de la energía 90,5 103,2 159,4 170,9 173,1 185,0 171,7 1.053,8

Programa de fomento de la I+D energético 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 4,2

Electrificación rural 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 28,0

Gasificación de nuevas zonas 1,1 1,1 1,6 2,0 2,0 2,0 2,0 11,8

Enterrar y trasladar líneas eléctricas 0,0 3,2 45,0 45,4 36,3 36,7 13,2 179,8

Energías renovables 6,0 8,8 15,5 17,2 18,2 19,8 20,8 106,3

Ahorro y eficiencia energética 78,8 84,7 91,7 100,5 110,6 120,2 129,6 716,1

Gastos de gestión del Plan 0,0 0,8 1,0 1,2 1,4 1,7 1,5 7,6

Incremento con respecto a la versión original del Plan de la energía

35,4 40,7 48,9 56,4 64,3 73,3 82,5 401,5

Administración general del Estado 35,4 36,6 39,0 43,0 48,4 54,9 62,8 320,1

Generalitat de Catalunya 0,0 4,1 9,9 13,4 15,9 18,4 19,7 81,4

Cuadro 16

Ahorros económicos directos (diferencia entre el escenario BASE y el escenario IER) imputables a la revisión 2009 del Plan de la energía de Cataluña 2006-2015 (M€ corrientes, sin IVA)

Concepto Valor año 2015 Valor acumulado 2009-2015

Ahorro país en importación de combustibles fósiles 1.784,9 6.731,4

Ahorro económico para los consumidores finales 3.012,9 10.786,0

Industria 564,5 2.144,9

Transporte 1.240,0 4.284,2

Doméstico, servicios y primario 1.208,4 4.356,9

Debido a la Estrategia de ahorro y eficiencia energética 2.833,1 10.239,2

Industria 536,9 2.054,9

Transporte 1.240,0 4.284,2

Doméstico, servicios y primario 1.056,2 3.900,1

Debido al Plan de energías renovables 179,8 546,8

Industria 27,7 90,0

Transporte 0,0 0,0

Doméstico, servicios y primario 152,2 456,8

Ahorro económico en emisiones evitadas de CO2 271,4 925,9

Producción de energía eléctrica 117,1 389,5

Consumo de energía final 154,3 536,4


Estas políticas significan también una reducción de nuestras importaciones de combustibles fósiles el año 2015 de 1.690,3 ktep de crudo y productos petroleros, 3.020,2 ktep de gas natural y 35,0 ktep de carbón, que equivalen a 1.784,9 M€ el año 2015 y 6.731,4 M€ en el periodo 20092015.

Igualmente, significan una reducción de las emisiones de CO2 de 12,1 millones de toneladas el año 2015 y de 50,6 millones de toneladas acumuladas en el periodo 20092015. Esta reducción de emisiones de CO2 se puede valorar en 271,4 M€ de reducción de pagos en derechos de emisión el año 2015 y en 925,9 M€ para el conjunto del periodo 20092015.

También cabe destacar que los recursos económicos públicos totales previstos para el desarrollo del Plan de la energía en los ámbitos del ahorro y la eficiencia energética y las energías renovables son de 822,4 M€

(258,7 M€ de la Generalitat de Catalunya y 563,7 M€ de la Administración general del Estado) en el periodo 20092015 ante unas ganancias económicas para la sociedad catalana acumuladas en el mismo periodo de 11.711,9 M€ (10.786 M€ en concepto de ahorro económico para los consumidores finales y 925,9 M€

en emisiones evitadas de CO2). Eso representa una aportación pública del 7,0% de las ganancias económicas globales y del 2,2% si sólo se considera la aportación de la Generalitat de Catalunya.

Finalmente, hay que mencionar que el sector de las energías renovables y las actividades de ahorro y eficiencia energética presentan un gran potencial de creación de puestos de trabajo. La política energética catalana tiene como uno de sus objetivos el aprovechamiento de la consolidación del sector energético en Cataluña para que se convierta en una industria impulsora de la economía catalana, que genere una oferta y demanda de servicios adelantados y que requiera conocimientos específicos, es decir, que comporte la creación de trabajo cualificado. El fomento de las energías renovables en Cataluña significará la creación de 55.000 puestos de trabajo que, añadidos en los 25.000 que se generarían en el despliegue de la Estrategia de ahorro y eficiencia energética, comportará una generación de 80.000 puestos de trabajo permanentes directos en el horizonte del año 2015, lo cual contribuirá a la reactivación de nuestra economía.

89Monográfico

Evaluación del potencial de las diversas fuentes de energía renovable y de las tecnologías para su aprovechamiento: oportunidades y retos para el sector de la energía*

Pedro LinaresPablo FríasTomás GómezUniversidad Pontificia Comillas, Instituto de Investigación Tecnológica

1

Introducción

Las energías renovables están llamadas a jugar un papel cada vez mayor en nuestra cesta energética, por su contribución a mejorar la seguridad de suministro energético, por su reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, y también por otras posibles ventajas (como el desarrollo tecnológico, la creación de empleo o el desarrollo rural).

De hecho, la Comisión Europea, en su propuesta 2020 para 2020 ya establece unos objetivos ambiciosos y vinculantes para los estados miembros: España deberá proveer un 20% de su energía final mediante fuentes renovables para 2020. El Ministerio de Industria y el IDAE están elaborando actualmente la transposición de este objetivo general a un plan de energías renovables para España para este periodo.

En estas condiciones, resulta cada vez más necesario evaluar tanto el potencial de las distintas tecnologías renovables como sus costes para los escenarios futuros, para así identificar las oportunidades y retos existentes en este sector y sus implicaciones para el sector energético en general.

Bajo este marco, este artículo presenta una revisión actualizada del potencial de las distintas fuentes de generación renovable en España y una prospectiva de costes para las distintas tecnologías. Las tecnologías estudiadas serán la eólica terrestre y marina, la solar térmica y fotovoltaica, la biomasa y la minihidráulica. El artículo se centra en las tecnologías de generación eléctrica, que según todas las previsiones deberán ser las que realicen la mayor contribución para alcanzar los objetivos citados.

2

Las energías renovables en España

Este apartado presenta un resumen del potencial de producción de las distintas tecnologías de origen re

* Los autores agradecen las aportaciones y comentarios para la realización del presente estudio de J. Arceluz, C. Gascó, L. Rol y G. Sáenz de Miera.


novable. A continuación, se detallan los objetivos de los planes de promoción de energía renovable de España y se comparan con la situación actual de desarrollo de la generación renovable.

2.1

Potencial de las energías renovables

Diversos estudios han analizado el potencial de las distintas tecnologías renovables en España, entre los que cabe destacar el realizado en 2009 por el Grupo de Fluidodinámica de la Universidad de Zaragoza1 (UNIZAR, 2009) y el desarrollado por Greenpeace en el informe “Renovables 2050” (Greenpeace, 2005). Los potenciales obtenidos por estos estudios se incluyen en el cuadro 1.

La Universidad de Zaragoza (UNIZAR, 2009) realiza un análisis económico del potencial de las distintas tecnologías renovables usando para ello curvas de coste de producción eléctrica (€/MWh)

1. <http://gfn.unizar.es/renovables/metodologia>

frente a uso del potencial de producción eléctrica (TWh/año). En estas curvas se observa que a mayor producción (o uso del potencial de una tecnología) los costes por kWh aumentan, dado que cada vez se dispone de peores emplazamientos para captar el recurso energético. Dentro de estas curvas el análisis calcula el coste representativo (coste más frecuente de una tecnología en todo el territorio español) y el potencial económico de producción eléctrica (en TWh al año) asociado a dicho coste, que se incluye en el cuadro 1.

Por su parte, el estudio de Greenpeace trata de determinar los techos de potencia y generación para cada tecnología, entendiendo por tales el potencial técnicamente desarrollable en la tecnología considerada a la vista de los recursos disponibles e imponiendo las limitaciones técnicas pertinentes al desarrollo del recurso. Para calcular los techos de potencia se han desarrollado modelos de las distintas tecnologías, evaluado sus actuaciones en las distintas regiones geográficas e impuesto restricciones tecnológicas y de disponibilidad de terreno, median

Cuadro 1

Potenciales técnicos y económicos de las tecnologías renovables en España

Escenario 2030 Escenario 2050

Energía TipoPotencial económico

(TWh/año) Techo de potencia (GW)Techo de producción

(TWh/año)

Eólica Terrestre 283 915 2.285

Marina 83 165 334

Solar FV Fijos 6.960

Seguimiento 2 ejes 3.293 708 1.382

Edificios 23 495 569

Solar térmica Cilindro parabólica 615 2.739 9.897

Torre de concentración 3.089 324 836

Biomasa Cultivos energéticos 45 5 35

Residuos forestales 9 5 38

Residuos agrícolas 3

Biogás Bioetanol 3.888 ktoe/año 7 (gas) 51 (gas)

Biodiésel 3,586 ktoe/año - -

Minihidro <10 MW 2 2 7

Mareomotriz 4 84 296

Geotérmica - 3 20

Fuente: Universidad de Zaragoza (2009) y Greenpeace (2005).

91Monográfico. Evaluación del potencial de las diversas fuentes de energía renovable y de las tecnologías para su aprovechamiento

te una herramienta SIG (sistema de información geográfica). La estimación de los techos de generación se ha obtenido a partir de los techos de potencia, empleando factores de capacidad evaluados para los distintos emplazamientos considerados. Para estimar la disponibilidad de terreno para cada tecnología renovable según los usos del mismo se han incorporado también restricciones ambientales (Red Natura, espacios naturales protegidos, etc.), que suponen excluir el uso del 28% del territorio peninsular.

Las diferencias observadas en los potenciales considerados en el cuadro 1 se explican por el distinto concepto de potencial (económico frente a técnico), su alcance temporal (2030 y 2050) y por diferencias metodológicas en el análisis y en los resultados presentados.

En cualquier caso, lo que se puede observar es que los potenciales son en general mucho mayores a los supuestos en los escenarios de este estudio, y por tanto no se consideran factores limitativos.

2.2

Objetivos del Plan de fomento de energías renovables

El cuadro 2 recoge los objetivos del Plan de energías renovables de España (PER) 20052010 (en adelante PER 2010) así como dos estimaciones del futuro PER que cubrirá el periodo 2011 al 2020 (en adelante PER 2020). Estas estimaciones plantean una previ

sión con servadora (denominada PER 2020) y otra previsión con mayor potencia renovable como objetivo (denominada PER 2020+). Por simplificación la tecnología minihidráulica incluye centrales de potencia inferior a 50 MW y la biomasa incluye centrales de biomasa, combustión, RSU y biogás.

Como se puede observar, los objetivos estimados son siempre inferiores al potencial disponible.

2.3

Situación actual

A continuación se presenta la potencia instalada en diciembre de 2008, la producción en 2008 (REE, 2008)2 y el grado de desarrollo respecto al objetivo planteado en el PER 2010 de las distintas tecnologías de origen renovable en España.

Los objetivos de potencia instalada renovable del PER 20052010 ya se han cumplido en el caso de la energía solar fotovoltaica. Respecto a la solar térmica, actualmente se están construyendo cerca de 800 MW que previsiblemente han empezado a funcionar antes de 2010, cumpliendo así los objetivos previstos. La hidroeléctrica está próxima a cumplir los objetivos, así como la energía eólica terrestre.

2. Los datos de minihidráulica corresponden al régimen especial. Los datos de potencia instalada de energía solar han sido actualizados con fuentes del sector solar.

Cuadro 3

Potencia instalada y producción de origen renovable en España

Tecnología

Potenciainstalada

(MW)Producción

(GWh)

Cumpli-miento

PER 2010 (%)

Minihidráulica 4.930 11.900 90%

Biomasa 1.085 4.371 44%

Eólica terrestre 15.874 31.393 79%

Eólica marina 0 0 -

Solar térmica 61 - 12%

Solar fotovoltaica 3.700 2.812 925%

Cuadro 2

Objetivos de producción eléctrica con energías renovables

TecnologíaPER 2010

(MW)PER 2020

(MW)PER 2020 +

(MW)

Minihidráulica* 5.456 5.456 5.456

Biomasa 2.463 3.200 3.200

Eólica terrestre 20.155 35.000 42.000

Eólica marina 0 2.000 3.000

Solar térmica 500 4.000 5.300

Solar fotovoltaica 400 6.000 8.000

* La minihidráulica de régimen especial con potencia inferior a 10 MW tiene un objetivo para el PER 2010 de 2.400 MW de potencia instalada.


3

Prospectiva de costes de las energías renovables

Este capítulo incluye, en primer lugar, una revisión actualizada de la evolución de los costes de distintas tecnologías de origen renovable. La revisión recopila información de costes en los horizontes 2020, 2030 y 2050. La revisión toma como fuentes de información las publicaciones de organismos internacionales y de fabricantes. A continuación, los resultados de esta revisión son contrastados con la experiencia real de la industria eléctrica, con especial interés por la realidad observada en España. El capítulo concluye con una relación de costes por tecnología renovable.

El análisis de costes comprende los siguientes aspectos: distribución de los costes de instalación por tecnología, prospectiva de costes de inversión (€/kW) y prospectiva de costes normalizados LEC3 (c€/kWh o €/MWh). Hay que señalar que el análisis de costes normalizados está sujeto a mayores incertidumbres, por la influencia de parámetros como la tasa de descuento no necesariamente homogéneos en los distin

3. El LEC es un coste normalizado que representa el coste de producción de electricidad a lo largo de la vida útil del proyecto, que incorpora los costes de inversión y actualizado para una determinada tasa de descuento.

tos estudios. Por lo tanto, se hace un énfasis especial en el coste de inversión y no tanto en el coste LEC.

3.1.

Energía eólica terrestre

Los componentes principales de los costes de inversión de un parque eólico son su ubicación (potencial eólico y velocidad del viento), la potencia de las máquinas (grupo turbinaalternador), la densidad de las instalaciones (interferencia aerodinámica) y la altura del rotor. Una distribución típica de los costes de inversión en plantas eólicas terrestres se presenta en el gráfico 1. Actualmente, el coste más importante es el asociado a las turbinas eólicas, cuyo coste se ha incrementado desde 2004 en un 20%, particularmente en países desarrollados por distintas razones que se comentarán posteriormente (IEAETP, 2008).

Es importante indicar que los costes de inversión iniciales suponen entre el 75% y el 80% de los costes totales de producción de un parque eólico (IEAETP, 2008). Dentro de los costes de operación, cabe distinguir diferentes conceptos: operación y mantenimiento (cerca del 70%), gastos de gestión, alquiler de terrenos, seguros y otros gastos. El peso típico de cada concepto se presenta en el gráfico 2.

El gráfico 3 presenta la evolución de los costes de inversión para un parque eólico terrestre típico según

Gráfico 2

Distribución de los costes de operación para un parque eólico terrestre típico

Autoconsumo 4%

Mantenimiento eléctrico 4%

Otros 1%

Operación y mantenimiento 68%

Seguros 4%

Gestión 10%

Alquiler de terrenos 9%


Gráfico 1

Distribución de los costes de inversión para un parque eólico terrestre típico

Ingeniería 1%

Terreno 4%

Varios 2%

Turbinas76%

S/E y conexión 9%

Interconexión eléctrica 1%

Cimentaciones 7%

Fuente: RISO, 2009.


diferentes fuentes consultadas (EWEA, RISO y EC). Según éstas, se espera una tendencia a la reducción de costes de inversión desde 1.100 €/kW hasta los 500 €/kW en 2020. Estas líneas de tendencia también recogen el repunte que experimentaron los costes de inversión en el periodo 20012005.

Las estimaciones más optimistas parten de un coste de inversión para la eólica terrestre en 2007 de 1.300 €/kW. Existe una coincidencia de las estimaciones de los costes en 2030, donde la eólica terrestre alcanzaría un coste de 788 €/kW.

El gráfico 4 presenta una comparación de la evolución esperada de los costes de inversión según distintas fuentes. La reducción de costes coincide con las estimaciones de costes absolutos presentadas en el gráfico 3.

Por otro lado, en el gráfico 5 se incluye una comparativa de los costes LEC estimados (bajo distintos supuestos de tasas de descuento). Los costes normalizados LEC en el 2015 oscilarían entre $53/MWh en zonas muy ventosas y $63/MWh en zonas de viento medio. En estudios de prospectiva en España la variación del coste oscilaría entre 28,3 €/MWh y 129 €/MWh en terreno llano en la actualidad, con una reducción esperada a 1569 €/MWh en 2050.

Sin embargo, la experiencia del sector eléctrico en la promoción de instalaciones eólicas en España prevé una tendencia a la reducción de los costes de inversión mucho más plana que la recogida en la revisión internacional. Se estima que los costes de inversión en los años 2010, 2020 y 2030 podrían ser aproximadamen

Gráfico 3

Prospectiva de los costes de inversión para un parque eólico terrestre típico

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

EC, 2006

EWEA, 2008

Greenpeace, 2006

GWEC, 2006

Cos

tos

d’in

vers

ió (

€/k

W)


Gráfico 4

Reducción de los costes inversión para un parque eólico terrestre típico

0

25

50

75

100

125

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Red

ucci

ón d

e co

stes

de

inve

rsió

n (%

)

Green-X, 2006

Forres, 2005

Greenpeace, 2008


Gráfico 5

Prospectiva de LEC para un parque eólico terrestre típico

0

25

50

75

100

125

150

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

LEC

(€

MW

h)

NREL, 2005

Greenpeace, 2006 mín.

EC, 2008 mín.

Greenpeace, 2006 máx.EC, 2008 máx.

BTM, 2003

IEA, 2008a



te de 1.250 €/kW, 1.150 €/kW y 1.050 €/kW respectivamente.

Esta tendencia más plana de los costes se explica por razones locales en España (aunque extensibles a países con condiciones administrativas y de desarrollo de la energía eólica similares) tales como:

• Nuevos y mayores requisitos técnicos exigidos para la operación de los parques.

• Aumento de las tasas locales por la instalación de parques.

• Uso de máquinas de mayor tamaño, dado que los requisitos medioambientales son mayores y porque la disponibilidad de terreno con buenas características de viento es cada vez menor.

3.2

Energía eólica marina

Las dos principales variables que determinan el coste de inversión en un parque eólico marino son su ubicación (dependiente del potencial eólico y de la velocidad del viento) y el desarrollo tecnológico para instalación de parques en el mar. Los costes de inversión se ven altamente influenciados por la profundidad y la distancia a la costa del parque eólico. Una distribución de cos tes típicos de instalación se muestra en el gráfico 6.

La evolución prevista de los costes de inversión que se muestra en el gráfico 7 refleja el repunte inicial de

estos costes en el periodo 20002010. Las distintas estimaciones sobre la evolución de los costes de inversión indican que habrá una tendencia a la reducción de los mismos, llegando a niveles comprendidos entre los 900 €/kW y los 1.400 €/kW en 2030.

Por otro lado, la evolución de los LEC para parques eólicos marinos se muestra en el gráfico 8. Según la

Gráfico 6

Distribución de los costes de inversión para un parque eólico marino típico

Ingeniería 6%

Estudio medioambiental 3%Varios 1%

Turbinas 48%

S/E y conexión16%

Interconexión eléctrica 5%

Cimentaciones 21%

Fuente: RISO, 2009.

Gráfico 7

Prospectiva de los costes de inversión para un parque eólico marino típico

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

EC, 2006

EWEA, 2008

Greenpeace, 2006

RISO, 20069

Cos

tes

de in

vers

ión

(€/k

W)


Gráfico 8

Prospectiva de LEC para un parque eólico marino típico

0

50

100

150

200

250

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

LEC

(€

MW

h)

EC, 2008 mín.


IEA, 2008a


Fuente: elaboración propia a partir de referencias.


IEA (International Energy Agency; AIE), habrá una reducción de costes LEC, pasando de los actuales 175 €/MWh a menos de 100 €/MWh en 2050. Según distintas fuentes los LEC en España oscilan actualmente entre 61144 €/MWh con una previsión de reducirse a 30,569 €/MWh en 2050.

Al igual que en el caso anterior, la experiencia del sector eléctrico en el estudio y promoción de parques eólicos marinos en España prevé unos costes iniciales de inversión superiores a los presentados en la revisión internacional. No obstante se espera una mayor reducción porcentual de estos costes debido a un avance tecnológico en las cimentaciones en alta mar. Los costes de inversión estimados serían para los años 2010, 2020 y 2030 de 3.000 €/kW, 2.500 €/kW y 2.000 €/kW respectivamente.

3.3

Energía solar fotovoltaica

La principal fuente de costes para la energía solar fotovoltaica (en adelante solar FV) es la inversión en los equipos de captación, mientras que los costes de operación y mantenimiento son muy reducidos, no llegan al 0,5% de los costes totales (IEAETP, 2008). Los costes de operación incluyen tanto el seguro de la instalación como el propio mantenimiento de las instalaciones. Desde 1990 los costes de la solar FV han

disminuido de forma sustancial; sin embargo esta tendencia ha cambiado en los últimos años debido al fuerte incremento de demanda de paneles fotovoltaicos en países como España, Alemania o Japón. Actualmente la demanda de paneles está dis minuyendo, por lo que la tendencia de costes puede variar. La distribución de los costes de inversión en las instalaciones fotovoltaicas se muestra en la el gráfico 9 para instalaciones conectadas a la red y en el gráfico 10 para instalaciones aisladas según el MITYC (2005).

Las distintas fuentes consultadas hacen una proyección para la reducción de los costes de inversión a partir de módulos FV muy notable hasta 2010, según se muestra en el gráfico 11.

Por otro lado, la prospectiva de costes LEC de la energía solar FV estima una reducción de éstos considerable, pasando de los actuales 900 €/MWh hasta menos de 300 €/MWh en 2030, como se muestra en el gráfico 12. Hay una previsión de que el LEC en España se encuentre en el futuro entre 77 y 144 €/MWh.

Actualmente hay cierta incertidumbre sobre la evolución de los precios en el mercado de paneles de captación, por las razones comentadas. La gran oferta existente actualmente, debido a las fábricas de paneles y de silicio grado solar que entraron en producción en los últimos años, y que no se corresponde con la demanda fundamentalmente por el cambio de legislación en España, hace que los precios de los paneles se en

Gráfico 9

Distribución de los costes de inversión de solar FV conectada a la red

Cableado 3%

Inversor y medida 10%

Estructura soporte 6%

Módulos PV 47% Gastos generales 28%

Montaje 6%

Fuente: MITYC, 2005.

Gráfico 10

Distribución de los costes de inversión de solar FV aislada

Cableado 6%

Inversor ymedida 28%

Estructurasoporte 4%

Módulos PV 8%

Gastos generales 19%Montaje 16%

Batería 19%

Fuente: MITYC, 2005


cuentren actualmente a niveles muy bajos. Esta situación evidentemente no parece sostenible a medio plazo, aunque por otra parte los desarrollos tecnológicos que están teniendo lugar recientemente sí apuntan a una reducción sostenida en los precios de los paneles. Por lo tanto, se estima que los costes de inversión en instalaciones FV podrían ser para los años 2010, 2020 y 2030 de 3.250 €/kW, 2.500 €/kW y 2.000 €/kW respectivamente.

3.4

Energía solar de concentración

Los costes de inversión de las instalaciones solares de concentración (en adelante solar CSP) están asociados a la ubicación y al tamaño de la instalación (Sargent & Lundy, 2003). La distribución típica de los costes de instalación en centrales solares cilindroparabólicas, las más habituales, se muestra en el gráfico 13.

Según las fuentes consultadas los costes de inversión de las actuales plantas de generación solar CSP oscilan entre 4 $/W y 9 $/W, mientras que el coste esperado de generación está comprendido entre 125 $/MWh y 225 $/MWh dependiendo de la localización de la planta.

Se espera una notable reducción de los costes de inversión a medio y largo plazo, llegando hasta un 50% de los costes en 2030 frente a la inversión en 2005 (véase el gráfico 14). Otras fuentes son más conservadoras y estiman que los costes de inversión para una central de referencia de 46 MWe con 15 horas de almacenamiento térmico pasaría de los actuales 4,4 €/We a 1,5 €/We en 2050 (lo que supone un 34% de la inversión inicial).

Gráfico 12

Prospectiva de LEC para plantas solares FV

0

150

300

450

600

750

900

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

LEC

(€

MW

h)

NREL, 2005 máx.


EC, 2008 mín.


EPIA, 2008

IEA, 2008a


Gráfico 13

Distribución de los costes de inversión para una instalación solar CSP

Sistema de almacenamientotérmico 6%

Turbina, generador,condensador 15%

Generador de vapor 4% Colectores camposolar 46%

Montaje y puesta en marcha 7%

Línea de evacuación 1%

Sistema de transferencia de calor 4%

S/E transformadora 0%

Obra civil 8%

Balance de planta 9%

Fuente: MITYC, 2005.

Gráfico 11

Prospectiva de los costes de inversión para una instalación solar FV

0

25

50

75

100

125

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Red

ucci

ón d

e co

stes

de

inve

rsió

n (%

)

Green-X, 2006

Forres, 2005

Greenpeace, 2008



El LEC en centrales termosolares (véase el gráfico 15) tiene una tendencia a reducirse de los más de 200 €/MWh actuales a unos 100 €/MWh. Conforme al análisis del potencial termosolar de España, el LEC actual de estas plantas oscilaría entre 120280 €/MWh con una tendencia para el año 2050 de 3081 €/MWh.

De nuevo, la realidad en España observada por la industria eléctrica parece indicar unos costes superiores a los estimados en los estudios citados. Además, los inversores en esta tecnología no esperan unas reducciones tan grandes como las previstas en dichos costes, fundamentalmente por la ausencia de márgenes tecnológicos para las mismas. De acuerdo con estas reflexiones, las previsiones a largo plazo de costes de inversión en España para plantas solares CSP para los años 2010, 2020 y 2030 se estiman en 5.000 €/kW, 4.000 €/kW y 3.000 €/kW respectivamente.

Los costes presentados anteriormente corresponden a una central solar de colectores cilindroparabólicos, sin hibridación con gas y sin capacidad de almacenamiento. Si bien esto no implica necesariamente que sea la óptima para su instalación (quizá la hibridación con gas sea más adecuada, no tanto el almacenamiento según distintas fuentes consulta

das), el uso de esta tecnología como referencia ofrece una buena aproximación para este análisis de prospectiva.

3.5

Biomasa

La estructura de costes de la biomasa depende de la inversión en equipos (turbina de gas, gasificador y silo de biomasa), de los costes de operación y mantenimiento y del coste de los combustibles. Los costes de inversión dependen de la tecnología utilizada, desde 1.000 $/kW en plantas de cocombustión con carbón hasta 6.000 $/kW en plantas BIGCC (Biomass-fired integrated gasification combined cycle).

Se estima que los costes del gasificador y de la turbina de gas disminuirán notablemente en las próximas décadas. El coste del gasificador podría disminuir desde los actuales 1.400 €/kW hasta los 700 €/kW en 2030; por su parte, la turbina de gas podría ver reducido su coste de inversión de unos 600 €/kW en la actualidad hasta los 300 €/kW en 2030.

Distintas fuentes consultadas auguran una reducción de los costes de inversión en esta tecnología próxi

Gráfico 15

Prospectiva de LEC para una planta solar CSP

NREL, 2005


EC, 2008 mín.


Greenpeace, 2006 Almería

IEA, 2008a

0

100

200

300

400

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

LEC

(€

MW

h)Fuente: elaboración propia a partir de referencias.

Gráfico 14

Reducción de los costes de inversión para una instalación solar CSP

0

25

50

75

100

125

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Red

ucci

ón d

e co

stes

de

inve

rsió

n (%

)

Green-X, 2006

Forres, 2005

Greenpeace, 2008



ma al 20% en 2030 tanto para centrales de biomasa gaseosa como sólida (véanse los gráficos 16 i 17).

El coste de producción eléctrica de las centrales de biomasa es muy variable, y depende fundamentalmente del tipo de biomasa utilizada. La previsión de variación del coste de la biomasa responde a dos tendencias:

• Una revalorización debido a la relativa escasez de los recursos de biomasa.

• Una reducción de costes asociada a la curva de aprendizaje de producción.

Según IEABIO (2007), los actuales costes de generación están entre 62 $/MWh y 185 $/MWh, con la previsión

Gráfico 18

Prospectiva LEC para una planta de biomasa gas

0

50

100

150

200

250

300

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

LEC

(€

MW

h)

EC, 2008 mín.


IEA, 2008a



Gráfico 19

Prospectiva LEC para una planta de biomasa sólida

0

50

100

150

200

250

300

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

EC, 2008 mín.

EC, 2008 máx.


Greenpeace, 2006 máx.

LEC

(€

/MW

h)


Gráfico 17

Prospectiva de costes de inversión para una planta de biomasa sólida

0

25

50

75

100

125

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Red

ucci

ón d

e co

stes

de

inve

rsió

n (%

)

Greenpeace, 2008

Green-X, 2006 CHP

Forres, 2005 CHP

Forres, 2005 OtrasGreen-X, 2006 Otras


Gráfico 16

Prospectiva de costes de inversión para una planta de biomasa gas

0

25

50

75

100

125

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Red

ucci

ón d

e co

stes

de

inve

rsió

n (%

)

Greenpeace, 2008

Green-X, 2006 CHP

Forres, 2005 CHP

Forres, 2005 OtrasGreen-X, 2006 Otras



que en el 2050 ser reduzca el rango comprendido en tre 49 $/MWh y 123 $/MWh (véanse los gráficos 18 y 19).

Como conclusión, y de acuerdo con datos de promoción de centrales de biomasa en España, se estima que el coste medio de inversión en este tipo de plantas es de 3.800 €/kW. La complejidad asociada a este tipo de instalaciones en la práctica hace que no se prevean mejo ras significativas en dichos costes para los próximos años.

3.6

Minihidráulica

La tecnología minihidráulica es una tecnología madura, en la que no se esperan cambios significativos en sus costes a medio plazo, al margen de cánones o impuestos que no tienen influencia en su desarrollo tecnológico.

Los costes de inversión en centrales minihidráulicas dependen fundamentalmente de la potencia de la instalación. Estos valores oscilan entre 600 €/kW en plantas de 2550 MW, 700 €/MW en plantas de 1025 MW y unos 1.500 €/MW en plantas pequeñas, de menos de 10 MW (CENER, 2006).

Los costes de operación y mantenimiento de este tipo de centrales varía entre los 6 €/MWh para centrales medianas y los 14 €/MWh para centrales pequeñas. A este coste habría que añadir un canon hidráulico de 14 €/MWh (CENER, 2006).

El coste de generación de centrales minihidráulicas está en el rango de 4561 €/MWh en centrales pe queñas (menos de 10 MW y 3.000 horas de funcionamiento), y entre 4156 €/MWh en centrales medianas (entre 10 y 50 MW y de 1.800 a 2.500 horas de funcionamiento).

La experiencia de empresas eléctricas españolas apunta a unos costes de inversión situados en la zona superior del rango identificado, o incluso algo más elevados, por lo que el supuesto que se realiza en este estudio es de 1.700 €/MW.

3.7

Resumen de costes de tecnologías renovables

El cuadro 4 recoge la previsión de los costes de inversión para las distintas tecnologías analizadas contras

tada con la industria y aplicada al caso es pañol. Además, se incluyen los costes de operación es timados.

4

Conclusiones

En este artículo se ha presentado de forma breve una aproximación al potencial técnico y económico y a la evolución de los costes de las distintas tecnologías renovables. Como ya se ha mencionado, el disponer de esta información parece imprescindible para evaluar si estas tecnologías son factibles y los costes de los objetivos que impone la Comisión Europea.

En primer lugar, la comparación del potencial existente con los objetivos que se manejan en los distintos foros muestran que alcanzar dichos objetivos es perfectamente factible. Efectivamente, aunque los objetivos que se han estimado para el PER 20112020 supondrían duplicar la potencia instalada el 2008 de eólica terrestre y fotovoltaica, y son mucho más ambiciosos para la potencia a instalar de solar térmica –cerca de diez veces la potencia actualmente en construcción en España–, hay que señalar que el potencial de las distintas tecnologías no parece constituir una limitación para el desarrollo de las energías renovables, como indican los estudios citados de la Universidad de Zaragoza y Greenpeace, sino que las limitaciones pueden surgir por la viabilidad económica.

Cuadro 4

Costes de los diferentes tecnologías de generación renovable

Costes de operación (€/MWh)

Costes de inversión (€/kW)

2010 2020 2030

Biomasa 56 3.800

Minihidráulica 10 1.700

Eólica terrestre 15 1.250 1.150 1.050

Eólica marina 18 3.000 2.500 2.000

Solar térmica sin

almacenamiento*

9 5.000 4.000 3.000

Solar fotovoltaica 8 3.250 2.500 2.000

* Roberto Legaz, Iberdrola y la generación solar termoeléctrica. Generación directa de vapor. Febrero 2006. <http://www.fundacionenergia.es/PDFs/ R.Legaz%20Seminario%20Solar.pdf>


En segundo lugar, se observa cómo los costes de las distintas tecnologías muestran una progresión favorable, especialmente en el caso de las tecnologías solares. Por lo tanto, el lograr los objetivos marcados no debería suponer un sobrecoste excesivo, siempre que se mantenga dicha progresión. Esto depende evidentemente del progreso tecnológico, que puede ser estimulado con políticas de innovación adecuadas o estableciendo programas de demostración, y también, en la medida apropiada, introduciendo estímulos de mercado.

La bajada de costes no se espera tan pronunciada en el caso de la energía eólica, no tanto por cuestiones tecnológicas, sino por razones de planificación urbanística, cuestiones medioambientales o regulación regional. Esto es especialmente relevante por cuanto es la tecnología que más debe contribuir, según todos los escenarios, a la penetración de las energías renovables. Sin embargo, hay que señalar que es precisamente esta tecnología la que se encuentra más cercana de la competitividad con las energías convencionales y, por lo tanto, el nivel de apoyo necesario será mucho menor (algo a lo que también contribuirán las subidas esperadas de costes en dichas tecnologías tradicionales).

El resumen de este análisis es, por lo tanto, optimista: una adecuada gestión del progreso tecnológico de las energías renovables puede permitir alcanzar los objetivos marcados para España por la Comisión Europea a un coste razonable. Y ofrece muchas oportunidades para el desarrollo tecnológico o industrial de nuestra economía.

Sin embargo, hay que ser consciente de que existen aún retos por resolver, y lecciones que aprender de nuestra historia reciente: el principal reto es cómo lograr el progreso tecnológico necesario en las distintas tecnologías sin caer en burbujas especulativas, sino con un desarrollo ordenado; y también cómo lograr apropiarnos en lo posible de dichos avances tecnológicos, que por otra parte son clave para lograr una economía más sostenible y avanzada.

Por supuesto, también existen otros retos significativos, que no se han tratado en este análisis y que

es necesario solventar adecuadamente para lograr los objetivos previstos: una buena coordinación entre las políticas nacionales y las regionales; una estabilidad regulatoria que dé seguridad a los inversores; una adecuada gestión técnica de las redes; la incorporación de elementos no económicos en las políticas de apoyo y, finalmente, un tratamiento adecuado de las energías renovables no eléctricas.

5

Referencias

BTM (2003). BTM Consult. Viento Fuerza 12, Una pro-puesta para obtener el 12% de la electricidad mundial con energía eólica para el 2020, para EWEA y Greenpeace.

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103Monográfico

1

Un modelo energético insostenible

El modelo de desarrollo económico en los países desarrollados se basa en el consumo de energía cuya principal fuente de suministro son los combustibles fósiles, es decir, el carbón, el petróleo y el gas natural, y la energía nuclear. Sin embargo, la utilización y la transformación de la energía conllevan efectos negativos so bre el medio ambiente (fundamentalmente emisiones de CO2, que es el principal gas precursor del cambio climático y de la producción de residuos radiactivos de alta actividad), así como el riesgo de agotar unos recursos naturales limitados y de proliferación nuclear.

Asimismo, hay una gran falta de equidad en el consumo de los recursos naturales fósiles a escala global, que impide a los países más pobres salir de la pobreza y que, a su vez, provoca que cuando alguno de estos países inicia su desarrollo siguiendo el mismo modelo energético de los países desarrollados, como ocurre actualmente con la China o la India, se generen

fuertes tensiones en los precios energéticos, dada la escasez y rigidez de la oferta.

La pregunta central es cómo podemos evolucionar a tiempo desde el actual modelo energético insostenible a otro modelo sostenible que permita el desarrollo económico y social de los países industrializados, así como el de los países que están en vías de desarrollo, tomando en consideración las características específicas de cada uno de ellos.

En los países industrializados se pueden paliar estos problemas con medidas sobre la oferta (cambio tecnológico hacia tecnologías más eficientes –ciclos combinados y cogeneración– y menos intensas en carbono –renovables–) y sobre la demanda (mejoras en el ahorro y en la eficiencia energética –cultura del ahorro–). Por otra parte, es importante incidir en la I+D+i en tecnologías de captura y almacenamiento de carbono para hacer ambientalmente más sostenible el uso del carbón, y también en las nuevas tecnologías nucleares, de tercera y cuarta generación.

Todos estos aspectos se han tratado a escala internacional y hay consenso en los principios. Así lo han

Regulación y marco retributivo de las energías renovables en el Estado español

Luis Jesús Sánchez de TemblequeComisión Nacional de Energía


expresado la Organización de las Naciones Unidas, la Unión Europea, la Agencia Internacional de la Energía y el Consejo Mundial de la Energía, entre otros.

Específicamente, se considera que las energías renovables tienen muchas ventajas para la sociedad, tanto de tipo industrial como de empleo, de desarrollo local y regional, de reducción del deterioro de la balanza de pagos, de seguridad de suministro y de mejora de la calidad ambiental.

Por todo ello se puede señalar que las energías renovables constituyen un elemento de garantía de desarrollo sostenible. No obstante, las energías renovables tienen también inconvenientes si se comparan con los combustibles fósiles, derivados de su mayor coste de inversión, su dispersión en la naturaleza y la intermitencia de algunas de ellas, lo que origina costes superiores en el aprovechamiento energético de estas energías.

Si se potencian estas acciones, se tiende hacia una mejor redistribución de los recursos energéticos fósiles a escala mundial, se evita su pronto agotamiento y se reducen los daños al medio ambiente, con lo cual se mejora, además, la balanza comercial.

En definitiva, hay que transmitir, por tanto, a la sociedad y a las administraciones que el desarrollo económico puede ser compatible con la sostenibilidad, si se incrementan, entre otros factores, el ahorro y la eficiencia energética, el uso de las fuentes renovables y la I+D+i energética.

2

El marco regulador

La regulación económica permite establecer, entre otras cosas, un amplio rango de medidas que traten de integrar en el precio de la energía los costes sociales (costes ambientales y de seguridad de suministro a largo plazo) para que éstos no recaigan en la sociedad en su conjunto, sino en los agentes que los provocan.

Para ello se emplean, entre otros, mecanismos fisca-les (por una parte, los impuestos a la energía o a las

emisiones de contaminantes atmosféricos o de vertidos, y por otra, las exenciones fiscales), incentivos eco-nómicos (para fomentar las energías renovables, la cogeneración de alta eficiencia y los equipos de consumo eficiente) e instrumentos de mercado (como el comercio de derechos de emisión, por una parte, y el comercio de certificados verdes –para fomentar las energías renovables– o blancos –para fomentar la eficiencia energética en el consumo–, por otra).

Con ello, los precios del mercado pueden hacer que tecnologías que usan las energías renovables y que son muy intensivas en capital sean competitivas. Además, la regulación pretende proporcionar al consumidor la información necesaria para que pueda tomar libremente sus decisiones económicas y sociales; para ello ha de conocer no solo el precio real de la energía que demanda, sino también su verdadero valor, con las implicaciones ambientales y sociales que tiene, y poder orientar así su actuación hacia el ahorro y la eficiencia energética.

Por último, la regulación es fundamental para hacer llegar la energía a las poblaciones que carecen de ella, y facilitarles el acceso a las tecnologías energéticas que serán determinantes en el modelo futuro y que sean más adecuadas a sus recursos y características. Los mecanismos de flexibilidad del Protocolo de Kioto o de la reciente Directiva de renovables de la UE constituyen buenas herramientas reguladoras para estas transferencias tecnológicas.

De acuerdo con la comunicación de la Comisión Europea al Consejo y al Parlamento Europeo, COM (2008) 19 final, de 23 de enero de 2008, sobre los sistemas para la promoción de energías renovables utilizados en los estados miembros, el sistema de tarifa regulada (feed-in tariff ) es el que se muestra globalmente como más efectivo y más eficiente, dados los elevados precios alcanzados en los sistemas de certificados y la escasa implantación de nuevas instalaciones en el resto de sistemas.

La Comisión Europea presenta la evaluación de los mecanismos de apoyo de acuerdo con los dos criterios siguientes: un criterio que mide la efectividad –definido como la capacidad de incrementar la penetración

105Monográfico. Regulación y marco retributivo de las energías renovables en el Estado español

de las renovables en el consumo de electricidad– y otro criterio que mide la eficiencia –definido como la comparación entre el nivel económico del apoyo recibido y el coste de generación de la tecnología. Adicionalmente, correlaciona la efectividad de un sistema con su eficiencia, medida como el beneficio anual esperado de las inversiones a partir de dicho sistema. De acuerdo con la evaluación de la Comisión Europea mediante el sistema “feed-in tariff se alcanza una gran penetración de las energías renovables, con el menor coste para los consumidores”.

El indicador de efectividad muestra el incremento de electricidad generada comparado con el potencial realizable a medio plazo (hasta el 2020) para cada tecnología específica:

Gin – Gi

n1 Ei

n = ADD – POTi

n

Ein = Indicador de efectividad para la tecnología de

energía renovable i en el año nGi

n = Potencial de generación de electricidad de la tecnología de energía renovable i en el año n

ADD – POTin = Potencial de generación adicional

de electricidad de la tecnología renovable i en el año n hasta 2020

El gráfico 1 muestra el indicador de efectividad para la tecnología eólica en tierra durante el periodo 19982006, incluyendo la tendencia en el año 2006.

Las políticas más efectivas que han promovido la energía eólica, el biogás y la tecnología fotovoltaica se han implantado en los países que han utilizado tarifas reguladas como principal mecanismo de apoyo. Sin embargo, no todos los esquemas de tarifa regulada implementados en los estados miembros han tenido el mismo éxito. Para la energía eólica terrestre, Dinamarca, Alemania y España han presentado los mayores indicadores de efectividad durante el periodo 19982006. La elevada seguridad jurídica, acompañada de reducidas barreras reguladoras y administrativas en estos países, ha estimulado un fuerte y continuo crecimiento de la energía eólica en la última década. En biogás, los crecimientos más elevados se han producido en Austria, Dinamarca, Alemania, Grecia y Luxemburgo, que han usado sistemas de tarifa regulada. En fotovoltaica, el mayor crecimiento corresponde a Alemania, seguida de España, Italia y Grecia, países en los que también se han empleado sistemas de tarifa regulada.

La efectividad de los mecanismos de cuota para la energía eólica terrestre en Bélgica y el Reino Unido se

Gráfico 1

Indicador de efectividad para la tecnología eólica en tierra

Exce

pcio

nes

fisca

les

/ su

bven

cion

es a

la in

vers

ión 35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Tarifa regulada Cuota Subasta Excepciones fiscales / subvenciones a la inversión Tendencia en 2006

AT

BE

BG CY

CZ

DE

DK EE ES FI FR GR

HU IE IT LT LU LV MT

NL PL PT R

O SE SI SK UK

EU-2

7


ha incrementado más en los años 2005 y 2006, pero aún es reducida si se compara con la de los países de tarifa regulada mencionados.

En Francia, las subastas (tenders) para la energía eólica y el biogás han sido menos efectivas. El nuevo sistema de subastas de Dinamarca para la energía eólica en el mar ha sido hasta ahora el más efectivo de Europa para esta tecnología.

Otros mecanismos, como las subvenciones a la inversión y las exenciones fiscales, son difíciles de medir, ya que generalmente se han usado de manera conjunta o acompañando a otros. La combinación de estos mecanismos ha tenido éxito en el desarrollo de la biomasa en Finlandia, pero ha sido menos efectiva en el desarrollo de la energía eólica.

El indicador de eficiencia compara el ingreso total recibido por una tecnología (nivel de remuneración) con el coste de generación de cada tecnología.

En los distintos países se produce una adaptación desigual entre el nivel de remuneración y el coste de generación para las distintas tecnologías. Dos tercios de los estados miembros han establecido niveles de remuneración suficientes para la energía eólica, la minihidráulica y la biomasa.

En el gráfico 2 se muestra el rango de precios (ayuda media y máxima) para la energía eólica y se compara con el coste marginal de generación a largo plazo.

Todos los esquemas de apoyo se han normalizado a quince años.

Por último, la Comisión Europea expresa que aún se mantienen barreras administrativas y de acceso y conexión a la red, como pueden ser las siguientes:

• Inexistencia de procedimientos de autorización transparentes.

• Inexistencia de planificaciones vinculantes para el desarrollo de la red, con el fin de poder cumplir los objetivos de renovables.

• Condiciones discriminatorias de acceso: procedimientos de conexión a la red no objetivos y trasparentes, así como elevados periodos de tiempo para obtener la autorización de la conexión.

• Insuficiente capacidad de acceso y elevados costes de conexión.

• Ausencia de capacidad disponible en la red.• Ausencia de información transparente sobre la

red.• Reducidos niveles de inversión en expansión de

las redes.

Por su parte, la Directiva 2003/54/CE permite a los estados miembros imponer obligaciones de servicio público para favorecer las energías renovables y establecer procedimientos simplificados y transparentes de acceso a la red.

Gráfico 2

Comparación del rango de precios con el coste marginal de generación a largo plazo de la energía eólica200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Coste de generación mínimo-media (€/MWh) Nivell de ayuda media-máximo (€/MWh)

AT BE

BG CY

CZ

DE

DK EE ES FI FR GR

HU IE IT LT LU LV MT

NL PL PT R

O SE SI SK UK


3

La regulación española

La experiencia española en la promoción de las renovables es una experiencia de éxito reconocida mundialmente. En España han confluido una serie de factores clave para este desarrollo, como son una I+D+i tecnológica (especialmente en energía eólica y en energía solar termoeléctrica), un sector industrial que ha apostado por estas nuevas tecnologías y una regulación efectiva y eficiente. Por ejemplo, se puede señalar la industria eólica, que ha supuesto un esfuerzo inversor superior a los 15.000 M€ en los últimos años y ha creado más de 95.000 empleos directos e indirectos, lo que ha permitido que España se sitúe como referencia mundial del sector con empresas líderes en el mundo, con una importante actividad exportadora, en la generación de electricidad, en la fabricación de máquinas y en la promoción y operación de parques eólicos.

Sin embargo, también en España se han producido desajustes que es bueno conocer para evitar que se repitan:

• Durante los primeros años de la liberalización las inversiones se producían con un ritmo lento, como consecuencia de la inseguridad reguladora en esos años, en los que las tarifas y las primas se mo dificaban anualmente sin reglas transparentes.

• Los objetivos de planificación en biomasa y en minihidráulica no se están alcanzando, dado que en biomasa es fundamental alcanzar acuerdos de suministro a largo plazo con agricultores o municipios, y en minihidráulica los estudios de impacto ambiental prolongan en exceso el trámite administrativo de autorización.

• La potencia fotovoltaica instalada durante el año 2008 ha excedido todas las previsiones, lo que ha generado actualmente costes muy elevados para el consumidor de electricidad. Una vez cumplido el objetivo de planificación, se tenía que haber establecido una fecha límite (29 de septiembre de 2008) para el mantenimiento de las tarifas vigen

tes aplicables a las instalaciones nuevas puestas en marcha antes de dicha fecha, lo que finalmente supuso un efecto llamada, en unas circunstancias de fuerte disminución de los costes medios de la tecnología, con unos tipos de interés reducidos y una situación económica expansiva, con escasa percepción del riesgo.

A continuación se analizan los rasgos más relevantes de la regulación española en la promoción de las energías renovables y la cogeneración.

3.1

Establecimiento de un plan de fomento de las energías renovables

En un marco regulador liberalizado, la planificación eléctrica tiene un doble carácter: vinculante para las redes e indicativa para la generación y la comercialización. Aunque no siempre es así, sus objetivos deberían ser los siguientes:

• Orientar el desarrollo de las infraestructuras de red, con el fin de garantizar la cobertura de la demanda e integrar la nueva capacidad de generación.

• Crear un enfoque estructurado a modo de planificación integrada de recursos en el que se analicen todas las alternativas energéticas, desde el lado de la oferta y desde el lado de la demanda, que incluya la va riable económica, de seguridad de suministro y medioambiental.

• Permitir a los operadores acceder a información homogénea de medio y largo plazo sin coste alguno, y eliminar así parcialmente el problema del acceso a la información asimétrica.

• Posibilitar a los reguladores la detección de ineficiencias del mercado de medio y largo plazo, y darles además la posibilidad de anticipar las posibles consecuencias de adoptar determinados mecanismos o incentivos de corrección de estas ineficiencias.

Específicamente, en relación con las energías renovables, la planificación indicativa debería analizar los


recursos energéticos del país, así como la capacidad técnica (del sistema y de las redes) y económica (de las tarifas de acceso) para su absorción.

En España, durante los doce años de liberalización, se han adoptado dos planes específicos para las energías renovables, cuyo objetivo previsto en la Ley del sector eléctrico es que en el año 2010 las energías renovables generen el 12% de la matriz de energía primaria. El 26 de agosto de 2005 se aprobó el último de estos planes por Acuerdo del Consejo de Ministros,

el actual Plan de fomento de las energías renovables para el periodo 20052010 (agosto de 2005).

El Plan inicial fue elaborado con el propósito de reforzar los objetivos prioritarios de la política energética, que son la garantía de la seguridad y calidad del suministro eléctrico y el respeto al medio ambiente, y con la determinación de dar cumplimiento a los compromisos de España en el ámbito internacional (Protocolo de Kioto, Plan nacional de asignación) y a los que se derivan de la pertenencia a la Unión Europea.

El objetivo anterior equivale, para el sector eléctrico, a suministrar con energías renovables el 30,3% de la demanda de electricidad en el año 2010. En las previsiones del Plan destacaba la importante contribución pronosticada de la energía eólica, que eleva su objetivo de potencia instalada hasta 20.155 MW en el 2010 (con una producción estimada de 45.511 GWh), y el aumento de los objetivos de biocarburantes, que pasaban a 2,2 millones de tep en el 2010, y de la solar termoeléctrica, que elevaba su objetivo a 500 MW. Con respecto a la biomasa, se diferenciaron los objetivos entre la biomasa destinada a la generación de electricidad y la destinada a usos térmicos. En cuanto a la primera, el objetivo de crecimiento en el periodo del Plan se sitúa en 1.695 MW, para lo que se previó la puesta en marcha de un programa de cocombustión (para la combustión conjunta de biomasa y carbón en centrales ya existentes), el incremento de la retribución a la electricidad generada (en instalaciones de biomasa eléctrica) y la potenciación de la Comisión Interministerial de la Biomasa, con la pretensión de dinamizar el mercado potencial.

La penetración de las energías renovables en la generación eléctrica ha de ser incrementada fuertemente en el futuro, de acuerdo con los objetivos de la UE para el 2020, hasta alcanzar, en el sector eléctrico español, una cuota de renovables superior al 40%. Esta cuota resulta muy ambiciosa si se considera que en los últimos diez años, a pesar de la nueva capacidad instalada, se ha mantenido la cuota de renovables prácticamente invariable y próxima al 20%, debido al incremento sostenido del consumo de electricidad.

3.2

El marco jurídico y económico

Para el desarrollo de las energías renovables es fundamental contar con un marco jurídico y económico estable e incentivador de las inversiones coordinado con la planificación. En este sentido, en el año 2003 la CNE aprobó una metodología que fue remitida al Gobierno, y que desde entonces ha inspirado la regulación jurídica y económica del régimen especial.

A continuación, presentamos los cuatro criterios fundamentales que a juicio de la CNE deben inspirar la regulación jurídica y económica de la producción de electricidad en régimen especial, y que se encuentran en la mencionada metodología.

3.2.1

Alcanzar los objetivos de planificación

Se considera que en los sistemas liberalizados los incentivos económicos son fundamentales para fomentar las distintas tecnologías renovables y de cogeneración, siempre que éstos sean suficientes para el desarrollo de las inversiones. En determinados casos se justifican incluso incentivos que lleven a rentabilidades superiores, para que se puedan alcanzar los objetivos establecidos en la planificación.

Establecer en la normativa sectorial incentivos económicos, por tecnologías, junto a objetivos de capacidad instalada, constituye un importante instrumento de política energética y ambiental, que orienta la toma de decisiones de los inversores en un marco regulador


liberalizado como el que corresponde a la actividad de producción de electricidad.

3.2.2

Minimizar la incertidumbre reguladora

La estabilidad y la predictibilidad de los incentivos económicos (tarifas y primas) reducen la incertidumbre reguladora, lo que incentiva las inversiones en nueva capacidad para abordar sus proyectos, al tiempo que minimiza el coste de financiación y reduce el coste final para el consumidor.

La regulación debe ofrecer garantías suficientes para conseguir que los incentivos económicos sean estables y predecibles durante toda la vida de la instalación. No obstante lo anterior, también es conveniente fijar mecanismos transparentes en las acciones que se especifican a continuación:

• La actualización anual de los incentivos, para lo cual es necesario asociar las actualizaciones a la evolución de índices robustos (como el IPC, los bonos a diez años, etc.).

• Las revisiones periódicas, cada cuatro años, con el fin de ir adaptando el nivel de los incentivos a la curva de aprendizaje de cada tecnología. Por seguridad jurídica, estas revisiones sólo pueden afectar a las nuevas instalaciones.

3.2.3

Facilitar la operación del sistema

El sistema eléctrico español debe ser explotado como un sistema aislado, dada la escasa capacidad de interconexión con Europa. En la medida en que la penetra ción de instalaciones que utilizan las energías renovables se incremente, la seguridad del sistema puede verse afectada, dada su variabilidad en la producción.

Actualmente, el régimen especial aporta más del 22% de la generación eléctrica en España. Por ello, deben establecerse requisitos e incentivos que promuevan, en lo posible, la aportación de servicios complementarios y mejoras en la calidad de la energía

producida por las instalaciones que utilizan fuentes renovables. Estos requisitos o incentivos son los siguientes:

• La obligación del suministro de programas de funcionamiento y su cumplimiento (dado que se producen penalizaciones por los desvíos entre el programa y la producción real).

• La adscripción obligatoria de instalaciones de generación en centros de control conectados con el operador del sistema.

• El establecimiento de incentivos económicos para controlar la producción o la absorción de energía reactiva, como medida indirecta para controlar la tensión.

• La obligación de las tecnologías eólicas de soportar huecos de tensión, es decir, de ser capaces de mantenerse conectadas a la red ante una breve caída de tensión en la misma, y contribuir así, al igual que otras tecnologías, a la resolución del pro blema y a la seguridad y estabilidad del sistema.

• La potestad de participar voluntariamente en otros servicios complementarios adicionales.

3.2.4

Incentivar la integración voluntaria en el mercado

Cuando las energías renovables conviven con las convencionales en el mercado resultan menos especiales.

Con ello se incrementa el número de agentes (agregadores de energías renovables), lo que dinamiza el mercado, tanto el mayorista como el minorista, que se ve impulsado con el establecimiento del sistema de garantía de origen.

En el mercado, la energía gestionable, que hoy representa aproximadamente el 45% del régimen especial, percibe una fuerte señal económica para modular su cesión de energía al sistema y proporcionar al operador del sistema servicios complementarios, lo cual es eficiente.

Una ventaja añadida es que fuera de la opción de mer cado, el mantenimiento de las instalaciones de generación se sitúa fuera de los periodos óptimos,


dado que en las tarifas reguladas no existe diferenciación temporal.

La metodología de la CNE parte de los costes medios reales de inversión y de operación que declaran los titulares de las instalaciones de generación de una determinada tecnología, en un determinado periodo regulador, para estimar, a partir de ellos, las tarifas y primas que hay que aplicar a las instalaciones que puedan instalarse en el periodo regulador siguiente.

Con ello, se incentiva a los futuros titulares a reducir sus costes en relación con el coste medio de la tecnología, para, a continuación, en el siguiente periodo regulador, traspasar las posibles ganancias de eficiencia al consumidor.

No obstante lo anterior, cuando se detecte que el desarrollo de una determinada tecnología puede resultar muy superior a la evolución planificada (como ha ocurrido durante el año 2008 en España con la tecnología fotovoltaica), como consecuencia de fuertes reducciones de costes derivados de avances tecnológicos y de economías de escala, la regulación económica debe adelantarse, orientar la evolución tecnológica hacia las reducciones de costes y establecer binomios entre cantidades objetivo anuales y tarifas, de modo que éstas últimas puedan evolucionar automáticamente a la baja para las plantas que se instalen en el año siguiente (por ejemplo, en un porcentaje definido en un 10%), cuando en el año anterior se haya alcanzado la cantidad objetivo. En todo caso, para preservar la seguridad jurídica, los nuevos incentivos económicos deben afectar únicamente a las nuevas instalaciones.

La metodología de la CNE, con la intención de aportar certidumbre y objetividad a la retribución del régimen especial, determinaba una retribución para cada tecnología tipo construida a partir de valores medios reales de inversión y de costes de explotación, de modo que obtenga una tasa interna de rentabilidad de los flujos de caja libres y después de impuestos (TIR) superior al coste del capital de las empresas del sector.

La metodología se completa con incentivos a la participación en el mercado que establecen niveles máximos y mínimos (un techo y un suelo) en la re

tribución, de forma coherente con la variación del precio del mercado, para adaptar las primas a una u otra situación. Con ello, el productor y el consumidor asumen el riesgo del precio del mercado en la mayor parte del tiempo, pero hasta un cierto nivel. Sobrepasado un determinado umbral, se elimina el riesgo y se percibe la retribución máxima y mínima establecida. El techo y el suelo equilibran los riesgos de precio, respectivamente, para los consumidores y para los productores.

La regulación jurídica y económica del régimen especial en España está dispuesta en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y se desarrolla fundamentalmente en el Real decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en el Real decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, específico para las instalaciones fotovoltaicas. Adicionalmente, debe considerarse el artículo 4 del Real decreto ley 6/2009, de 30 de abril, en el que se establece un registro de preasignación de la retribución para controlar el cumplimiento de los objetivos de planificación.

Por otra parte, cabe señalar que los incentivos económicos o primas están evolucionando al alza de un modo importante, hecho que se recoge en la tarifa de acceso que paga el consumidor.

En el cuadro 1 se puede observar la potencia instalada, la energía producida, la retribución total y el coste de las primas en los años 2007 y 2008. Se puede afirmar que el consumidor eléctrico en España pagó un 11% más cara su electricidad por la financiación que realiza la tarifa eléctrica de las primas equivalentes a la cogeneración y a las energías renovables.

En el año 2009, nos encontramos con una previsión de potencia instalada, energía producida y costes mucho más elevada que el resultado de 2008. Las primas equivalentes se prevé que alcancen casi 5.400 M€ como consecuencia fundamentalmente del funcionamiento de la potencia fotovoltaica instalada durante todo el año anterior y del descenso del precio del mercado (la prima equivalente se define como la diferencia entre la tarifa regulada y el mercado), a parte del crecimiento vegetativo de otras tecnologías.


3.3

El acceso y la conexión

La regulación del acceso y la conexión a la red eléctrica de las nuevas instalaciones de producción de electricidad a partir de fuentes renovables es un elemento tan importante como su regulación económica.

En España la Ley del sector eléctrico liberaliza las actividades de generación y comercialización, mientras que las redes de transporte y distribución deben funcionar en régimen de monopolio natural y se liberalizan mediante el derecho de acceso de terceros a la red, a cambio de un peaje que pagan los consumidores (en la Ley española la generación está liberada de estos pagos).

El acceso a la red constituye, pues, un derecho de productores y consumidores, para que las energías de los primeros puedan fluir hasta los segundos en el marco del mercado eléctrico. Por su parte, la conexión a la red está constituida por los elementos físicos y de

seguridad mediante los cuales se puede materializar el derecho de acceso.

La Ley únicamente restringe el derecho de acceso cuando puede ponerse en riesgo el suministro de electricidad. El principio de inexistencia de reserva de capacidad, que declara que las instalaciones ya conectadas no tienen preferencia para evacuar su energía sobre las nuevas, garantiza que este derecho pueda ser ejercido de la forma más amplia posible, en aras de alcanzar los objetivos de planificación.

En el caso de sobreinstalación de capacidad de generación, las posibles congestiones se deben resolver, a corto y medio plazo, mediante el despacho económico, aplicando criterios de mercado o, si procede, mediante prorrata, aunque en el caso de las renovables se ha declarado su acceso preferente. A largo plazo, será la planificación (y, si procede, la regulación de la distribución) la encargada de resolver las congestiones para que estas incidencias no se conviertan en crónicas.

Cuadro 1

Potencia instalada, energía producida, retribución total y coste de las primas, años 2007 y 2008

Año Tecnología

Potencia instalada

(MW)

Energía vendida (GWh)

N. de inst ala-ciones

Retribución total

(miles €)

Precio medio retribución

total (cent€/

kWh)

Prima equivalente (miles €)

Prima equivalente

(cent€/kWh)

Sobrecoste (%)

2007 Cogeneración 6.059 17.616 872 1.335.326 7,580 596.712 3,387 2,7%

Solar 693 495 19.988 214.811 43,384 194.051 19,191 0,9%

Eólica 14.417 27.474 632 2.146.716 7,814 994.760 3,621 4,4%

Hidráulica 1.909 4.120 928 318.940 7,741 146.190 3,548 0,7%

Biomasa 558 2.173 92 192.155 8,843 101.043 4,650 0,5%

Residuos 569 2.722 33 167.806 6,165 53.674 1,972 0,2%

Trat. residuos 527 3.397 43 316.889 9,328 174.453 5,135 0,8%

Total 2007 24.732 57.997 22.586 4.692.644 8,091 2.260.882 3,898 10,1%

2008 Cogeneración 6.157 21.090 884 2.070.197 9,816 716.528 3,398 2,4%

Solar 3.354 2.492 49.971 1.127.994 45,268 968.055 38,850 3,2%

Eólica 15.578 31.355 394 3.157.146 10,069 1.144.597 3,650 3,8%

Hidráulica 1.961 4.497 941 432.393 9,615 143.755 3,197 0,5%

Biomasa 580 2.466 98 281.613 11,420 123.326 5,001 0,4%

Residuos 579 2.734 34 239.450 8,759 63.970 2,340 0,2%

Trat. residuos 554 3.088 44 342.385 11,089 144.203 4,670 0,5%

Total 2008 28.763 67.720 52.664 7.651.179 11,298 3.304.434 4,880 10,9%


En el Real decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, se establece la normativa sobre el derecho de acceso y conexión a la red de transporte y distribución. Por otra parte, en el Real decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se establece la regulación del régimen especial, se determina que las nuevas instalaciones de producción deben hacer frente a las inversiones en las instalaciones de conexión a la redes de transporte y de distribución, e incluso, en algunas circunstancias, a los refuerzos de éstas mismas redes. Sin perjuicio de lo anterior, la red de transporte se desarrolla conforme a la “Planificación” aprobada por el Gobierno, que tiene en cuenta, entre otras cosas, las zonas con mayores recursos renovables.

Desde el inicio de la liberalización, en el año 1998, hasta finales del año 2007 la potencia instalada en régimen especial pasó de 4.544 MW a 24.418 MW,1 con lo que en la última década ha sido necesario integrar a la red de transporte y distribución casi 20.000 MW, a lo que ha contribuido una red preexistente, en cierto modo “holgada”, y la nueva red producto de la “Planificación”. En la década y media siguiente será necesario integrar una cantidad de megavatios que duplica la conectada en la década anterior. Solamente la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016 ya prevé para el horizonte 2016 una potencia instalada en régimen especial de 47.670 MW, lo que supone integrar durante nueve años más de 23.000 MW adicionales.

Por otra parte, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, fue modificada con la Ley 17/2007, de 4 de julio, para trasponer la Directiva 2003/54/CE sobre normas comunes del mercado interior de la electricidad. Asimismo, la Ley 17/2007 incorporó otros criterios, como los siguientes:

• La facultad del operador del sistema de establecer restricciones zonales para autorizar las nuevas instalaciones de producción de electricidad, tanto en régimen ordinario como en régimen especial. Únicamente se deben establecer estas restricciones si mediante la incorporación de la nueva po

1. 28.787 MW a finales del 2008.

tencia y con la red planificada, se detectan problemas relacionados con la seguridad del suministro, teniendo en cuenta la energía que ha de verter la generación y el consumo previsto.

• La secuencia temporal para que los gestores de la red de distribución puedan informar el acceso y la conexión de nuevas instalaciones de generación se invierte, y se establece como condición previa la determinación del punto de conexión, y su aceptación por parte del solicitante, antes de informar el acceso.

Teniendo en cuenta la gran cantidad de potencia renovable y de cogeneración que será necesario integrar y conectar a la red para cumplir los objetivos comprometidos con la Unión Europea, y asimismo, considerando las modificaciones introducidas en la Ley del sector eléctrico mediante la Ley 17/2007, la CNE ha elaborado una propuesta de real decreto en la que se incluyen los criterios básicos que a continuación se enuncian, y que se refieren a la regulación económica y de acceso y conexión a la red de las nuevas instalaciones de producción en régimen especial.

Se considera que los criterios sobre el acceso y conexión actualmente vigentes deberían evolucionar tal y como se señala a continuación, ya que su mantenimiento podría poner en riesgo el cumplimiento de los objetivos de la planificación vigente y los comprometidos con la Unión Europea. Este riesgo proviene del mecanismo vigente para determinar el acceso y la conexión de nuevas instalaciones de producción, ya que cualquier solicitud de nueva potencia debe ser atendida cuando existe capacidad en el punto de la red en el que se conecta, independientemente de que una vez construida pueda limitarse el vertido a la red de su producción. Así, si existen otras instalaciones de generación que afecten a la capacidad de evacuación en ese punto, la instalación podrá ver limitada su capacidad de vertido, en aplicación de los mecanismos previstos en la gestión técnica del sistema, particularmente con el mecanismo de gestión de restricciones.


En un sistema liberalizado, como es la generación de electricidad, el cumplimiento de los objetivos de planificación se lleva a cabo mediante el establecimiento de incentivos económicos (primas), que se otorgan por la energía vertida a la red por las instalaciones. Cuando se producen restricciones al funcionamiento, las instalaciones de generación no perciben las primas establecidas, hecho que, si se generaliza en el tiempo, puede provocar incertidumbres que pongan en riesgo el cumplimiento de los objetivos de planificación.

Por ello, de acuerdo con los principios contenidos en la Ley 54/1997, considerando la experiencia obtenida en la década transcurrida de liberalización, teniendo en cuenta los nuevos objetivos de planificación y asumiendo la mayor saturación de las redes de transporte y distribución, que introducen una mayor complejidad en la operación del sistema, y las consideraciones sobre la seguridad emitidas por la REE, la CNE ha considerado que la nueva regulación del acceso y la conexión para las nuevas instalaciones de régimen especial a la red deberá prever que las limitaciones de acceso de las nuevas instalaciones de régimen especial se deberán resolver considerando la producción de las instalaciones de éste régimen ya conectadas o con punto de conexión firme, con el fin de evitar el incremento de las restricciones, lo que mejorará la seguridad del sistema y posibilitará el cumplimiento de los objetivos de planificación.

Asimismo, en la citada propuesta se establecen otras mejoras de la regulación vigente, como son las siguientes:

• Establecimiento de los criterios para la aplicación de la nueva herramienta, incluida en la Ley, para que el operador del sistema pueda mantener la seguridad (restricciones zonales).

• Cumplimiento de los planes de desarrollo de las redes de transporte y distribución.

• Publicidad por parte de los gestores de red de la escasez de capacidad.

• Procedimiento simplificado para instalaciones de pequeña potencia.

• Todo ello, manteniendo la prioridad de evacuación en tiempo real de la energía producida por las renovables y la cogeneración.

3.4

El sistema de garantía de origen y etiquetado de la electricidad

Mediante el sistema de garantía de origen2 se introduce un nuevo mecanismo indirecto de promoción de las energías renovables y de la cogeneración, adicional al régimen económico vigente, que en España se materializa en incentivos económicos incorporados a unas tarifas reguladas y a unas primas. Mediante los incentivos económicos se iguala el terreno de juego para que las energías especiales puedan competir en el mercado en igualdad de condiciones con las energías convencionales (termoeléctrica, nuclear y gran hidráulica), ya que estas últimas no internalizan la totalidad de sus costes ambientales.

El sistema de garantía de origen permite a los productores demostrar ante terceros que la electricidad que venden ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables y/o mediante mecanismos de alta eficiencia. La garantía de origen es, pues, una acreditación, expedida a solicitud del interesado, que asegura que un número determinado de kilovatios hora de energía eléctrica, producidos en una central y en un periodo temporal determinado, ha sido generado a partir de fuentes de energía renovables o de cogeneración de alta eficiencia.

Adicionalmente, a partir de las garantías de origen, y a años vencidos, es posible establecer una diferenciación entre los comercializadores, según la partici

2. Las directivas 2001/77/CE y 2004/8/CE, relativas respectivamente a la promoción de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia, establecían la necesidad de que los estados miembros de la UE introdujeran un sistema de garantía de origen de la electricidad renovable y eficiente. Además, de acuerdo con las directrices de la Comisión Europea de febrero de 2004, el sistema de garantía de origen debe favorecer lo que se denomina “el etiquetado de la electricidad”, introducido en el artículo 3 de la Directiva 2003/54/CE y en el artículo 6 de la Ley 24/2005, que en conjunto tiene como consecuencia la diferenciación de productos dentro del mercado.


pación que hayan tenido en el sistema de garantías de origen. Esta diferenciación se realiza para permitir al consumidor elegir la empresa comercializadora en función no sólo del precio o de la atención al cliente (ya que la calidad y la seguridad del suministro ha de ser la misma para todos), sino también en función de la calidad ambiental de la energía que la citada empresa ofertó en el año anterior (en términos de emisiones específicas de CO2 y de producción específica de residuos radiactivos).

Las garantías de origen, junto a los nuevos datos que hay que incluir en las facturas, informan al consumidor de los atributos medioambientales de la energía anual generada en el sistema eléctrico y la adquirida por su empresa comercializadora.

En España, la Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, establece la regulación de la garantía del origen de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia. Según esta normativa, la CNE es responsable de gestionar un sistema de garantía de origen que debe servir para que los comercializadores puedan demostrar que la electricidad que vendieron en el año anterior fue generada a partir de fuentes de energía renovables y/o mediante mecanismos de alta eficiencia.

El funcionamiento del sistema se basa en un mecanismo de anotaciones en cuenta (análogo a un registro público), al cual los productores en régimen especial y los comercializadores solicitarán voluntariamente la inscripción, transferencia y cancelación de las garantías que les puedan corresponder, con la comprobación previa de la información disponible en

las autorizaciones, las facturaciones del régimen especial, las medidas eléctricas de productores y de consumidores proporcionadas por los distribuidores y la REE, e incluso teniendo en cuenta el resultado de las inspecciones de la CNE.

Durante los dos años que lleva funcionando el sistema de garantías de origen, se han expedido garantías que representan aproximadamente el 17% de la producción nacional de electricidad.

4

Conclusión

Hay que transmitir, por tanto, a la sociedad y a las administraciones que el desarrollo económico puede ser compatible con la sostenibilidad. Para ello, en marcos reguladores liberalizados, la regulación económica debe, entre otras cosas, establecer mecanismos para internalizar los costes sociales en los precios de la energía y fomentar una nueva cultura del ahorro energético.

Un informe de la Comisión Europea, publicado el año 2008 con ocasión de la presentación de la pro puesta de Directiva de renovables, realiza un análisis comparativo de la efectividad y la eficiencia de los distintos marcos reguladores existentes, y señala a España como país de referencia. El éxito español se basa, entre otros aspectos, en una estable, predecible y rentable retribución, derivada del marco regulador, y en una objetiva y transparente regulación del acceso y conexión a la red.

115Monográfico

Análisis económico de los instrumentos de promoción de las energías renovables: una perspectiva de eficiencia dinámica

Pablo del Río GonzálezCSIC

“Over the long run, perhaps the most important single criterion on which to judge environmental policies is the extent

to which they spur new technology toward the efficient conservation of environmental quality”

Kneese y Schulze, 1975

1

Introducción

Distintos estudios muestran que la consecución costeeficiente (es decir, al menor coste posible) de los objetivos de renovables y/o de emisiones de CO2 implica la combinación en el tiempo de distintas tecnologías de generación eléctrica y, en particular, de distintas tecnologías renovables. Por ejemplo, en el ámbito de la con secución de los objetivos de CO2, el informe de la Agen cia Internacional de la Energía (AIE; en in glés International Energy Agency o IEA) Perspectivas Energéticas Mundiales (IEA, 2008a) muestra que la generación eléctrica con renovables (sin incluir la hidráulica) se debería multiplicar por ocho entre el 2006 y el 2030 para lograr una senda de emisiones de CO2 equivalente (CO2 eq) compatible con el escenario de concentración de 550 partes por millón (ppm) de CO2 eq.1

1. Este es el escenario menos ambicioso y conservador, pues no garantizaría la consecución de los dos grados centígrados de aumento en la

Particularmente importantes en este contexto serían la eólica (terrestre y marina) y la biomasa, y algo menos las tecnologías solares y la geotérmica. Sin embargo, las tecnologías solares experimentarían el mayor crecimiento en el periodo 20202030, en contraste con la eólica terrestre, que, no obstante, tendría el mayor peso en la generación renovable en el año 2030.

De forma similar, el estudio de la IEA (2008b), con un horizonte de 2050 (en lugar de 2030), confirma el peso muy significativo de las renovables en la generación eléctrica en escenarios bajos en carbono (escenarios Blue Map).

A conclusiones parecidas llegan los tres modelos utilizados en el proyecto RECIPE (WITCH, IMACLIM y REMIND), que prevén un incremento considerable de las fuentes renovables en el consumo de energía primaria mundial en un escenario compatible con

temperatura para el 2100 que se considera seguro para evitar una catástrofe climática. De hecho, el otro escenario (concentración de 450 ppm de CO2 eq), que sí es más compatible con los dos grados mencionados, exigiría una mayor penetración de las renovables, por la mayor necesidad de descarbonización del sector eléctrico.


concentraciones de 450 ppm en el 2100 (Edenhofer et al., 2009). RECIPE muestra que las tecnologías renovables constituyen una opción indispensable para lograr los objetivos de mitigación de gases de efecto invernadero (GEI) a un coste bajo. Este coste será superior si la cantidad de renovables sólo crece como lo hace en el escenario de referencia o business-as-usual (es decir, sin nuevas políticas de cambio climático). Con respecto a los costes de la mitigación, el valor económico de incluir las renovables en la combinación de opciones de mitigación es máximo cuando se considera el largo plazo (hasta el 2100), pues los beneficios del aprendizaje tecnológico se producen sobre todo en ese horizonte temporal (Edenhofer et al., 2009).2

Particularmente relevantes son las renovables en el sector eléctrico, cuya importancia crece con menores concentraciones de GEI. En efecto, todos los estudios (basados en simulaciones), tanto los de RECIPE como el de la AIE y otros, muestran que, para conseguir el objetivo de concentración de 450 ppm, es necesario una gran descarbonización del sector eléctrico, que es imposible de lograr sin una gran penetración de las renovables en este sector. Además, como es de esperar que muchos otros sectores (en particular, el transporte) incrementen su uso de electricidad, la descarbonización del sector eléctrico gana importancia estratégica.

Los modelos simulan cuál sería el crecimiento de diferentes fuentes energéticas para la generación eléctrica en Europa en el periodo 20102030 para dos escenarios: escenario de referencia y escenario de políticas, este último compatible con concentraciones de 450 ppm de CO2 eq a escala mundial.3

Con respecto a la evolución de dichas fuentes entre hoy y el 2030, los modelos coinciden en los siguientes

2. El aprendizaje tecnológico hace referencia especialmente a las mejoras en las tecnologías que tienen lugar durante su difusión como consecuencia de las mejoras propuestas por los usuarios de la tecnología o que surgen en el propio proceso de producción de la tecnología. Estas mejoras, junto con las economías de escala dinámicas, provocan además reducciones de costes de las tecnologías en el tiempo. Sin embargo, los procesos de aprendizaje tecnológico no son gratuitos, pues dependen de que se produzca la difusión, lo que, a su vez, es el resultado de inversiones más o menos cuantiosas.

3. Los resultados del proyecto RECIPE pueden consultarse en: http://www.pikpotsdam.de/recipe

resultados para Europa. En el escenario de referencia se esperan aumentos del carbón, el gas y las renovables (a tasas moderadas, y muy bajas en el caso de la hidráulica), y reducciones del petróleo y de la nuclear. En el escenario de políticas se esperan reducciones del carbón y del petróleo e incrementos en gas (más moderado que en el escenario de referencia) y, sobre todo, de renovables, en particular la eólica y las solares. La nuclear crece en algunos modelos (WITCH) y se reduce en otros en el escenario de políticas (IEA 2007, REMIND o IMACLIM).4

Otro de los resultados interesantes de los modelos anteriores es que desarrollar y comercializar nuevas tecnologías así como reducir los costes de las tecnologías de mitigación ya existentes es crucial para mitigar las emisiones de GEI y hacerlo de forma costeeficiente. Cuanto más ambiciosos son los objetivos de mitigación, mayor es la necesidad de reducir emisiones y, por lo tanto, mayor la necesidad de tener eficiencia dinámica, es decir, tecnologías a costes razonables en el futuro, pues los costes marginales de mitigación se disparan con grandes reducciones de las emisiones. Edenhofer et al. (2009) demuestran que los costes de alcanzar objetivos de mitigación son mayores cuando no participa alguna de las tecnologías renovables. Desde la perspectiva de la mitigación costeeficiente de las emisiones de GEI se necesita, por lo tanto, una revolución tecnológica con un incremento significativo de las renovables y, en particular, de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables (EFER).

Aparte de los objetivos de mitigación de GEI, existen en muchos países, y en particular en el contexto europeo, objetivos de penetración de energías renovables.5 Utilizando las simulaciones realizadas con el modelo GREENX, Resch et al. (2009) han mostrado recientemente que la consecución del objetivo europeo del 20% de renovables en el consumo de energía en

4. Para más detalles, véase del Río (2009c).

5. Esto podría sugerir que los objetivos de mitigación y los de penetración de energías son redundantes, en tanto que las energías renovables son necesarias para mitigar las emisiones. Sin embargo, las energías renovables no solo reducen las emisiones de GEI, sino que tienen otros beneficios, en particular, la reducción de la dependencia energética externa.

117Monográfico. Análisis económico de los instrumentos de promoción de las energías renovables

2020 exige combinar distintas tecnologías renovables. Los autores muestran que, para conseguir ese objetivo general del 20%, la penetración de las renovables en la demanda de electricidad debería alcanzar el 35%. El escenario de menor coste para lograr ese objetivo supone la combinación de varias tecnologías, con un peso considerable de la eólica (terrestre y marina), la hidráulica (sobre todo gran hidráulica ya instalada) y la biomasa, y menores participaciones en ese horizonte temporal del 2020 para las solares y el biogás. Los mayores crecimientos relativos entre los años 2005 y 2020 en producción de EFER compatibles con ese escenario se darían en las eólicas, la biomasa sólida y el biogás. El crecimiento de la solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, aunque considerable, no permite que estas tecnologías tengan un peso significativo en el 2020, aunque es posible que sí sean cruciales en la fijación de objetivos a más largo plazo (el año 2030 o el 2050) (del Río, 2009c).

Estos resultados, en términos de la necesidad de combinar tecnologías, tienen fuertes implicaciones para las políticas públicas de promoción, pues sugieren que no es suficiente con estimular únicamente las tecnologías renovables que hoy tienen un menor coste. El reto consiste en disponer, además, de tecnologías renovables en los horizontes del 2020 y el 2030 a costes razonables. Dado el periodo de maduración necesario de las tecnologías hoy incipientes, no parece que haya otro remedio que fomentar tecnologías hoy prometedoras, es decir, con un considerable potencial de generación y capacidad de reducir sus actualmente elevados costes. Es evidente que fomentar esas tecnologías más inmaduras en paralelo a las más maduras tiene un coste hoy superior a si únicamente se fomentasen las más maduras, pero los modelos arriba mencionados muestran precisamente que, en términos intertemporales (corto, medio y largo plazo), esa combinación es eficiente en costes para conseguir objetivos tanto de emisiones de GEI como de penetración de energías renovables.

Por tanto, desde el punto de vista de las políticas públicas, las preguntas relevantes en este contexto son: ¿cómo podemos lograr una promoción equilibrada de

tecnologías con muy diversos niveles de costes y madurez tecnológica, de forma que se alcancen ambos objetivos al menor coste posible, entendiendo que este coste es la suma de los costes que se producen en el corto, medio y largo plazo para fomentar esas tecnologías? Este es precisamente el objetivo de este artículo, que analiza los instrumentos de promoción de la EFER teniendo en cuenta el criterio de eficiencia dinámica.

El resto de este artículo está estructurado de la siguiente forma. La sección 2 aporta una breve discusión sobre los enfoques generales utilizados para analizar las barreras a las tecnologías renovables que justifican la aplicación de instrumentos de promoción de la EFER. Estos instrumentos se discuten en la tercera sección. La sección cuarta profundiza en el criterio de eficiencia dinámica y en sus diversos aspectos, mientras que la quinta aporta una evaluación de esos instrumentos de acuerdo a dicho criterio, teniendo en cuenta tanto la teoría económica como la experiencia en la aplicación de los instrumentos. El artículo se cierra con un apartado de conclusiones.

2

Enfoques teóricos para el análisis de las barreras a las tecnologías renovables

La penetración de las tecnologías renovables en la generación eléctrica se produce lentamente. Desde el punto de vista del análisis económico existen al menos dos factores clave que explican esa lenta evolución: estas tecnologías sufren dos tipos de fallo de mer cado, lo que se conoce en la literatura como el problema de la doble externalidad (Rennings, 2000; del Río, 2004; Jaffe et al., 2005, y Newell, 2008):

1. Externalidades ambientales negativas evitadas. La EFER reduce las emisiones de contaminantes globales (gases de efecto invernadero, GEI) y locales con respecto a la generación convencional (gas, carbón y petróleo). Si los generadores eléctricos convencionales no tienen que pagar por el daño que causan por sus emisiones, entonces estas serán más elevadas de las socialmente de


seables y no existirá incentivo para innovar en tecnologías que las mitigan, como las renovables.

2. Externalidades tecnológicas positivas generadas. Estas tienen que ver con la naturaleza de bien público de la innovación tecnológica. Se relaciona con los efectos spillover, que incentivan que la innovación sea copiada por otros, lo que reduce las ganancias para la empresa innovadora sin que obtenga una compensación total por el esfuerzo que ha hecho. A su vez, esto reduce los incentivos para innovar.6

La existencia de ambos fallos de mercado impide que el precio del carbono (derivado de la aplicación de políticas públicas de mitigación, ya sea un sistema de comercio de derechos de emisión o un impuesto) sea suficiente para promover estas tecnologías. Aunque es cierto que el precio del carbono, entre otras cosas, genera incentivos a las inversiones en I+D, los mercados de las tecnologías están distorsionados por múltiples fallos de mercado adicionales a la externalidad tecnológica, e incluyen la incapacidad del innovador de capturar todos los beneficios de su actividad innovadora, efectos spillover derivados de los efectos de aprendizaje que tienen lugar durante la difusión de las tecnologías que reducen los costes de producción para otras empresas y que no son capturados por las empresas innovadoras, externalidades de red en grandes sistemas integrados, incertidumbre que restringe la inversión, restricciones crediticias, información asimétrica entre los promotores del proyecto y los prestamistas y el comportamiento miope (Newell, 2008; Edenhofer et al., 2009). Por esta razón, puede defenderse una política específica para tecnologías bajas en carbono, que complemente los instrumentos económicos y facilite la transición hacia una economía menos intensiva en carbono. Esas políticas tecnológicas pueden y deben dirigirse a las distintas fases de la cadena de innovación.

6. La protección legal de la propiedad intelectual, por ejemplo, a través del sistema de patentes, puede ayudar, pero las empresas sólo pueden capturar una pequeña fracción de las ganancias generales de la innovación (Newell, 2008).

Dentro de todos estos fallos de mercado y barreras,7 merece la pena destacar las que suponen barreras de tipo sistémico (también denominados fallos sistémicos; Nill y Kemp, 2009). La más importante de esas barreras sistémicas es la denominada dependencia de la senda y el bloqueo tecnológico (van den Berg y Kemp, 2008).

En efecto, una parte de la literatura económica reciente, la denominada economía evolutiva del cambio tecnológico (EEv), destaca la existencia de inercia en los actuales sistemas tecnológicos.8 Estos sistemas están imbuidos en un contexto institucional que genera un fuerte incentivo a su continuidad (véase, entre otros, Kemp, 1996; Unruh, 2000 y 2002; Marechal, 2007; del Río y Unruh, 2007; Rip y Kemp, 1998, y Foxon, 2003). Como afirma Kemp, del amplio abanico de posibilidades de innovación, sólo unas pocas son seleccionadas y utilizadas como base para un desarrollo futuro. La selección está relacionada con aspectos de costes y precios, pero también con expectativas e instituciones. Las innovaciones que encajan en los regímenes existentes tienen más posibilidades de progresar. Como consecuencia de esto, la sociedad está bloqueada tecnológicamente en determinadas trayectorias.9 El término bloqueo de carbono (Unruh, 2000) se ha utilizado precisamente para denominar esta persistencia de las tecnologías intensivas en carbono (a pesar de la existencia de otras bajas en carbono).10

Según el enfoque de la EEv, la rigidez del sistema a la hora de experimentar grandes cambios tecnológicos

7. Hay que tener en cuenta que no todas esas barreras representan fallos de mercado. Únicamente son a la vez barreras y fallos de mercado los fallos de información, los problemas del principalagente y las imperfecciones en los mercados de capital. En términos puramente económicos (teoría económica ortodoxa), sólo los fallos de mercado justificarían la intervención pública. Sin embargo, en la línea de Sorrell et al. (2004), aunque en su caso aplicado a las tecnologías de eficiencia energética, adoptamos una perspectiva más amplia e identificamos en qué medida las barreras a las inversiones de EFER, sean o no fallos de mercado, pueden eliminarse o atenuarse con la aplicación de instrumentos.

8. Witt (2008) aporta un resumen de esta literatura.

9. <http://kemp.unumerit.nl/#view>

10. Una rama emergente de la literatura económica sobre la mitigación ha aplicado un enfoque evolutivo al análisis de este problema con el objetivo de subrayar la inercia en los actuales sistemas tecnológicos (Kemp, 1996; Unruh, 2000 y 2002; Marechal, 2007; del Río y Unruh, 2007; Rip y Kemp, 1998; Foxon, 2003...).


(el bloqueo tecnológico) es el resultado de dos factores principales. Uno está relacionado con la perspectiva sistémica del cambio tecnológico y la inercia “estructural” de los sistemas tecnoeconómicos. El otro subraya los mecanismos dinámicos que hay detrás de este proceso. Por supuesto, ambos factores (sistémico y dinámico) están interrelacionados (véase del Río, 2009d):

1. El enfoque sistémico del cambio tecnológico. La EEv desvía el foco de atención desde la competencia entre tecnologías individuales a tecnologías incorporadas en sistemas y subsistemas vinculados entre sí (Scrase y MacKerron, 2009). Las tecnologías pertenecen a “sistemas tecnológicos”, componentes interrelacionados y conectados en una red o infraestructura que incluye elementos físicos, sociales y de información (Unruh, 2000). Las tecnologías no sólo están vinculadas con otras tecnologías, sino que, además, están interrelacionadas con los aspectos culturales e institucionales de su entorno (Marechal, 2007). La inercia tiene lugar en el ámbito de tecnologías individuales y sistémicas (interrelacionadas), lo que da lugar al bloqueo tecnológico. La interdependencia sistémica y la coevolución ocurren entre distintos elementos del sistema tecnológico y entre el sistema tecnológico y el marco institucional en el que ese sistema está imbuido.

Los sistemas tecnológicos no están compuestos únicamente por tecnologías interrelacionadas y sus infraestructuras de apoyo, sino también por las relaciones técnicas, de información, económicas e institucionales que les permiten funcionar juntas (Marechal, 2007; Unruh, 2002, y del Río y Unruh, 2007). Esto provoca que los sistemas tecnológicos sean difíciles de cambiar, pues las tecnologías existentes se benefician de un contexto socioinstitucional que está adaptado a ellas. Los cambios tecnológicos radicales requieren muchos tipos de cambios (tecnológicos, sociales, institucionales, económicos y culturales).

2. El impacto de las economías de escala dinámicas y los efectos de aprendizaje. Las inversiones en

I+D y la difusión aportan una fuente de mejora y reducciones de costes para las tecnologías existentes. Este efecto tiene lugar porque la difusión permite que las tecnologías se beneficien de los efectos de aprendizaje y de economías de escala dinámicas. Esto puede ser una fuente dinámica de bloqueo tecnológico, pues las tecnologías emergentes, más caras, pueden entrar en un círculo vicioso: no se adoptan porque son muy caras y son muy caras porque no se adoptan. Sólo la política pública puede romper esta fuente de bloqueo tecnológico.

La perspectiva evolutiva es relevante para analizar los sistemas energéticos, pues estos sistemas consiguen crear una masa crítica e, inevitablemente, generan un bloqueo en trayectorias tecnológicas dominantes que generan considerables emisiones de GEI. En el sector eléctrico, el bloqueo tecnológico puede llegar a ser incluso más problemático que en otros sectores, como consecuencia de su elevada intensidad en capital y la larga vida útil de los activos energéticos (Scrase y MacKerron, 2009). Las decisiones de inversión que se tomen en la próxima década bloquearán infraestructuras y tecnologías durante décadas, por lo que resulta crucial asegurar que esas decisiones son consistentes con un futuro menos intensivo en carbono. Además, otros factores influyen en el bloqueo tecnológico, e incluyen los rendimientos crecientes a escala, los efectos de aprendizaje y de economías de red, y la evolución de las tecnologías en tándem con las políticas, instituciones, prácticas ingenieriles y expectativas sociales (del Río y Cadenas, 1999, y Scrase et al., 2009). Estos factores se combinan para generar inercia en tecnologías más emisoras de carbono, el “bloqueo de carbono” antes mencionado. Sin embargo, el cambio sistémico evolutivo ofrece a los gobiernos la oportunidad de redirigir la transición hacia sistemas energéticos sostenibles. Se trata, por lo tanto, de identificar y aplicar los instrumentos más adecuados para promover tecnologías bajas en carbono en un régimen social, técnico y económico que favorece la inercia en lugar del cambio.


Ambas perspectivas (ortodoxa y evolutiva) deben verse como complementarias. Ambas identifican barreras poderosas a la difusión de las tecnologías renovables. De hecho, la externalidad tecnológica de la literatura ortodoxa y la explicación de los fallos sistémicos de la evolutiva tienen indudables solapamientos. En este artículo tenemos en cuenta ambas perspectivas en el análisis de la eficiencia dinámica de los distintos instrumentos de promoción de la EFER.11

En resumen, la existencia de todos esos fallos de mercado no internalizados en el coste/precio de las tecnologías convencionales y renovables, y el mayor coste “privado” de estas últimas, así como la presencia de las otras barreras (incluidos los fallos sistémicos) justifican la intervención pública, pues esos costes privados inferiores conllevarían niveles de adopción de tecnologías renovables inferiores a los deseables socialmente.12 Las políticas públicas que se necesitan no son únicamente las “ambientales”, en el sentido de aquellas que internalizan la externalidad ambiental a través de un precio del CO2. Son necesarias políticas tecnológicas que ataquen la externalidad tecnológica

11. No obstante, por razones de espacio, no se tienen en cuenta explícitamente en este artículo muchos factores de origen no económico, pero con indudables implicaciones económicas, que para la teoría evolutiva deberían modificarse para fomentar a corto y largo plazo las tecnologías renovables, más allá de la internalización de las externalidades, y que constituyen factores “adaptados” a las tecnologías existentes, tales como cambios en infraestructuras y cambios institucionales, incluidos los cambios en los sistemas educativos. Estas cuestiones se han abordado en otros lugares (véase, por ejemplo, Unruh, 2000; del Río y Unruh, 2007).

12. Varios estudios han tratado de cuantificar monetariamente las externalidades negativas generadas y han obtenido un coste social total añadiendo esas externalidades al coste privado. Por ejemplo, en un reciente estudio realizado con respecto al sector de generación eléctrica en los EEUU para el 2006, Harmon y Cowan (2008) calculan que el coste total (social) de generación eléctrica con carbón se encontraba en un rango de entre 7,1 y 22,4 céntimos de dólar/kWh, correspondiendo a la agregación de un coste privado de 4,8 5,5 c$/kWh y un coste externo de entre 2,3 y 16,9 c$/kWh. El coste total de la generación con gas natural se situaba entre 5 y 9,5 c$/kWh (coste externo: 1,1 4,5 c$/kWh). Los costes sociales de las energías renovables estarían entre 22,2 y 48,7 c$/kWh para la solar (coste externo: 0,7 c$/kWh); entre 4,1 y 6,3 c$/kWh para la eólica (coste externo: 0,1 0,3 c$/kWh); entre 7,2 y 12,4 c$/kWh para la biomasa (coste externo: 0,2 3,4 c$/kWh), y entre 2,4 y 8,8 c$/kWh para la hidráulica (coste externo: 0 1,1 c$/kWh). Obsérvese que una política de internalización de ese coste externo no sería suficiente para hacer que la solar fuese competitiva con otras tecnologías.

y otras barreras a tecnologías beneficiosas desde el punto de vista social y que den lugar a una promoción activa de esas tecnologías. Las políticas de fomento de la EFER pueden verse como una modalidad de esas políticas tecnológicas en el contexto energético y ambiental.

Por lo tanto, una de las preocupaciones fundamentales a escala política y académica consiste en identificar cómo puede promoverse el desarrollo de las tecnologías renovables (eficacia) y hacerlo al menor coste posible (eficiencia en costes). En coherencia con este criterio, deben promoverse prioritariamente las tecnologías renovables más baratas, y acudir secuencialmente a las más caras hasta alcanzar el objetivo de renovables prefijado. Cuanto más ambiciosos sean los objetivos de generación renovable, más probable será la necesidad de acudir a una combinación tecnológica para conseguir esos objetivos.

La existencia de objetivos de emisiones de GEI y de renovables a medio (2020) y previsiblemente largo plazo (2050) provoca que el planteamiento no sea sólo elegir las tecnologías más baratas hoy, sino aquellas que permiten lograr objetivos de renovables hoy y en el futuro al menor coste posible. Dicho de una forma gráfica: el problema no es de foto fija, sino que más bien estamos ante una película. Frente a la eficiencia en costes “estática”, en la que el objetivo es lograr hoy una penetración de la generación renovable al menor coste posible, promoviendo únicamente las tecnologías más baratas para lograr ese objetivo (foto fija), el enfoque relevante en la promoción de la EFER es el de la eficiencia “dinámica” (película), en virtud del cual deben promoverse tecnologías con distintos grados de madurez (es decir, no sólo las más baratas hoy) para lograr que los costes acumulados de promoción en horizontes de medio y largo plazo (de 10 a 30 años) sean los menores posibles. Este enfoque dinámico debe tener en cuenta que las tecnologías en general y las renovables en particular tienen su propio ciclo de vida: nacen, maduran, se hacen competitivas con las fuentes de generación eléctrica convencionales y, finalmente, su potencial de crecimiento se atasca. Si se les permite su desarrollo, las tecnologías emer


gentes de hoy serán las maduras de mañana. Unas tecnologías renovables se encuentran en una fase incipiente de ese ciclo y otras en un estado avanzado. No se las puede tratar a todas por igual, pues su grado de madurez es diferente y todas serán necesarias para alcanzar objetivos ambiciosos en el futuro a un coste modera.

Por lo tanto, la cuestión de la eficiencia dinámica y sus implicaciones de política pública (justificación de diferentes tipos de apoyo público para diferentes tecnologías) está íntimamente relacionada con la diversidad observada en las tecnologías renovables. Aunque esta diversidad puede referirse a diferentes aspectos (intermitencia o no de las tecnologías de generación renovable, gratuidad o no del combustible utilizado, mayores o menores beneficios ambientales…), su grado de madurez es un aspecto clave que hay que considerar en el contexto de la discusión de los instrumentos de promoción de estas tecnologías, como es su diferente grado de madurez. El gráfico 1 sugiere que, dentro del ámbito de las tecnologías de generación renovable, existen grandes diferencias con respecto a su situación en el proceso de cambio tecnológico.

3

Clasificación de los instrumentos de promoción de las renovables13

Existe un amplio abanico de instrumentos para la promoción de la EFER en los estados miembros de la UE y en otros países. Sin embargo, no todos los instrumentos tienen la misma relevancia para dicha promoción. El apoyo público a la EFER se ha basado tradicionalmente en tres instrumentos principales: primas, certificados verdes negociables (CVN) y sistemas de subastas. Estos sistemas se han completado con otros instrumentos (secundarios): subvenciones a la inversión, incentivos fiscales y financieros, y apoyos a la investigación, desarrollo e innovación (I+D+i) (Uyterlinde et al., 2003; del Río y Gual, 2004, y Hernández y del Río, 2007).14 En general, los países utilizan un instrumento principal y lo complementan, para algunas tecnologías, con otros secundarios. Es posible que distintos instrumentos sean más apropiados para promover tecnologías con diferentes grados de madurez tecnológica.

Primas. Se trata de ayudas a la producción (es decir, por kWh generado), pagadas en forma de precios garantizados y combinadas frecuentemente con una obligación de compra por parte de los distribuidores de electricidad. Los costes del apoyo son financiados por los consumidores eléctricos.

Sistemas de subasta. El gobierno invita a los generadores renovables a competir bien por un determinado montante de dinero, bien por una determinada capacidad de EFER. Dentro de cada banda tecnológica, se concede la subvención a las pujas más baratas por kWh. La política se financia a través del recibo de la electricidad (Schaeffer et al., 2000).

13. Esta sección está basada en del Río (2009a, 2009b) y del Río y Gual (2004).

14. No obstante, el instrumento de subastas ha sido progresivamente abandonado y hoy en día no se aplica como instrumento principal y general para todas las tecnologías en ningún país de la UE27. 19 estados miembros utilizan un sistema de primas; 6, un mecanismo de cuota con CVN, y uno (Finlandia) aplica un sistema de incentivos fiscales/subvenciones a la inversión (Resch et al., 2009).

Gráfico 1

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Cuota con certificados verdes negociables (CVN). La demanda de CVN se genera por la obligación impuesta a los distribuidores de electricidad de que, al final del año, una determinada cantidad de CVN corresponda a un determinado porcentaje de sus ventas de electricidad (la denominada “cuota”). Si estas empresas no cumplen con su obligación, entonces tendrán que pagar una penalización. La oferta de CVN viene dada por el hecho de que cada MWh de EFER genera automáticamente un CVN, que es asignado al generador correspondiente y que este puede vender a los distribuidores. Por lo tanto, estos generadores se benefician de dos flujos de ingresos procedentes de dos mercados diferentes: el precio de mercado de la electricidad y el precio de mercado de los CVN. El precio del CVN es el resultado de la interacción de la oferta y la demanda, y depende del nivel del objetivo (cuota) y de los costes de generación de EFER.

Aparte de estos instrumentos “principales”, en los estados miembros se utilizan varios instrumentos “secundarios”, complementarios de los anteriores (del Río y Gual, 2004):

Incentivos fiscales y financieros. Los primeros funcionan a través del sistema impositivo y pueden ser exenciones o rebajas en impuestos (energéticos, sobre CO2, de sociedades o sobre la renta), tipos de IVA inferiores o sistemas de amortización acelerada (Uyterlinde et al., 2003, y Coenraads y Voogt, 2006).

Subvenciones a la inversión. Estas subvenciones se suelen conceder como porcentaje de la capacidad instalada o por €/kWh de capacidad instalada. Su uso está muy extendido en los países europeos.

Apoyos a la I+D+i. El apoyo a la I+D+i puede adoptar varias formas: contratos de investigación y subvenciones, deducciones impositivas y premios. La realización de actividades de I+D+i apoyadas con fondos públicos puede tener lugar tanto en organizaciones y centros de investigación públicos como privados y puede implicar la cooperación entre lo público y lo pri vado (Newell, 2008). Este apoyo es particularmente importante para tecnologías emergentes, en estado de inmadurez, pues les permite mejorar técnicamente y reducir sus costes, y favorecer su avance a lo largo

del ciclo de vida de las tecnologías hacia las etapas de comercialización y difusión en los mercados.

Es importante destacar que la discusión de los instrumentos, aunque importante, no debe hacernos olvidar que el éxito de la promoción de la EFER depende del diseño concreto de esos instrumentos. Dicho de otra forma, un mismo instrumento puede funcionar mejor o peor dependiendo de los elementos de diseño que incluye.

4

El criterio de eficiencia dinámica de los instrumentos

Tradicionalmente, la evaluación de los instrumentos de promoción de la EFER se ha realizado prestando la mayor atención a los criterios de eficacia y eficiencia en costes (en sentido estático).15 Otros criterios de evaluación han recibido una menor atención. Entre estos criterios pueden mencionarse los costes de transacción y administrativos (que forman parte del criterio de eficiencia estática), equidad, viabilidad política y eficien cia dinámica, definido tradicionalmente como capacidad del instrumento para fomentar la innovación ambiental (Milliman y Prince, 1989).16 En este artículo el foco de atención radica en este último criterio.

El criterio de eficiencia dinámica se refiere a la capacidad de un instrumento para generar un incentivo continuo a la mejora tecnológica y a la reducción de costes en las tecnologías renovables. Frente al criterio de eficiencia en costes, más ceñido al corto plazo, la eficiencia dinámica es clave en un problema con horizontes de largo plazo como es el del cambio climático. La eficiencia dinámica aporta un argumento fundamental para justificar la inversión, hoy, en tecnologías de mitigación que resultan relativamente caras. Este es un beneficio clave de invertir hoy en

15. Véase, por ejemplo, Oikonomou y Jepma (2006), Konidari y Mavrakis (2007), del Río y Gual (2004) y Klessman (2009).

16. Para una evaluación general de los instrumentos de promoción de la EFER a partir de los criterios de eficacia y eficiencia estática, véase del Río (2009b).


tecnologías renovables, pues aunque, en general, la EFER no es hoy en día una opción costeeficiente para reducir las emisiones de CO2, es probable que sí lo sea en el futuro si las inversiones se hacen hoy para acelerar su desarrollo. Es improbable que los objetivos de renovables y de reducción de emisiones de GEI sean en el futuro menos ambiciosos de lo que lo son hoy y, por lo tanto, el cambio tecnológico continuará siendo un elemento clave en los dos ámbitos.

Los efectos de aprendizaje y las economías de escala dinámicas que tienen lugar durante la difusión son claves para entender que, si no se apoya hoy a las tecnologías renovables, que son hoy en día más caras que las alternativas convencionales, pero que tienen un significativo potencial de mejora de su calidad y de reducción de sus costes,17 entonces no saldrán de su círculo vicioso: seguirán siendo caras porque no habrán sido adoptadas y no serán adoptadas porque sus costes serán excesivamente elevados, lo que las hace poco atractivas para potenciales adoptantes.18

La relevancia del criterio de eficiencia dinámica sugiere la necesidad de adoptar instrumentos que sean eficaces para promocionar tecnologías renovables con distintos grados de madurez, que reduzcan los costes de las tecnologías actuales, en estado de avanzada madurez, y promuevan la mejora y la reducción de costes de las emergentes e inmaduras. En suma, se trata de promover los cambios tecnológicos necesarios para cumplir con objetivos de reducción de emisiones de CO2 y de renovables al menor coste posible en términos intertemporales (sumas del corto, medio y largo plazo). Esto se consigue con una combinación de diferentes instrumentos, adaptados a las particularidades tecnoeconómicas de las distintas tecnologías.

17. Como demuestran varios estudios. Véase, por ejemplo, el informe IEA 2000.

18. Tanto los modelos de simulación de la evolución de las energías renovables (véase Huber et al., 2004, y Uyterlinde et al., 2003) como los modelos econométricos del cambio climático (véase IEA, 2007, 2008a, y Stern, 2006) han mostrado la importancia de estos efectos de eficiencia dinámica.

En algunos casos, los menos hoy en día, será suficiente con fomentar esas tecnologías de generación renovable de forma eficaz e intertemporalmente eficiente en costes con instrumentos generales que internalicen la externalidad derivada de las emisiones de CO2 a través del precio del CO2. En otros casos, ese precio del CO2 no será suficiente para adoptar tecnologías de generación renovable con costes superiores al precio de la electricidad en el mercado mayorista incrementado por el precio del CO2, pero que, sin embargo, tienen un considerable potencial de reducción de costes como consecuencia de economías de escala y efectos de aprendizaje. En este caso sería conveniente aplicar un mecanismo de apoyo adicional al precio del CO2, como las primas. Finalmente, para tecnologías de generación renovable con costes mucho más elevados y/o en estado de inmadurez, será conveniente aplicar marcos de apoyo que permitan la difusión en pequeños nichos, lo que dará lugar a reducciones de costes a través de los mencionados efectos de escala y aprendizaje. Además, para las más in maduras y que necesiten mejoras técnicas sustanciales, será necesario aplicar un instrumento adicional: apoyos directos a la I+D+i.

En resumen, con respecto al criterio de eficiencia dinámica (incentivo al cambio tecnológico), es necesario tener en cuenta al menos tres aspectos concretos:

1. Diversidad tecnológica. Un aspecto clave del criterio de eficiencia dinámica es la capacidad de un instrumento para promover una cesta de tecnologías que permitan cumplir con objetivos de reducción de emisiones de CO2 y de renovables al menor coste posible en términos intertemporales (sumas del corto, medio y largo plazo). Como se ha mostrado a lo largo de este artículo, esto se consigue utilizando instrumentos que favorezcan el desarrollo, la comercialización y la difusión de tecnologías con distintos grados de madurez tecnológica.

2. I+D+i. Por otro lado, a largo plazo el cambio tecnológico no es sólo el resultado de la presión competitiva mencionada, sino también de las inversiones en I+D+i. A su vez, estas inversiones


se financian con el excedente sobre el coste de generación derivado del apoyo a la EFER por parte de los generadores renovables. Menanteau et al. (2003) defienden que los tres instrumentos dan lugar a diferentes resultados con respecto a la distribución del excedente. En el caso de las primas, el cambio tecnológico tiende a incrementar el excedente del productor, y lo incentiva a innovar. Por el contrario, en los otros dos sistemas –defienden– el excedente que va al productor es limitado (CVN) o puede ser atribuido enteramente a los consumidores (subastas). Por lo tanto, los productores tienen un incentivo menor para innovar. Sin embargo, parte de este argumento se basa en un mayor excedente en los sistemas de primas, lo que es dudoso, pues los estudios empíricos muestran que los sistemas con un mayor excedente para el productor son los CVN (véase Ragwitz et al., 2007). Lo que sí parece probable es que los menores márgenes inherentes en los sistemas de subasta limitan la capacidad de financiar inversiones en I+D+i por parte de los fabricantes de equipos. En las primas, los promotores/inversores en proyectos no tienen la misma presión que en otros instrumentos para reducir los costes de las nuevas plantas de EFER. Según Finon y Pérez (2007), y al contrario que en el mecanismo de los CVN, la existencia de unos ingresos garantizados con este instrumento permite a los inversores compartir su beneficio con los fabricantes de equipos y tecnologías.

3. Eficacia, efectos de aprendizaje y economías de es-cala. En tercer lugar, como se mencionaba en el apartado 3, los efectos de aprendizaje y las economías de escala constituyen una fuente de cambio tecnológico y de reducción de costes. En este caso, una mayor difusión de las tecnologías permite a estas beneficiarse de esos efectos. Por lo tanto, existe un efecto sinérgico importante entre los criterios de eficacia y de eficiencia dinámica, pues una mayor difusión de las tecnologías renovables permite mejoras en las mismas y reducciones de costes.

5

Evaluación de los instrumentos con respecto al criterio de eficiencia dinámica

El objetivo de esta sección es identificar las principales ventajas e inconvenientes de los instrumentos de promoción de la generación renovable, de acuerdo con el criterio de eficiencia dinámica, y centrarnos en la cuestión de la capacidad de cada instrumento para facilitar procesos de mejora tecnológica para disponer de tecnologías renovables a un coste razonable a medio y largo plazo. Por lo tanto, teniendo en cuenta los tres aspectos concretos de la eficiencia dinámica considerados en la sección anterior, debemos hacernos las preguntas siguientes:

¿El instrumento promueve los esfuerzos en I+D? ¿Promueve las mejoras en tecnologías menos maduras, facilitando las economías de escala y los efectos de aprendizaje a través de una mayor comercialización/difusión en pequeños nichos? Dicho de otra forma, ¿el instrumento está únicamente focalizado a promover la difusión de las tecnologías más competitivas o también permite apoyar a las hoy menos desarrolladas, es decir, facilita la diversidad tecnológica? La clara sinergia existente entre los criterios de eficacia y eficiencia dinámica (a través de los efectos de aprendizaje y las economías de escala) provoca que, a la hora de analizar los instrumentos basándonos en el criterio de eficiencia dinámica, sea necesario también realizar un análisis a partir del criterio de eficacia. Aunque se discuten algunos resultados con respecto a este último criterio, no nos centramos en él (para un análisis más exhaustivo, véase Comisión Europea, 2008, y del Río, 2009b). El cuadro 1 muestra las ventajas teóricas y empíricas de cada instrumento con respecto a los aspectos de eficiencia dinámica mencionados, y responde a las tres preguntas que consideramos clave en el análisis de la eficiencia dinámica: ¿el instrumento es eficaz y ha permitido realmente reducir los costes de las tecnologías renovables? ¿Permite apoyar distintas tecnologías (diversidad tecnológi ca)? ¿Favorece la inversión en I+D?


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El cuadro 2 resume la evaluación de esos instrumentos con respecto a los aspectos considerados y los resultados del cuadro anterior.

Según esto, podríamos considerar que las primas serían superiores a otros instrumentos con respecto al criterio de eficiencia dinámica.19 Sin embargo, sería necesario combinarlas con apoyos directos a la I+D+i, pues en ese aspecto su evaluación es incierta.

Teniendo en cuenta el criterio fundamental de la diferente madurez de las tecnologías de generación renovable, es decir, de su diferente posición en el proceso de cambio tecnológico, podría ser interesante identificar qué instrumentos resultan más apropiados para cada fase.

• Los sistemas de CVN serían muy poco convenientes para etapas incipientes del proceso de cambio tecnológico para apoyar tanto tecnologías en la fase de desarrollo o demostración (mareomotriz) como aquellas que tienen ya un cierto grado de madurez, pero cuyos costes se encuentran todavía

19. No obstante, el instrumento ha sido criticado desde la perspectiva del criterio de eficiencia en costes (estática): 1) el mecanismo no minimiza los costes totales de generación, especialmente si existe una diferenciación de las primas por tecnología renovable. La razón es que las primas dan lugar a distorsiones entre las distintas tecnologías. 2) No estimula la competencia entre proyectos renovables, como consecuencia de la existencia de un precio garantizado. 3) Finalmente, existen dificultades con la fijación de las primas al nivel adecuado (véase del Río, 2009b para obtener más detalles).

en un nivel muy elevado (solar fotovoltaica). Para estas tecnologías un sistema de CVN no generaría un estímulo suficiente para fomentar su despegue. La razón es que, incluso con un objetivo (cuota) muy ambicioso, el precio del CVN se situaría probablemente por debajo del coste de esas tecnologías. Esto ha sido reconocido por el gobierno italiano, que ha dejado fuera del sistema de CVN a la solar fotovoltaica, y la promueve con un mecanismo de primas. Teóricamente, habría dos alternativas para promover las tecnologías más caras o inmaduras. Por un lado, podría establecerse un objetivo específico (cuota) para estas tecnologías, el problema es que esto reduciría los beneficios de un mercado de CVN. Nos encontraríamos ante un mercado estrecho con posiblemente elevadas volatilidades en el precio del CVN específico para la tecnología correspondiente. Otra opción consiste en entregar comparativamente más CVN por MWh producido por esas tecnologías más caras que por otras renovables. El problema de esta alternativa es cuantos CVN habría que entregar para que sea eficaz y no excesivamente costoso para el sistema, teniendo en cuenta que el precio del CVN es, obviamente, variable y difícil de predecir. Por lo tanto, es mejor dejar este instrumento para las tecnologías más maduras. En este caso, sí puede ser útil para incentivar la competencia entre las distintas tecnologías renovables, para que los costes de las mismas se reduzcan. No obstante, deben tenerse en cuenta los problemas del mecanismo, incluso para estas tecnologías más maduras, derivados, fundamentalmente, del riesgo para el inversor.

• Las primas sí tienen en teoría la virtud/ventaja de poder adaptar el nivel de apoyo que conceden a los costes de las diferentes tecnologías de generación renovable. Contrariamente, los sistemas de CVN generan un mismo nivel de apoyo para todas las tecnologías, con independencia de sus costes.20

20. La discusión se ha centrado sobre todo en el análisis comparativo de las primas y los CVN. El abandono progresivo de las subastas por parte

Cuadro 2

Puntuación de los instrumentos de promoción de la E-FER en los aspectos del criterio de eficiencia dinámica considerados

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* Aunque en teoría el instrumento puede favorecer la diversidad tecno-lógica, la realidad es que no ha sido así en el Reino Unido. ** La valoración es incierta como consecuencia de la limitada evidencia empírica.Fuente: elaboración propia.


La razón es que existe un precio único de los CVN, establecido al nivel de la intersección de la curva de costes marginales de generación de EFER y el objetivo o cuota, sin distinción por tecnología, y por el hecho que el precio de los mismos se fija con la tecnología marginal más cara que permite alcanzar la cuota. Esta diferenciación del apoyo en las primas permitiría promover tanto las tecnologías más baratas como las más caras, aunque las primas serían inapropiadas para apoyar aquellas tecnologías en etapas muy iniciales del proceso de cambio tecnológico o que, en todo caso, necesitan mejoras técnicas, para las que se requerirá realizar inversiones en I+D+i. Esta utilización de las primas con diferenciación de los niveles de apoyo para diferentes tecnologías se ha producido en casi todos los países que utilizan este mecanismo, al menos en la UE (Ragwitz et al., 2007). Sin embargo, debe tenerse en cuenta la dificultad de establecer esas primas a un nivel “adecuado”. La cuestión de la información asimétrica entre regulador y generadores renovables puede dar lugar a un nivel de las primas excesivamente elevado con respecto al coste de las tecnologías, con el consiguiente perjuicio para el consumidor. Otro tema es la existencia de otras barreras a parte de las de coste que provocan el estancamiento de la difusión de las tecnologías renovables con independencia de los niveles de apoyo. Además, las primas deben reducirse en el tiempo para que se ajusten a la evolución decreciente de los costes de las tecnologías.

• Subastas. En teoría, el instrumento de subastas también permitiría apoyar tecnologías con diferentes grados de madurez, por ejemplo, estableciendo un sistema de pujas por tecnología o, incluso, bandas tecnológicas, y exigiendo un aval a los que participen en la subasta para asegurar que, una vez que resultan ganadores, llevan a cabo los

de los pocos países que habían aplicado este sistema ha eliminado prácticamente este instrumento de los análisis empíricos realizados recientemente, al menos en el contexto europeo.

proyectos. Sin embargo, como ya se ha mencionado anteriormente, la realidad muestra que estos sistemas no han funcionado particularmente bien ni para las tecnologías más caras ni para las más baratas. En todo caso, la presión competitiva que provoca el instrumento entre los generadores renovables (véase el cuadro 1) hace que sea más adecuado para tecnologías maduras.

• Subvenciones a la inversión. Este instrumento resulta particularmente útil para dar un primer impulso a tecnologías de nivel intermedio (maduras de alto coste) con elevados costes de inversión inicial. Las más maduras no lo necesitan y no sirve para fomentar el desarrollo de las más inmaduras, pues lo que estas necesitan son apoyos dirigidos a la mejora en su fase de desarrollo, y no al avance a lo largo de su curva de aprendizaje a través de apoyos a la adopción/difusión. Puede ser un instrumento especialmente eficaz y adecuado para estimular la adopción de estas tecnologías “intermedias” (sobre todo, solar fotovoltaica) por parte de particulares o pequeñas empresas para las que la elevada inversión inicial es un obstáculo insalvable a pesar de tener periodos de retorno de la inversión razonables. Sin embargo, la aplicación de este instrumento secundario no debería ser redundante con la aplicación de otros principales para evitar un excesivo apoyo a estas tecnologías a costa del consumidor/contribuyente.21

• Incentivos fiscales y financieros. El apoyo suministrado por estos instrumentos puede dirigirse, virtualmente, a todas las fases del proceso de cambio tecnológico, aunque su eficacia en ausencia de la aplicación de otros instrumentos es probablemente limitada. En particular, los préstamos a bajo interés pueden ser especialmente interesantes para fomentar la inversión en tecnologías renovables, cuya elevada intensidad de capital desincentiva su adopción/difusión. Las desgravaciones fiscales y las exenciones impositivas pueden uti

21. La financiación de las subvenciones a la inversión suele partir del presupuesto público.


lizarse para fomentar la I+D+i, pero esto forma parte del siguiente instrumento.

• Apoyos a la I+D+i. El objetivo primordial de los instrumentos orientados al fomento de la I+D+i es promover la mejora en tecnologías en estado de desarrollo inicial o incluso favorecer la aparición de nuevas tecnologías (investigación básica y aplicada). Es decir, su justificación económica fundamental reside en la corrección de lo que hemos denominado en la introducción “externalidad negativa”. Los retornos económicos y tecnológicos de estos apoyos e inversiones se hacen sentir, sobre todo, a largo plazo. Aunque su importancia es especialmente elevada en esas primeras fases, su contribución a las mejoras técnicas no se ciñe únicamente a las tecnologías menos maduras, sino que también las más maduras (como la eólica terrestre) tienen algunas posibilidades de mejora a través de la inversión en I+D.22 Sin embargo, donde reside el problema de la externalidad tecnológica es sobre todo en las primeras fases (Newell, 2008) y donde queda completamente justificado el apoyo público en la forma de apoyo a la I+D. El gráfico 2 resume estas ideas.

El análisis anterior sugiere que, al no haber un instrumento que puntúe alto en todos los aspectos de la eficiencia dinámica, puede o debe producirse cierta combinación de instrumentos que ayude a mitigar las debilidades de los instrumentos con respecto a este criterio, promoviendo tecnologías con diferentes grados de madurez tecnológica. Estas combinaciones podrían producirse de distintos modos:

1. Utilizando un instrumento principal para fomentar la difusión de las tecnologías más maduras y baratas hoy (primas, CVN o subastas).

2. Además de inversiones en I+D, utilizando un instrumento secundario (subvenciones a la inversión o incentivos fiscales/financieros) para apoyar tecnologías maduras de alto coste, como la fotovoltai

22. Sobre necesidades de I+D de la eólica véase, por ejemplo, el capítulo I.7 de EWEA (2009).

ca, con el objetivo de reducir esos costes por efectos de aprendizaje y economías de escala. En el caso de las primas, no sería necesario utilizar un instrumento secundario, sino que la diferencia ción de los niveles de apoyo sería suficiente para apoyar estas tecnologías maduras de alto coste. Podría combinarse un sistema de CVN para las más maduras de bajo coste con uno de primas para las de alto coste, como es el caso de la fotovoltaica en Italia. En realidad, lo que se pretende en este caso es crear pequeños nichos protegidos para que las tecnologías puedan reducir sus costes e ir creando un contexto tecno institucional adaptado a la nueva tecnología, como suministradores, instituciones de educación, formadores… en el con texto de un cambio de régimen hacia un nuevo modelo energético. Esto puede hacerse con pri mas, provisión pública (utilización de la tecnología en aplicaciones en el sector público) o regulaciones directas (obligatoriedad de aplicación en determinados lugares, edificaciones o aplicaciones).

3. Apoyo a la I+D+i o apoyo a proyectos de demostración para generar mejoras técnicas en las tec

Gráfico 2

Aplicación de instrumentos en función de la madurez de las tecnologías renovables

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* SGM = sistema geotérmico mejorado. ** STC = solar termoeléctrica de concentración. *** Solar PV = solar fotovoltaica.Fuente: del Río (2009c), basado en Newell (2008), IEA (2008b) e IEA (2008c).


nologías inmaduras.23 En general, el apoyo adicional al suministrado por un precio del carbono se justifica sobre todo en el caso de las tecnologías inmaduras, mientras que su legitimidad se debilita conforme las tecnologías alcanzan la madurez (Edenhofer et al., 2009).

Es importante mencionar que, si no es adecuado desde una perspectiva de eficiencia dinámica promover sólo las tecnologías más baratas hoy, tampoco lo es apoyar masivamente tecnologías inmaduras o muy caras, sino solo facilitar procesos de mejora tecnológica para disponer de esas tecnologías a un coste razonable a medio y largo plazo. No hacerlo así implicaría ineficiencias dinámicas por un excesivo coste de la generación renovable a corto plazo.

6

Conclusiones

En este artículo se han analizado las ventajas e inconvenientes de distintos mecanismos de promoción de la EFER de acuerdo con el criterio de eficiencia dinámica. Los instrumentos tienen distintos horizontes temporales y ninguno es capaz por sí solo de promover eficaz y eficientemente tecnologías con distintos grados de madurez a lo largo del tiempo. Por lo tanto, la necesidad de combinar tecnologías con distintos grados de madurez y costes apela, a su vez, a la conveniencia de implantar una mezcla de instrumentos que apoyen las distintas fases del proceso de cambio tecnológico en tecnologías renovables para cumplir con objetivos presentes y futuros de penetración de las renovables y reducción de las emisiones de CO2.

El estado puede ser incapaz para elegir tecnologías “ganadoras”, pero no lo es menos que la neutralidad tecnológica de algunos instrumentos de mercado, especialmente si se utilizan en exclusiva, y puede ser

23. Obviamente, deben abordarse también las barreras no económicas ni tecnológicas que pueden dificultar el desarrollo, la comercialización o la difusión de distintas tecnologías renovables.

también ineficiente desde la perspectiva de eficiencia intertemporal o dinámica si solo se promueven tecnologías “ganadoras” (a corto plazo). Necesitamos una sabia combinación de estandarización, que reduzca los costes de las tecnologías bajas en carbono ya maduras, y diversidad, que amplíe la cesta de tecnologías prometedoras necesarias para cumplir objetivos ambiciosos de renovables o CO2 en el futuro. Es improbable que los enfoques que sean tecnológicamente “ciegos” fomenten esta diversidad. Por el contrario, pueden provocar bloqueos tecnológicos que hagan difícil la consecución de esos objetivos de forma eficaz e intertemporalmente eficiente. Por eso es necesaria una sabia combinación de instrumentos de mercado y otros instrumentos adaptados a las particularidades tecnoeconómicas de las tecnologías renovables.

Es necesario valorar y tener en cuenta la contribución potencial de cada tecnología en el tiempo como parte de la mezcla de tecnologías que permiten lograr la transición hacia sistemas tecnológicos y energéticos menos intensivos en carbono, y es necesario tener en cuenta fases de desarrollo de las tecnologías para implementar instrumentos adecuados (eficaces y eficientes dinámicamente) adaptados a esos grados de madurez.

7

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137Monográfico

Integración de las energías renovables en el sistema: necesidades de generación de respaldo

Carlos VázquezManuel Fernández ÁlvarezGas Natural SDG, SA

1

Situación actual

1.1

Mercado

Desde el 1 de enero de 1998, el funcionamiento del sistema eléctrico español se basa en un esquema de mercado. Siguiendo el ejemplo de Inglaterra y Gales de 1992 y el impulso de la directiva europea de 1996, la Ley 54/1997 fijó las bases para el funcionamiento del sector en régimen de competencia. En lo que se refiere al parque generador, la característica esencial que distingue a este sistema de los mecanismos previos regulados es la libertad de instalación para los equipos de producción; es decir, cualquier agente tiene la libertad de decidir, siguiendo sus propios criterios, si instala o no un nuevo equipo de generación, qué tecnología y qué características debe tener este equipo, cuándo se lleva a cabo la inversión y, en definitiva, todos los detalles del proceso de construc

ción de nueva capacidad. La contrapartida de esta libertad de entrada es que el sistema ya no asegura a los agentes la rentabilidad de sus inversiones sino que, dependiendo de los precios que aparezcan en el mercado durante la operación de las plantas, éstos pueden obtener menos rentabilidad de la esperada o pueden recuperar sus costes de inversión con holgura. El sistema se limita a garantizar la existencia de un sistema de precios que refleje el valor de la energía en cada instante y una regulación estable que permita tomar las decisiones de inversión en un entorno predecible. A partir de estas dos premisas, los riesgos asociados a la evolución de los precios y del mercado corren a cargo de los inversores.

La regulación de mercado, basada fundamentalmente en poner la iniciativa de las decisiones de inversión en manos de los agentes, ha logrado atraer una cantidad muy importante de nueva generación a lo largo de estos más de diez años, a pesar de que muchos de los aspectos de detalle han sido polémicos. Desde el año 2001 se han instalado en España más de 22.000 MW de potencia en ciclos combinados de


gas, con unas inversiones aproximadas entre 10.000 y 15.000 millones de euros, que han permitido mantener unos niveles adecuados de garantía de suministro y de eficiencia en la inversión. La regulación de mercado ha conseguido atraer los capitales necesarios para responder al incremento de la demanda y a las crecientes necesidades del sistema, y llevar a cabo toda la expansión que se ha requerido. En este sentido, se puede afirmar que la liberalización ha sido un éxito.

La entrada de nuevos generadores ha permitido, además, la evolución de la estructura empresarial, que se ha ido renovando y abriendo con la entrada progresiva de nuevos agentes. La cuota de la empresa de mayor tamaño en generación ha pasado de prácticamente un 50% en 1998 a valores en torno al 30% en el 2009. Por otra parte, el número de agentes presentes en la generación ha crecido de forma significativa con la entrada de agentes de otros países y/o provenientes del mundo del gas. El resultado es un sistema empresarial con un nivel significativamente más alto de competencia y con barreras de entrada suficientemente bajas como para permitir un funcionamiento ágil y eficiente en lo que se refiere a la inversión.

1.2

Energías renovables

Adicionalmente a la libertad de instalación para los equipos generadores, la Ley 54/1997 estableció un me canismo subsidiario paralelo, destinado a apoyar el desarrollo de ciertos tipos de generación que se consideraban convenientes desde el punto de vista de política energética pero que no resultaban suficientemente baratos como para competir en el mercado, de modo que no hubieran aparecido por sí solos. A este mecanismo se le denomina régimen especial.

Las instalaciones que pueden beneficiarse de los mecanismos de apoyo al régimen especial son las plantas de producción a partir de energías renovables, así como las que generan electricidad a partir de residuos y las de cogeneración. Su regulación ha sufrido cambios sustanciales a lo largo de los años. Como parte del desarrollo de la Ley 54/1997, el Real decreto 2818/1998 estableció un mecanismo por el cual los generadores de régimen especial vendían su energía a la empresa distribuidora de su zona, que la incorporaba al mercado disminuyendo su demanda neta. Los generadores renovables recibían por ello el precio medio del mercado, el mismo que recibían el resto de los

Gráfico 1

Adiciones de nueva capacidad por tecnología6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

MW

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

CCGT Eólica Nuclear Carbón Hidro Otras térmicas Otras renovables _

Hidráulica Carbón

Eólica yciclos

combinadosNuclear

139Monográfico. Integración de las energías renovables en el sistema: necesidades de generación de respaldo

generadores, más una prima adicional, exclusiva para el régimen especial. Como ejemplo, para los generadores eólicos, esta prima hacía que el precio total recibido fuese aproximadamente un 90% superior al de los generadores ordinarios. Este esquema de incentivos se enmarcaba dentro del Plan de fomento de las energías renovables de 1999, que establecía objetivos de penetración para las diferentes tecnologías.

A medida que el volumen de generación renovable aumentaba, las autoridades empezaron a preocuparse de no poder controlar esta producción de forma efectiva. En efecto, al vender su energía a través de las distribuidoras, los productores de régimen especial no estaban preparados para seguir las instrucciones del operador del sistema –Red Eléctrica de España (REE)–, ni tenían incentivos para predecir de forma precisa su producción ni para, en general, reaccionar a las necesidades operativas del sistema. Por ello, el RD 436/2004 estableció dos mecanismos de remuneración del régimen especial. El primero de ellos (funcionamiento a mercado) mantenía el esquema original del RD 2818/1998 de pool más prima, pero imponía a estos generadores la venta directa de su producción en el mercado y les exigía implícitamente requisitos de operación análogos a los que se exigían a los grupos del régimen ordinario. El segundo mecanismo (funcionamiento a tarifa) mantenía la posibilidad de vender a través de la distribuidora, con unos requisitos de operación progresivamente más duros, y remuneraba la energía del régimen especial a un precio fijo independiente del precio de la energía en el mercado. La idea era que las condiciones económicas de la opción de mercado fueran más favorables que la tarifa, de modo que la mayoría de los productores optaran por pasar a este primer mecanismo y sólo aquellos más pequeños, con dificultades técnicas para cumplir con los nuevos requisitos de operación, se mantuvieran a tarifa. Por ejemplo, en el 2004 la remuneración a tarifa era aproximadamente un 10% inferior a la de mercado.

Como resultado, la mayor parte de las instalaciones optaron por la opción de mercado. En el 2008, más del 90% de la energía eólica y más del 70% del total del régimen especial era remunerado de este modo.

Además, los incentivos resultaron ser generosos y los objetivos del Plan de fomento de las energías renovables (PFER) de 1999 se sobrepasaron ampliamente. En el 2005 el Gobierno publicó una nueva revisión de dicho Plan de fomento de las energías renovables, que aumentaba de forma muy ambiciosa los objetivos del régimen especial. Para el caso eólico, por ejemplo, los objetivos para el 2020 del nuevo plan eran más del triple de los objetivos fijados seis años atrás.

Por otra parte, los incrementos de los precios del petróleo y del resto de los combustibles en los mercados internacionales se empezaron a trasladar de forma importante a los precios de la electricidad a partir del año 20061 y, por lo tanto, a la remuneración de las energías renovables que funcionaban con la opción de mercado. Ello dio lugar a un aumento de la rentabilidad de los proyectos renovables que podría parecer que no era coherente con las características casi reguladas de este negocio y que incluso se propagó a lo largo de la cadena de valor –incrementos del precio del suelo, del precio de los equipos, etc. Para intentar limitar estas fluctuaciones de precios y garantizar una rentabilidad

1. Anteriormente, el efecto de los mecanismos para recuperar los costes de transición a la competencia (CTC) amortiguaban en buena medida el impacto de las fluctuaciones de los precios de combustibles en los mercados internacionales sobre los precios del mercado eléctrico.

Gráfico 2

Objetivos de potencia eólica terrestre45.000

40.000

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

01998

MW

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

PFER 2000-2010 PER 2005-2010 Realidad(Fuente: AEE)

8.140

13.420

22.155

10.255

834

19.149

42.155

Fuente: AEE.


razonable de forma estable para el sector, el RD 661/2007 estableció dos tipos de medidas. La primera consiste en fijar unos valores máximos y mínimos que limitan el valor del precio del mercado eléctrico que se considera a efectos de calcular la remuneración del régimen especial. Esto permite estabilizar de forma directa los ingresos de estas tecnologías. En la práctica, esta estabilización es sólo parcial, ya que la diferencia entre el valor máximo y el mínimo es elevada, pero supone un paso en la dirección de desacoplar la remuneración del régimen especial de los precios internacionales del petróleo y otros combustibles, que no están relacionados con el volumen de renovables que se ha fijado como objetivo para el sistema.

La segunda medida del RD 661/2007 se refiere a la posibilidad de modificar los valores de las primas que recibe el régimen especial en función del grado de cumplimiento de los objetivos del Plan de fomento de las energías renovables, con el fin de asegurar que el nivel de inversión es coherente con los objetivos fijados y que las primas son adecuadas a ese nivel de inversión. Típicamente, esto permitirá reducir progresivamente las primas a medida que los avances tecnológicos reduzcan los costes de inversión de las tecnologías renovables y hagan menos necesarios los mecanismos de apoyo. Se intenta evitar así que aparezcan valores anormalmente altos de rentabilidad de las inversiones en el sector, con el fin de buscar un desarrollo ordenado del mismo. Adicionalmente, en el año 2009 se creó un preregistro de instalaciones de régimen especial para mejorar el control de las autoridades sobre la evolución de la potencia instalada en cada tecnología y poder aplicar esta revisión de forma más eficiente.

Recientemente, el compromiso de la Unión Europea contra el cambio climático –conocido como 202020– impone alcanzar un nivel del 20% del total de la energía de la zona procedente de energía de fuentes renovables. Los planes de implantación elaborados por España colocan una buena parte del peso de esta obligación sobre el sector eléctrico, y fija objetivos –todavía no vinculantes– para el 2020 que implican que prácticamente el 40% de la producción eléctrica sea renovable.

En resumen, todo ello ha permitido pasar de menos de 20.000 GWh de energía asociada al régimen especial –con una parte muy reducida de producción eólica– en 1998 a casi 80.000 GWh en el 2009. Y las previsiones para el futuro muestran incrementos incluso mayores; en algunos estudios se calculan más de 175.000 GWh para el 2020. Así, el régimen especial pasaría de cubrir poco más del 10% de la demanda en 1998 a suministrar más del 20% de la misma en el año 2008, y prácticamente el 50% en el 2020.

España se ha situado como uno de los primeros países del mundo en generación eólica –en la Unión Europea, en términos absolutos, Alemania y España destacan sobre todos los demás países como los mayores productores eólicos; en términos relativos, la cuota de penetración eólica de España, Portugal y Dinamarca es significativamente superior a la del resto de Europa. Para ello, ha sido necesario emplear una gran cantidad de recursos en financiar los mecanismos de apoyo. La previsión de costes regulados para el 2010 indica que será necesario destinar casi 6.000 millones de euros a las primas del régimen especial, además del pago directo que recibirán los grupos renovables en forma de precio de la energía. Se trata de una cifra sin duda elevada: es, por ejemplo, superior al total de los costes de las redes de distribución y supone alrededor de la quinta parte de los costes totales de suministro. A medida que la cuota de renovables continúe creciendo, el coste de los incentivos también lo hará. Por ejemplo, el caso extremo anterior de 175.000 GWh en el 2020, si se mantuviesen los valores unitarios de las primas que establece la normativa en este momento, supondría que el valor total de los incentivos a la energía renovable en ese año superaría al valor total de la energía en el mercado, incluyendo tanto los pagos a precio de mercado a la energía ordinaria como a la energía renovable.

En la definición de la política energética deben tenerse en cuenta los objetivos medioambientales que las renovables ayudan a cumplir y también los costes que éstas inducen en el sistema y en la economía en general. Aspectos como la existencia de un déficit de ingresos en el sistema –los ingresos han sido durante


varios años inferiores a los costes– o la crisis económica iniciada a finales del 2008 –que pone en el punto de mira la eficiencia del sector y la necesidad de tener costes competitivos con otros países de Europa– han reforzado en los últimos años la importancia de incluir los aspectos asociados a los costes dentro del análisis regulatorio.

1.3

Emisiones de CO2

Adicionalmente a todo lo anterior, España está sujeta al sistema europeo de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Como parte de la puesta en práctica del Protocolo de Kioto, la Unión Europea adoptó la Directiva 2003/87/CE que definía el esquema de comercio de emisiones que empezó a funcionar en enero de 2005. El objetivo era mantener los niveles de emisiones de CO2 de un conjunto de sectores industriales, entre los que se encuentra el sector eléctrico,2 por debajo de un cierto nivel fijado administrativamente. Además, se trataba de hacerlo minimizando los costes asociados. Para ello, el meca

2. Estos sectores se caracterizan por tener un nivel alto de emisiones –suponen una parte apreciable del total de las emisiones de cada país– concentradas en un número no muy grande de instalaciones –lo que facilita el control y permite implantar más fácilmente los mecanismos.

nismo fijaba el volumen total de emisiones deseado para el periodo y lo repartía entre los diferentes agentes involucrados en forma de derechos de emisión, de modo que ningún agente de los sectores afectados por la directiva podía emitir CO2 a la atmósfera sin tener un derecho de emisión que lo respaldara. Y, además, se permitía a los agentes intercambiar y negociar con estos derechos. Cualquier agente para el que la reducción de emisiones suponga un coste muy elevado tiene la oportunidad de comprar derechos de emisión a otro agente para el que la reducción no sea tan costosa, de modo que el primer agente cumpliría una parte de sus obligaciones de reducción mediante acciones realizadas por el segundo. Gracias a ello, el primer agente vería reducidos sus costes medioambientales y el segundo obtendría un beneficio adicional del mercado. Más aún, el sistema permite además el uso de mecanismos especiales (CDM, Clean Deve-lopment Mechanism –MDL, mecanismos de desarrollo limpio–; JI, implementación conjunta), que en la práctica implican que las emisiones adicionales en Europa se puedan compensar también con una reducción de emisiones en ciertos países en desarrollo. El resultado de todo ello es que la asignación inicial no determina quién emite y quién no lo hace, sino que los derechos se reajustan mediante compras y ventas hasta llegar a la solución óptima.

Aparece un precio de los derechos de emisión, asociado a un mercado europeo de este producto, que todos los agentes adoptan como referencia a la hora de tomar sus decisiones sobre las emisiones de CO2, tanto aquellos agentes potencialmente deficitarios –que deben decidir si reducir sus emisiones o comprar más derechos en el mercado–, como aquellos potencialmente excedentarios –que deben decidir si vender en el mercado los derechos que se les han asignado o usarlos y no reducir sus emisiones. Este esquema, en conjunto, consigue reducir la contaminación por CO2, y al tiempo hacerlo de la forma más económica posible, y alcanzar una solución más eficiente que la que daría una simple asignación administrativa. La asignación inicial influye en los beneficios de cada agente, pero no en la eficiencia global del mercado.

Gráfico 3

Cuota del régimen especial en el mercado peninsular español

50%

40%

30%

20%

10%

0%1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019

Propuesta del Gobierno

Previsión REE


La primera fase de este mercado abarca los años comprendidos entre el 2005 y el 2007. Cada uno de los estados miembros realizó, mediante los llamados Planes nacionales de asignación, un reparto inicial de derechos que asignó entre los agentes de forma gratuita. Con esta asignación gratuita se intentaba reducir el impacto económico para las empresas del nuevo sistema. Una buena parte de las medidas de reducción de emisiones adoptadas como consecuencia de este mercado estuvo relacionada con la sustitución de generación eléctrica con carbón por generación con gas. Ambas tecnologías debían hacer frente a un coste adicional, asociado a sus emisiones, pero este coste resultaba mucho más alto para el carbón que para el gas, puesto que para la misma producción de energía el carbón emite prácticamente tres veces más CO2 que el gas. Esto hacía que el carbón perdiera competitividad en los mercados eléctricos frente al gas, y la sustitución –con la consiguiente reducción de emisiones– se daba de forma automática por el propio funcionamiento de los mercados. Para esta fase, en ningún caso los precios de CO2 fueron suficientemente altos como para incentivar la construcción de centrales que empleasen energías renovables, lo que se puede interpretar como que, con los niveles de reducción de emisiones requeridos, las renovables eran una solución significativamente más cara al problema de las emisiones que la sustitución de carbón por gas. A medida que avanzaba esta primera fase del mercado los agentes se dieron cuenta de que la asignación inicial había sido muy generosa y que sería sencillo cumplir con los límites impuestos sin esfuerzos especiales. Esto hizo que los precios cayeran de forma notable, especialmente al final del periodo.

En estos momentos estamos inmersos en la segunda fase, 20082012, y los gobiernos siguen negociando las condiciones de la tercera. Se espera que sea posible trasladar al siguiente periodo los derechos que sobren en éste, para evitar el efecto de final de escenario que sucedió en el 2007, por el que los precios tienden a tomar valores extremos al final del periodo. También se prevé que los derechos se asignen mediante subastas, en lugar de mediante asignaciones gratuitas, para evitar las distorsiones asociadas a esta asignación inicial.

Adicionalmente, el Parlamento Europeo adoptó, en diciembre del 2008, el llamado compromiso 202020, que implica que para el año 2020 los niveles de emisiones de CO2 deberán ser un 20% más bajos que los de 1990 –el acuerdo contempla la posibilidad de imponer un objetivo más restrictivo del 30% si se llega a un acuerdo internacional satisfactorio– y el 20% de la energía final de la Unión Europea deberá provenir de fuentes renovables, además de conseguir la mejora de la eficiencia energética en un 20%. Esto supone el establecimiento de un conjunto de objetivos entrelazados, que en cierta forma se solapan. Por ejemplo, la exigencia de una cierta cuota de energías renovables es una restricción adicional al mercado de emisiones, que impone una solución –el uso de un porcentaje alto de energías renovables– que puede resultar más cara que otras alternativas y que supone, por lo tanto, renunciar a la solución más económica para la reducción de las emisiones. Por otra parte, la existencia de subsidios adicionales para la producción renovable tiene como efecto la entrada en el mercado de una fuente de reducción de emisiones que no depende del precio del carbono, y que por lo tanto introduce una presión a la baja sobre el precio de las emisiones que desincentiva otras medidas. En general, los tres objetivos se interrelacionan de formas no obvias, de modo que se influyen y se distorsionan mutuamente. Las relaciones entre ellos son también un elemento relevante en las discusiones regulatorias.

1.4

Otros incentivos

Varios tipos adicionales de objetivos de política energética y mecanismos de apoyo a diferentes tecnologías coexisten con estos dos mecanismos en el mercado español.

Desde la liberalización en 1998, el sistema ha contado con subvenciones, casi siempre explícitas, al carbón nacional destinadas a asegurar un volumen mínimo de funcionamiento de las centrales que empleaban este combustible o, más bien, un volumen mínimo de actividad para el sector minero relacionada con la producción de electricidad. Estas medidas se han justificado


tanto mediante argumentos basados en la necesidad de reducir la dependencia energética –la mayor parte de los combustibles que se consumen en España son importados– como mediante argumentos de tipo socioeconómico. Este tema ha vuelto a la actualidad recientemente, ya que el Gobierno está tramitando un nuevo sistema de cupos mínimos de carbón nacional, que se espera que entre en vigor a mediados del 2010 y que dure aproximadamente tres años, cuyo potencial de distorsión sobre el mercado es preocupante.

La tarifa eléctrica también cuenta con mecanismos explícitos de apoyo a la eficiencia energética. En el pasado, estos elementos no han sido muy fructíferos, fundamentalmente debido a la existencia de unas tarifas reguladas con valores inferiores a los costes de producción que incentivaban el consumo en lugar de la eficiencia.

Recientemente se ha anunciado también un paquete de estímulo al coche eléctrico, y es probable que en el futuro sigan apareciendo nuevos mecanismos de apoyo a diferentes elementos o aspectos del sector. Todos ellos se superponen con el mercado, de tal manera que forman una regulación compleja de analizar en la que el espacio que se deja para el funcionamiento del mercado cada vez es menor y donde cada vez es mayor el número de decisiones que son básicamente resultado de las normas administrativas, y no fruto de la competencia en el mercado. Cómo compatibilizar los elementos en competencia del mercado con los elementos guiados por mecanismos de apoyo fijados administrativamente es una cuestión clave que el sector deberá resolver en los próximos años.

2

Dificultades y retos

La compleja combinación de mercado, regulaciones e incentivos que conforma el engranaje regulatorio español está dando como resultado un mix energético con un peso creciente de las energías renovables. En este artículo no se pretende abordar la discusión acerca de si ésta es la solución más conveniente para el suminis

tro eléctrico de España, ni tampoco analizar los muchos equilibrios y alternativas que se plantean a la hora de decidir dicho mix entre los objetivos medioambientales, los de eficiencia económica y los de seguridad de suministro. Por el contrario, la discusión de los siguientes apartados tomará como un dato de entrada ya fijado la incorporación masiva de instalaciones renovables al mercado y se concentrará en una serie de aspectos en cierto modo más técnicos: analizar las implicaciones de este nuevo mix energético, las necesidades que impone al sistema en forma de requisitos de respaldo y su influencia sobre el conjunto del mercado.

Hasta hace unos años, el volumen de las energías renovables era relativamente pequeño y la volatilidad que éstas inducían en la operación del sistema se situaba en el mismo orden de magnitud que la volatilidad originada por las variaciones de la demanda. Así, el sistema podía emplear para absorber la generación eólica recursos similares a los que había estado utilizando históricamente para gestionar la demanda, y los costes más relevantes del régimen especial eran las primas que recibía. En estos momentos, el volumen de generación eólica es mucho mayor, y también lo son sus variaciones de producción; los recursos tradicionales ya no son suficientes para gestionar la producción renovable y los costes adicionales necesarios para hacer frente a su volatilidad empiezan a crecer de forma importante. El sistema está entrando en una segunda fase en la implantación de las energías renovables, donde los costes indirectos –de respaldo– van a tener tanto peso como los costes directos –las primas. Se trata de una situación que es importante anticipar, ya que implica decisiones de inversión con plazos de maduración largos, y además porque la península Ibérica será probablemente una de las primeras regiones de tamaño relevante del mundo que funcione de este modo.3

3. Alemania, a pesar de tener un volumen de generación eólica alto, comparable al de España, está fuertemente interconectada con otros sistemas con niveles menores de producción renovable, de modo que la penetración de energía intermitente del conjunto del “mercado relevante” se diluye de forma apreciable. La situación es similar en Dinamarca, donde la alta capacidad hidroeléctrica del sistema nórdico aporta a Dinamarca una fuente muy grande de flexibilidad con la que gestionar las variaciones de su parque eólico.


A lo largo del resto de esta sección, se repasan las consecuencias más relevantes de esta entrada a gran escala de las renovables sobre el mercado eléctrico. Son en su mayoría efectos que ya existen, pero que se agravarán notablemente en el futuro. En primer lugar, se analizarán las implicaciones sobre la operación a corto plazo, a continuación las implicaciones sobre las señales de inversión, y por último los efectos sobre la generación ya existente.

2.1

Operación

2.1.1

Volatilidad eólica

La principal característica de la generación eólica desde el punto de vista de la operación del sistema es que no es gestionable: las máquinas producen cuando sopla el viento, y los agentes generadores no pueden influir de ningún modo sobre cuánto viento habrá en el futuro inmediato, o sobre cuándo serán los instantes con mayor viento. Más aún, con las técnicas actuales tampoco es fácil predecir la producción de forma razonablemente precisa para horizontes mayores a unas pocas horas.

De modo que el mercado eléctrico, que típicamente cerraba la gran mayoría de sus operaciones en el llamado mercado diario –las 24 horas de un determinado día se asignan en la mañana del día anterior– se encuentra con una gran cantidad de generadores que no son capaces de realizar una oferta precisa en este horizonte porque no saben cuánto van a producir, y que deben limitarse a realizar una oferta aproximada e ir corrigiéndola en los horizontes de más corto plazo. Los mercados más próximos al tiempo real, que típicamente se reservaban para ajustes o para situaciones más o menos excepcionales, se convierten ahora en el lugar donde se realiza la parte más relevante de la casación de la energía eólica.

El problema no es tanto el cambio en el modo de funcionamiento del mercado, que podría no tener efectos perjudiciales, sino que este acortamiento de

los horizontes de negociación tiene implicaciones sobre los costes del sistema. La mayor parte de los generadores –excluyendo la energía nuclear y una parte de la hidráulica– pueden organizar su producción para responder a las necesidades detectadas en el horizonte del mercado diario. Es decir, los grupos tienen suficiente flexibilidad como para negociar su energía en el mercado diario y ajustar su producción a los resultados de este mercado, de modo que lo producido coincida con lo vendido. Sin embargo, no todos ellos tienen flexibilidad para seguir las consignas que resulten de las casaciones en horizontes más cortos. No es posible hacer que un grupo de carbón, por ejemplo, pase de estar parado a producir si se le notifica sólo con unas pocas horas de antelación.

Las características de la generación eólica dan lugar a variaciones de producción de gran tamaño, que pueden llegar al 100% de su generación programada, y que tienen lugar en intervalos muy cortos de tiempo –una hora, o unas pocas horas. A lo largo del año 2009 el sistema ha experimentado fluctuaciones de eólica del orden de los 6.000 MW –a efectos de comparación, las desviaciones de la demanda respecto a lo programado raramente sobrepasan los cientos de megavatios– y estas cifras continuarán creciendo a medida que se instale más generación renovable en el sistema. Cuando la generación eólica aumente rápidamente, otro grupo tiene que ser capaz de bajar su producción para compensarlo, y si la generación eólica cae, debe existir otro equipo que aumente su carga para reemplazar la energía que el eólico está dejando de producir. Si esto no sucede, el sistema se vuelve inestable y puede llegar a producirse un apagón. Pero no todos los generadores son capaces de responder en plazos tan cortos; este nivel de flexibilidad requiere una energía más rápida que sólo una parte de los grupos son capaces de dar y que, por lo tanto, resultará más costosa que si estas desviaciones se hubiesen conocido en el mercado diario.

En resumen, son dos los factores que hacen que el problema sea complejo: un elevado volumen de energía sujeto a variaciones, y un plazo muy corto en el que se conocen y tienen lugar dichas variaciones.


2.1.2

Reserva a subir

Históricamente, cuando se diseñó el sistema en 1998, se suponía que serían los generadores hidráulicos los que aportarían predominantemente la flexibilidad, en forma de energía de respuesta rápida, que pudiera requerir el sistema, y para que pudieran ponerla a disposición del operador del sistema se diseñó el conocido como mercado de reserva terciaria, en el que los agentes propietarios de las unidades de generación solicitan el precio que quieren cobrar por cada MWh de energía rápida que aporten –se ha definido que la energía debe suministrarse en un plazo de 15 minutos– y REE hace uso de estas ofertas a medida que las necesita. Adicionalmente, a lo largo de los años de desarrollo del mercado muchos generadores térmicos se han mostrado capaces de dar también este servicio, siempre que ya hubieran sido acoplados previamente al sistema como consecuencia de la operativa del mercado diario, y han participado con éxito en el mercado de reserva terciaria.

Sin embargo, desde 2007 REE está observando que en determinados momentos la cantidad de energía eóli ca casada es tan alta que el volumen de energía que habría que producir en forma de respuesta rápida si el viento dejase de soplar o si la generación eólica parase por cualquier otra causa es tan alto que ya no es suficiente con el potencial hidráulico y con los grupos térmicos que ya están acoplados. En muchas ocasiones, REE ha detectado la necesidad de acoplar ciclos combinados de gas adicionales, cuya única misión es mantenerse preparados para subir carga y reemplazar a los grupos eólicos si la generación de éstos se detuviera. Dicho de otro modo, para ser capaces de responder con suficiente velocidad, los ciclos combinados necesitan estar previamente acoplados a la red y en numerosas ocasiones el operador del sistema ha tenido que solicitarles que se acoplen porque de otro modo no hubiera podido disponer de suficiente reserva para subir. En los últimos dos años, se ha requerido acoplar potencia térmica adicional por este motivo durante aproximadamente un 50% de los días, gene

ralmente en periodos de 12 horas al día, durante las horas de mayor demanda. No obstante, en los últimos meses REE también ha comenzado a requerir potencia de reserva para periodos más cortos (de cuatro horas), que suponen condiciones de operación todavía más costosas en términos económicos.

Por una parte, la situación muestra la necesidad de contar con generación de ciclo combinado de gas como respaldo de la producción eólica. A medida que aumente la penetración de esta tecnología renovable, mayor será la necesidad de potencia flexible que debe mantenerse acoplada al sistema a modo de reserva.

Los costes de explotación de las centrales de gas aumentarán forzosamente. Estos grupos están pasando de funcionar en estados cercanos a la plena carga y con perfiles de operación estables, en los que se maximiza su eficiencia, a operar con mucha frecuencia al mínimo técnico, subiendo y bajando carga rápidamente, y funcionando a plena carga únicamente unas pocas horas. Esto inevitablemente supone un encarecimiento de los costes operativos, tanto por las pérdidas de rendimiento como por desgastes extraordinarios de las máquinas, que se verá reflejado en los precios del mercado. Se trata de un coste indirecto de la energía eólica que ya está teniendo lugar y que se hará más evidente en los próximos años. Además, cuando la producción eólica es alta, coexisten en el

Gráfico 4

Número de días al año para los que REE solicita reservas250

200

150

100

50

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Número de horas de cada día con reserva

Valores aproximados. Estimación propia a partir de datos REE.


sistema simultáneamente una necesidad elevada de reserva térmica, y por lo tanto de grupos de gas acoplados al sistema, con unas ventas altas de los generadores eólicos en el mercado, que desplazan a la generación de ciclo combinado, haciendo que pocos grupos térmicos se acoplen por sí mismos y que sea mayor el número de los que deben acoplarse únicamente por criterios de reserva, con el consiguiente coste extra.

Será necesario modificar la normativa actual de los servicios complementarios. El diseño que se realizó en 1998 se aprovechaba de la idea de que la reserva terciaria sería predominantemente hidráulica, por lo tanto, estar preparado para dar esta energía no tendría ningún coste adicional para los generadores, para de este modo eliminar el pago fijo por reserva que se había planteado en otros sistemas. Sólo los generadores que efectivamente aumentan su producción para reemplazar a otros a requerimiento del operador del sistema reciben un pago. Se consigue así simplificar notablemente el diseño del mercado y obtener una casación muy simple y transparente. Sin embargo, en el nuevo contexto muchos ciclos combinados de gas deberán arrancar y mantenerse al mínimo técnico para estar preparados para dar la reserva cuando les sea requerida, e incurrirán en costes por hacerlo. Si estos grupos no reciben un pago fijo asociado a su disponibilidad para dar reserva, independientemente de si finalmente son requeridos o no, difícilmente podrán dar el servicio. En este momento se está tramitando una propuesta para modificar los procedimientos de operación y dar cabida a una solución de este tipo.4 Es importante que este desarrollo normativo sea suficientemente eficiente para permitir el desarrollo de un mercado en el que los grupos térmicos puedan ofrecer sin dificultad su flexibilidad al operador del sistema y ser remunerados adecuadamente por ello.

4. En los últimos años, desde 2007, REE ha venido haciendo uso del mecanismo de restricciones para asegurar un pago a los generadores que se acoplan para dar reservas, a pesar de que las restricciones no corresponden exactamente a este concepto. Se trata de una solución provisional, con algunas dificultades asociadas, que en el largo plazo es preferible reemplazar por un esquema diseñado específicamente para este problema.

2.1.3

Reserva a bajar

El otro efecto relevante del incremento de la capacidad eólica sobre la operación del sistema es el relativo a la necesidad de reducir la producción cuando la generación renovable aumenta. Si en una hora en la que existe un número elevado de generadores térmicos produciendo a plena carga –típicamente, una hora de demanda alta– sube repentinamente la producción eólica, es sencillo compensarlo reduciendo la generación de los equipos térmicos. Los grupos más caros bajarán carga progresivamente, para quedarse al mínimo técnico, hasta cubrir el incremento de energía de los grupos renovables que sea necesario compensar. Sin embargo, en una hora en la que la demanda sea baja –por ejemplo, durante la madrugada– es posible que incluso reduciendo toda la producción de los generadores térmicos al mínimo técnico no sea suficiente para compensar el incremento eólico.

En ese caso, una vez agotada la solución de aumentar la demanda mediante grupos hidráulicos de bombeo, cuya capacidad es generalmente limitada, no queda más remedio que desconectar algunos grupos. Si se trata de un generador térmico, esto supone un coste adicional para el grupo que debe ser parado, ya que debe volver a arrancar al cabo de unas horas. El perfil de operación que el sistema requiere de este generador, que incluye una parada en valle, supone un coste de operación mayor que, al igual que en el caso de las reservas a subir, implica un encarecimiento de la explotación de los generadores afectados y se terminará viendo reflejado en los precios.

No obstante, mientras sea posible restablecer el equilibrio del sistema mediante la desconexión de un ciclo combinado de gas, el problema se limita a introducir un coste extra de operación en el sistema, pero no aparecen problemas significativos de operación ya que los grupos tienen la flexibilidad suficiente para responder. Cuando ya no existen ciclos combinados acoplados y es necesario desconectar un grupo de carbón, el problema es mayor, ya que su flexibilidad es más limitada y desconectarlos puede dejarlos fuera


del sistema durante más tiempo. En el extremo, cuando tampoco existen grupos de carbón acoplados que desconectar no es posible sacar del mercado a una central nuclear sin poner en peligro el sistema, y es preciso desconectar generadores eólicos.

Estas situaciones, que parecen muy improbables, han tenido lugar en España durante el inicio del 2010 con una cierta frecuencia. Por ejemplo, durante el mes de febrero, REE desconectó generación eólica seis días, lo que suma un total de más de 50 GWh eólicos que dejaron de producirse. Situaciones similares se dieron en Alemania durante el mes de octubre del 2009, donde los precios del mercado llegaron a tomar valores negativos de 500 €/MWh.

De forma análoga a lo que se describía para el caso de la reserva a subir, resulta claro que la volatilidad de la generación eólica introduce un coste adicional de operación para la generación flexible, que resuelve un problema del sistema pero que debe ser remunerada por ello, y que es preciso reformar los mecanismos de operación para adaptarlos a este nuevo entorno. En efecto, en este momento no están claros los criterios con los que se decide qué grupos deben parar en una situación de este tipo y qué grupos pueden permanecer acoplados; tampoco los mecanismos para remunerar estas paradas. Es preciso establecer procedimientos para que la flexibilidad en la operación se negocie como un servicio complementario más, con criterios de eficiencia económica, y evitando en lo posible que los sistemas de cobro de las primas renovables distorsionen el mercado.

Una posibilidad alternativa que se discute a menudo para hacer frente al problema del exceso de energía eólica en los valles es la de contar con una demanda flexible que pueda absorber la producción excedentaria. Las centrales hidráulicas de bombeo y los coches eléctricos son los mejores candidatos para ejercer este papel. En general, se trata de fuentes alternativas de flexibilidad que compiten con la flexibilidad que aportan las centrales térmicas. Si los mercados están bien diseñados y las señales económicas son las correctas, cualquier tecnología que pueda resolver el problema de forma más barata que la generación tér

mica será rentable y los inversores decidirán llevarla a cabo sin necesidad de estímulos adicionales. En el caso de los bombeos esto es especialmente claro, y ya se están desarrollando en España varias centrales de bombeo cuyos proyectos ya existían desde hace años pero que sólo se han hecho rentables y ha sido posible llevarlos a la práctica en este momento, cuando el escenario de penetración masiva de generación eólica parece claro. También se aplica un razonamiento similar al coche eléctrico, que recibirá una remuneración extra por el apoyo que proporciona al mercado –en realidad, recibirá un beneficio que servirá para abaratar el coste de compra de energía de los usuarios del coche eléctrico– que ayudará a hacerlo más atractivo.

2.2

Inversión

2.2.1

Contribución a la cobertura de la demanda de la generación eólica

El apartado anterior se centraba en la necesidad de conseguir que los grupos de generación flexible proporcionasen respaldo a las energías renovables, reduciendo o aumentando en el corto plazo su producción para compensar las variaciones de la energía eólica. Un aspecto diferente del mismo problema es la necesidad de que se instalen en el sistema suficientes generadores para que sea posible dar servicio a la demanda en los casos en los que el viento no sople. El énfasis es, en este caso, la inversión.

Los estudios de fiabilidad se emplean de forma habitual en los sistemas eléctricos para evaluar si un determinado conjunto de generadores es suficiente o no para servir de forma aceptable a una cierta demanda. Un tipo de estudio de fiabilidad, muy sencillo, es lo que se conoce como análisis de cobertura de la punta de demanda, en el que únicamente se tiene en cuenta un escenario, construido de modo que sea posible considerar que la probabilidad de que en la práctica se dé un caso más desfavorable es suficientemente pequeña.


REE realiza varias veces al año estudios de este tipo para analizar si el volumen de inversión en el sistema español es satisfactorio desde el punto de vista de la fiabilidad. El estudio consiste, muy esquemáticamente, en intentar cubrir la demanda horaria más alta prevista para el periodo de estudio –en general, la demanda de la hora con mayor consumo del año– bajo unas condiciones posibles pero desfavorables: para la generación hidráulica, se supone que ha tenido lugar un año muy seco y se toma únicamente la potencia que puede estar disponible en esas condiciones; para la generación térmica se supone que en la hora de máxima demanda se produce además el fallo fortuito de una cierta cantidad de potencia, y para la generación eólica se considera que la punta de demanda coincide con una hora de bajo viento, y únicamente se usa la potencia eólica disponible con una probabilidad del 95% de ser superada.

Esto resulta en una ratio de contribución a la punta de la generación eólica de aproximadamente el 7,5%. Es decir, que de cada 100 MW eólicos instalados en el sistema sólo se puede contar con 7,5 MW a efectos de garantizar la fiabilidad del sistema. Cada megavatio de demanda se puede cubrir o bien con un valor aproximado de 1,15 MW de potencia de ciclo combinado o bien con más de 13 MW de generadores eólicos. La generación producida a partir del viento aporta energía al sistema, pero no aporta apenas fiabilidad. La potencia requerida del resto de tecnologías para garantizar el suministro cuando existe potencia eólica en el sistema es prácticamente la misma que la que se hubiera requerido si no se hubiera instalado dicha potencia eólica. Sin embargo, los grupos de otras tecnologías que se instalen tendrán factores de utilización más bajos, puesto que su energía no será necesaria en algunas otras horas del año, cuando la generación eólica pueda producir.

La posibilidad de que no sople el viento en los instantes críticos para el suministro es inherente a la instalación de generación eólica. Se requiere, por lo tanto, la existencia de una tecnología complementaria que pueda suministrar a la demanda en los momentos en los que la producción renovable no está disponible

por falta de recurso (viento, sol, etc.). La capacidad de respaldo es necesaria para evitar que el sistema caiga y sin este tipo de apoyo las energías renovables no pueden dar un servicio fiable a los consumidores. De este modo, a efectos de analizar la inversión, debe considerarse que el conjunto del generador renovable más su correspondiente capacidad de respaldo forman un todo; no debe construirse el primero sin la segunda5 y tampoco puede estudiarse el uno sin la otra.

2.2.2

Señales económicas de inversión

El problema es entonces conseguir que se instale en el sistema la potencia de respaldo que requieren las plantas eólicas. En un sistema de mercado, es la propia iniciativa de los agentes la que debe encargarse de construir esta capacidad. El regulador debe limitarse a asegurar que existen los incentivos adecuados para que estas inversiones aparezcan cuando sean necesarias.

5. En general, es crítico para la promoción de las energías renovables garantizar que existen suficientes medidas de cobertura, ya que un único incidente de fallo de suministro podría suponer una pérdida importante de imagen ante la opinión pública, que asocia el incremento de la producción renovable a una pérdida de calidad en el suministro final, lo que dificultaría notablemente el desarrollo de estas tecnologías.

Gráfico 5

Generación eólica (promedio 2007-2009)80%

60%

40%

20%

0%0% 20% 40% 60% 80% 100%

Horas del año (%)

Fact

or d

e ut

iliza

ción

Factor de utilización< 7,5% con el 95% de

probabilidad


El esquema básico de los mecanismos de incentivo a la inversión en los mercados de electricidad se puede ilustrar a partir de un esquema simplificado del mercado6 donde todas las transacciones tienen lugar en el mercado de corto plazo (mercado spot) y se valoran al precio que resulte de la interacción entre la oferta y la demanda en este mercado de corto plazo, que coincide de forma aproximada con el coste marginal de producción en cada hora –simplificando, el coste variable de operación de la tecnología más cara que es necesaria en cada hora para cubrir la demanda. Los generadores con costes similares a los del grupo que fija el precio en una determinada hora obtendrán un beneficio de operación bajo, mientras que los que tengan costes variables más bajos que éste recibirán una remuneración por encima de su coste. Este último margen de operación sirve para compensar al generador por haber tenido que realizar inversiones más costosas con el fin de conseguir un coste operativo menor.

Cada uno de los agentes observa los precios, estima los beneficios futuros que va a obtener con cada una de las inversiones potenciales, y decide por sí mismo cuánta generación y de qué tipo quiere construir. Los precios actúan como señales económicas de inversión, de modo que inducen a los agentes a realizar las inversiones que más convienen al sistema.7 En la práctica, sin embargo, hay varios factores que ponen trabas a este proceso y hacen que las señales económicas que resultan de los precios de corto plazo no sean suficientes. Además de la existencia de barreras de entrada a

6. Esto se conoce habitualmente como mercados sólo de energía o ener-gy-only markets.

7. Si un determinado mercado tuviera, por ejemplo, una proporción excesiva de plantas de punta, éstas marcarían precio con frecuencia y el precio medio sería en general elevado. Eso haría que una inversión potencial en una planta de base resultase muy rentable, aunque su coste fijo fuera más elevado, y atraería a nuevos entrantes en esta tecnología. A su vez, a medida que entrasen más plantas de base, los grupos de punta dejarían de marcar precios en algunas horas, lo que empujaría los precios del mercado a la baja y los incentivos para construir nuevos grupos de base se irían reduciendo progresivamente, hasta alcanzar un equilibrio en el que los precios tienen un nivel tal que permite a los grupos de base obtener una rentabilidad razonable. Este equilibrio, por otra parte, coincide con el mix tecnológico de mínimo coste.

la inversión, que distorsionarían obviamente el proceso de entrada de nueva capacidad y que impedirían que las señales económicas se transformen en decisiones de inversión, que deben ser eliminadas siempre que sea posible, uno de los factores más relevantes de distorsión es el riesgo.

El caso más evidente es el de una central puramente de punta –la central con los costes variables más altos del sistema–, construida sólo para funcionar en los momentos más críticos en los que la demanda es más alta. En muchas de las ocasiones en las que esta planta esté operando, será ella la que marque el precio del mercado y apenas obtendrá remuneración para recuperar sus costes de inversión. Únicamente obtendrá un precio significativamente superior a sus costes de combustible en las escasas horas en las que sea la demanda la que fije el precio –es decir, las horas en las que toda la generación disponible se esté utili zando a plena carga y aún esto no sea suficiente para cubrir la demanda, de modo que se haga necesario racionarla. La estricta teoría económica indica que esas escasas puntas de precio, momentos con precios muy elevados y con una duración muy corta, justifican por sí mismas la inversión en la planta de punta. Sin embargo, en un mercado sin más pagos que los que resulten de los precios spot de la energía, en la práctica la incertidumbre sobre la remuneración de un grupo que operase de este modo es extremadamente alta –pueden pasar varios años sin que se den este tipo de puntas de precios– y disuadirían a cualquier inversor sensato de emprender un proyecto así. Siendo más precisos, los inversores requerirían primas de riesgo tan altas que este tipo de centrales sólo se construirían si la frecuencia de las puntas de precios fuese mucho más alta de lo que es aceptable en un sistema y de lo que es económicamente óptimo. Además, la existencia de precios máximos en los mercados, que limitan el valor de las puntas de precios, también contribuye a agravar el problema.

Por este motivo, con el fin de cubrir el riesgo, en la mayor parte de los mercados reales existe un porcentaje muy alto de transacciones que tienen lugar en los mercados a plazo; muchas de ellas en el entorno de la


comercialización –ventas directas de los generadores a los consumidores– pero también algunas otras en forma de transacciones entre los agentes en los mercados de trading. Esto ayuda a gestionar una buena parte del riesgo de las operaciones y se ha demostrado como una herramienta básica de la operativa en los mercados. Sin embargo, en los mercados a plazo todavía es muy difícil poder negociar contratos con un horizonte superior a los dos años y por lo tanto no es posible amortiguar suficientemente los riesgos de la inversión. Actualmente, los riesgos asociados a la volatilidad de los ingresos de la punta no pueden cubrirse contratando.

Se trata de un fallo de mercado, derivado fundamentalmente de las dificultades en la percepción del riesgo de falta de suministro por parte de la demanda. Mientras persista, la mayor parte de los países han optado por suplirlo y diseñar mecanismos complementarios que compensen la falta de liquidez de los mercados de muy largo plazo y faciliten la inversión. Estos mecanismos complementarios suponen generalmente pagos a las centrales en función de su capacidad instalada. En España, en concreto, existe un pago para los generadores existentes, con un valor fijado administrativamente de 20.000 €/MW, para cada megavatio instalado en régimen ordinario con posterioridad a la entrada en funcionamiento del mercado, al que suele conocerse como pago por garantía de potencia.

La idea subyacente en muchos de estos procedimientos es que este pago sirva para remunerar aproximadamente los costes de inversión del último grupo –siendo más precisos, de la tecnología con menores costes de inversión que puede instalarse en el sistema para dar cobertura a la punta–, y que coincide con la parte de los costes de inversión que debería recuperarse a partir de las puntas de precios. Cualquier otra alternativa de inversión –es decir, cualquier otra tecnología con costes de inversión mayores– debe conseguir el resto de su remuneración a partir de los precios del mercado. Así, todas las tecnologías reciben un pago fijo relativamente pequeño, que es el pago mínimo necesario para mantener un incentivo a la

inversión, pero las decisiones sobre qué tipos de tecnologías se instalan en el sistema siguen estando gobernadas por el mercado, y cada agente decide por sí mismo si prefiere construir un grupo de base o uno de punta en función de sus previsiones sobre la evolución de los precios y sus posibilidades de recuperar la inversión adicional de las tecnologías de base.

En la mayor parte de los países, el valor del pago por capacidad se ha fijado en el entorno de los costes fijos anualizados de una turbina de gas de ciclo abierto, que es la tecnología con costes fijos más bajos de las disponibles. En España, sin embargo, el valor empleado ha sido siempre significativamente más bajo. La entrada de los generadores de gas en ciclo combinado a partir del año 2001 supuso un salto tecnológico importante en relación con las tecnologías anteriores, y esto se tradujo en que los ciclos combinados funcionaron con factores de carga altos en los primeros años de la liberalización. Así, el incentivo a la inversión necesario para atraer a nuevos ciclos combinados –sus costes fijos anualizados menos sus beneficios de operación en el mercado– era significativamente menor que el necesario para atraer a una turbina de gas. Esto es una consecuencia, básicamente, de que los ciclos combinados eran una tecnología muy atractiva para el parque de generación, que el sistema necesitaba incorporar inversión de este tipo y por lo tanto los mismos precios del mercado contribuían a hacer atractiva la inversión en estas plantas. Gracias a ello, el regulador pudo reducir de forma sustancial el pago por garantía de potencia, muy por debajo de los valores que hubieran permitido construir una turbina de gas de ciclo abierto. En este entorno, ésta era una medida adecuada, y fue posible atraer inversión sin problemas.

Ahora, sin embargo, las circunstancias han cambiado. Las horas en las que los precios del mercado están por encima de los costes de operación de los ciclos combinados son escasas, la entrada masiva de energías renovables ha reducido de forma notable sus factores de utilización –y se espera que la tendencia se acentúe en los próximos años– y, en general, los márgenes de operación que capturan los ciclos com


binados ya no son tan altos. El valor actual del pago por garantía de potencia no permite construir un nuevo ciclo combinado, ni tampoco ninguna otra tecnología de régimen ordinario; ha quedado desfasado por el cambio de circunstancias en el mercado.

El incentivo por garantía de potencia que se necesita para atraer nueva inversión actualmente coincide con el coste fijo de una turbina de gas. Después de un periodo en el que los ciclos combinados eran anormalmente competitivos, ahora todas las tecnologías vuelven a tener requerimientos similares. Es preciso reestablecer los valores normales de garantía de potencia, los que permitirían recuperar la inversión de una turbina de gas, que son del orden de cuatro veces superiores a los actuales. Esto incluye tanto la amortización de las instalaciones, como el coste de capital –la remuneración necesaria para tener una rentabilidad razonable–, como el resto de los costes fijos que la planta soporta, especialmente el coste fijo de operación y mantenimiento (O&M) y la parte fija del peaje por uso de la red de gas (ATR).

Dentro de estos costes, un elemento que debe analizarse con atención son los costes asociados a las infraestructuras gasistas. Los nuevos requisitos de operación de los grupos térmicos, en especial la necesidad de mucha más flexibilidad de la que ha sido habitual en el pasado, supone cambios importantes

sobre la operación del sistema de gas. Los ciclos combinados tenderán a funcionar muchas menos horas, pero todavía habrá muchas ocasiones en las que tengan que producir a plena carga. Eso significa que las infraestructuras de gas requeridas serán las mismas, pero se mantendrán sin utilizar durante una parte importante del tiempo, con el consiguiente encarecimiento. Por otra parte, serán necesarias nuevas infraestructuras, fundamentalmente de almacenamiento, para hacer frente a un régimen de funcionamiento con mayores fluctuaciones derivado de la producción renovable no gestionable. Todas ellas son fuentes de costes indirectos para el sistema, que también deben ser remuneradas de un modo u otro. Si estos incrementos de coste se trasladaran a las tarifas por uso de la red de gas, supondría un encarecimiento de los costes fijos de la generación que a su vez tendría que repercutirse sobre el incentivo a la inversión.

En este momento de alta penetración de renovables, coexisten dos efectos cuya combinación implica riesgos para el sistema. Por una parte, es necesaria más potencia que nunca destinada a funcionar pocas horas –potencia de respaldo– y, por otra parte, los incentivos para invertir en nueva capacidad son más débiles que en el pasado. A la luz de esto, deben recalcularse los valores de la garantía de potencia, ya que de otro modo no se instalará la nueva potencia

Gráfico 6

Cambio en los requisitos de garantía de potencia

Horas de funcionamiento

Gar

antía

de

pote

ncia

req

ueri

da (�

/MW

)

Margen de operación bajo

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000

Situación futura

Margen de operación alto

Situación 2000-05

Gráfico 7

Turbina de gas. Costes fijos

Amortizacióny costes de

capital*

ATRfijo

O&Mfijo

Costefijo

total

Garantíade potencia

actual

* Se supone una rentabilidad del 7%, igual a la establecida para el cálculo de la tarifa regulada de los parques eólicos en el RD 661/2007.


de respaldo que necesitan las renovables y no será posible mantener la fiabilidad del sistema. El cambio en el modo de funcionamiento de los ciclos combinados ha tenido como consecuencia imprevista el encarecimiento de la potencia de respaldo. Sin embargo, el regulador debe ser ágil en reconocer este cambio de circunstancias y reflejarlo en los precios de la garantía de potencia, porque la necesidad de esta potencia será cada vez mayor a medida que entren más grupos renovables, y debe mantenerse la señal económica de inversión.

2.3

Equipos existentes

Por último, la instalación de generación renovable tiene también efectos sobre las plantas de generación existentes.

2.3.1

Riesgo regulatorio

En los últimos diez años se han construido en España más de 22.000 MW de generación térmica –la inmensa mayoría, ciclos combinados de gas–, todos ellos a iniciativa de los agentes y todos ellos en un entorno de mercado. Estos proyectos se planificaron para funcionar con factores de utilización en torno al 60%, que era la mejor previsión acerca de su modo de operación en el momento de ser construidos, y muy probablemente hubieran funcionado de esta forma si las energías renovables no hubieran modificado notablemente este panorama. En el 2009, el factor de uti lización de los grupos térmicos estuvo por debajo del 40%, y las estimaciones llegan a estar por debajo del 20% para el futuro. No se trata de que los grupos no sean necesarios, puesto que, como se discutía en los apartados anteriores, su potencia sigue siendo indispensable en el sistema para aportar cobertura y flexibilidad al sistema, sino que sus horas de utilización bajan drásticamente, ya que durante muchos periodos, cuando los grupos renovables sí producen, los generadores térmicos no son necesarios.

Teniendo en cuenta que el elemento básico de remuneración de los ciclos combinados son los ingresos que obtienen de sus ventas en el mercado, esta drástica reducción de su modo de funcionamiento trae consigo inevitablemente una reducción equivalente de los márgenes de operación y, por lo tanto, de los ingresos del inversor. La remuneración de las inversiones en ciclos combinados se ha reducido de forma muy notable tras la entrada a gran escala de generación renovable en el mercado.

No obstante, en un esquema competitivo no debe extrañar que algunas inversiones no sean rentables y que otras obtengan beneficios extraordinarios. Es parte de la esencia del mercado que las decisiones de inversión que finalmente resulten más favorables para el sistema reciban más ingresos y que las que se vean perjudicadas por algún cambio imprevisto en las condiciones del mercado tengan una rentabilidad menor. En este sentido, las decisiones de los agentes están sujetas a todo un conjunto de riesgos que pueden modificar radicalmente sus beneficios. Por ejemplo, un cambio en los precios del petróleo, o del gas, puede reducir de forma importante el margen operativo de una determinada tecnología, y afectar a sus ingresos. Factores como los precios de los combustibles, la evolución de la demanda, las estrategias de los competidores, la hidraulicidad y muchos otros son riesgos a los que el inversor está sujeto cuando opera en un mercado y que pueden hacer que su rentabilidad pase de un extremo a otro en función de cómo evolucionen. Todos ellos son riesgos de mercado.

En el momento de tomar la decisión de construir una planta, cada agente debe evaluar el impacto de estos riesgos e incorporarlos a su proceso de decisión. Si finalmente decide invertir, estos riesgos formarán parte inherente del negocio en el que está entrando y, a medida que se materialice en un sentido o en otro, será el mismo agente quien deberá absorber su impacto sobre los resultados. Lo único que es necesario para que este proceso funcione correctamente es que el regulador mantenga unas reglas de juego estables, de modo que los inversores conozcan bien los riesgos a los que se enfrentan. Dicho de otro modo, en una


buena regulación los inversores están sujetos al riesgo del mercado, que deberán intentar controlar, y están libres de riesgos regulatorios, ya que éstos escapan a su control.

Las decisiones de política energética que han hecho crecer la energía de origen renovable que se inyecta en el sistema no son un riesgo de mercado, sino un riesgo regulatorio. Las fuentes de generación cuyo volumen responde básicamente a criterios regulados –el régimen especial– están creciendo de forma muy importante, y reducen progresivamente el hueco que queda para el mercado. Es la regulación la que decide el nivel de crecimiento y su ritmo, y la que está desplazando de la cobertura de la demanda a los generadores que se rigen esencialmente por criterios competitivos. No son circunstancias normales del mercado que formen parte de los riesgos que cada agente debe asumir, sino que son decisiones administrativas que han modificado el marco de juego de los participantes en el mercado y que era muy difícil que éstos pudieran anticipar –el gráfico 2 ilustra cómo el objetivo de energía eólica para el año 2020 establecido por el Gobierno en 1999 se incrementó a más del triple en la revisión del año 2005–, pero que han afectado drásticamente a su retribución.

Los agentes que decidieron su inversión en el mercado antes de que se incrementasen los objetivos renovables no deberían verse perjudicados por la decisión administrativa posterior de apostar por el crecimiento de la potencia del régimen especial, que indirectamente supone también cambiar el modo de funcionamiento de las plantas térmicas existentes. Para estos inversores, el cambio de los criterios de fomento de las renovables supone un riesgo originado por la regulación, difícilmente previsible y ciertamente no controlable. Son estos riesgos regulatorios los que deben evitarse al implantar políticas energéticas.

No obstante, la posibilidad de dar lugar a un problema de este tipo no debe ser un obstáculo para que el regulador desarrolle las medidas de política energética que considere necesarias. Son muchas las circunstancias en las que se han introducido cambios en el mercado –la liberalización en 1998 o el comercio de

emisiones en el 2005 son sólo dos ejemplos– que no son incompatibles con la estabilidad de la regulación. La forma de evitar que se produzcan efectos indeseados para los agentes del mercado consiste en compensar a los afectados de modo que el cambio regulatorio resulte neutro para ellos. Esto permite, por una parte, mantener la equidad del sistema e impedir que algunos agentes se vean perjudicados por decisiones del regulador que no podían prever, y por otra parte favorece el comportamiento a largo plazo del sistema y en particular de la inversión, al permitir a los agentes confiar en que las reglas son estables y que sus futuros costes de capital no quedarán penalizados por el riesgo regulatorio.

En el caso de la introducción de la generación renovable, la forma más sencilla de establecer esta compensación consiste en aprovechar el mismo tipo de mecanismos que se utilizan para dar una señal de in versión. Es posible realizar un reajuste del valor de los pagos por capacidad que también permita compensar la pérdida de rentabilidad de los ciclos combinados existentes causada por la política energética. Se trata de que los generadores que entraron en el mercado en el pasado reciban un cierto amortiguamiento de los efectos que suponen para ellos pasar de funcionar como generador de energía prácticamente de base a funcionar únicamente como generación de respaldo, como resultado de un conjunto de decisiones administrativas.

2.3.2

Eficiencia dinámica

Se puede considerar que la necesidad de compensar a los ciclos combinados por el cambio regulatorio es un síntoma de algún otro desajuste. En el mercado, la inversión se adapta por sí misma y de forma progresiva a los cambios de circunstancias, de modo que si aparece en el mercado una gran cantidad de generación eólica, lo normal es que la entrada de nuevos equipos se adapte a ella, reconfigurando el parque para que vuelva a ser una solución de mínimo coste, de forma automática y sin necesidad de establecer


mecanismos especiales de adaptación. Por ejemplo, la entrada de más renovables puede dar lugar a un retraso en la entrada de grupos térmicos, o a que entren centrales más adecuadas para funcionar en punta o, en general, a que los inversores adapten sus decisiones al nuevo entorno.

Sin embargo, esto no ha sido posible en los últimos años. La entrada de generación eólica ha sido tan rápida e imprevista que muchas decisiones de inversión han quedado desadaptadas al cabo de unos pocos años. No ha sido posible decidir la instalación de los grupos térmicos teniendo en cuenta la entrada de la producción renovable. Este problema no está necesariamente asociado a la existencia de un objetivo ambicioso de energía eólica, sino que está asociado a la dificultad de anticipar dicho objetivo y tomar decisiones de inversión en consecuencia en el resto del sistema. Los agentes que decidieron construir los ciclos combinados no podían saber que sus circunstancias de operación serían otras. Si, en lugar del rápido crecimiento de la generación renovable, los objetivos se hubieran conocido con suficiente antelación como para influir en las decisiones de inversión y la trayectoria hubiera sido suficientemente gradual como para minimizar el volumen de generación que queda desadaptada, el parque hubiera evolucionado por sí solo, se habría formado un mix tecnológico adaptado a la alta penetración eólica y el sobrecoste para el sistema hubiera sido menor.

Esta falta de gradualidad es la que hace que los grupos térmicos hayan tenido un perjuicio asociado al riesgo regulatorio y que tengan que ser compensados por ello. Este coste adicional en el que incurre el sistema se debe a haber realizado la incorporación de las renovables de forma brusca en lugar de gradual. Este ritmo de entrada de las energías verdes forma parte de la política energética –y no tiene sentido discutirlo ni aprobarlo sin tener en cuenta los requisitos medioambientales a los que responde dicha política–, pero es importante reconocer que la alternativa más rápida introduce un coste extra en el sistema que debe ser remunerado. Las soluciones que representan una implantación gradual de las políticas energéticas permiten un funcionamiento más completo del mercado

y aumentan de forma notable la eficiencia en costes del sistema.

3

Conclusiones y propuestas

España está siendo pionera en la introducción de las energías renovables en el suministro eléctrico. Gracias al esfuerzo realizado en los últimos años, el sistema está alcanzado un nivel en el que el volumen de este tipo de energías ya representa un porcentaje significativo de la demanda. Esto ha sido posible, entre otros factores, por la existencia de generación de ciclo combinado que ha dado respaldo a este desarrollo, y traerá consigo cambios en las condiciones de funcionamiento del mercado, que ahora deberá adaptarse a las características peculiares –fundamentalmente en lo relativo a la volatilidad y dificultad de predicción– de las tecnologías renovables. Existen varios efectos adversos para el sistema asociados a la entrada masiva de energías verdes en el mercado que se han identificado en las secciones anteriores. Ninguno de ellos debe suponer un obstáculo insalvable para la implantación de las energías verdes, pero todos ellos necesitan que se adopten medidas adecuadas para gestionarlos y para evitar que den lugar a la aparición de problemas importantes en el funcionamiento del mercado.

3.1

Operación

Las necesidades de flexibilidad en la operación van a aumentar notablemente con el crecimiento de la producción renovable y los mecanismos de servicios complementarios actuales no están diseñados para ciertos modos de funcionamiento que serán cada vez más habituales en el futuro.

Es necesario reformar los procedimientos de operación del sistema y, en particular, los mecanismos para asignar reservas terciarias de forma que se reconozca que los grupos térmicos tendrán que incurrir


en costes adicionales, previos a la entrega de la energía terciaria, para poder prestar alguno de estos servicios, y hay que tener en cuenta además que responder a las necesidades del sistema puede implicar costes y redespachos que afecten a varias horas consecutivas en el horizonte de operación. En definitiva, la operación de los grupos térmicos para poder proporcionar los requerimientos del sistema se complicará de forma notable y, en consecuencia, los mecanismos de reservas deben adaptarse para facilitar que éstas sean asignadas con criterios económicos y de mercado.

3.2

Inversión

Una parte importante de los generadores renovables apenas aporta potencia a la cobertura de la punta y necesita que existan otros recursos dispuestos a darles cobertura cuando no puedan producir. El nivel actual de los incentivos a la inversión que existen en el sistema español –garantía de potencia– ya no es suficiente para atraer nueva capacidad, necesaria para dicha cobertura.

Debe recalcularse el valor mínimo del pago por capacidad que es necesario para atraer inversión en potencia de punta, para ello hay que emplear los datos de costes e ingresos de mercado más recientes sobre todas las tecnologías que pueden aportar dicha potencia y hay que tener en cuenta que las condiciones de inversión para los ciclos combinados son ahora menos favorables que hace unos años. Todo ello debe servir

para actualizar el valor de la garantía de potencia. Las estimaciones indican que será necesario aumentarlo del orden de cuatro veces para conseguir que entre nueva capacidad en el sistema cuando sea requerida y evitar que la fiabilidad del sistema se deteriore progresivamente.

3.3

Equipos existentes

La entrada de generación renovable ha desplazado energía de las inversiones realizadas anteriormente, en general ciclos combinados, lo que ha afectado a su rentabilidad. Es necesario compensar el efecto de la regulación sobre las decisiones empresariales tomadas de forma racional antes de que cambiase la regulación –no debe garantizarse la remuneración de estos grupos, sólo evitar que los cambios regulatorios les perjudiquen.

Una solución sencilla para llevarlo a cabo es emplear el mecanismo de garantía de potencia para, además de atraer nuevas inversiones, amortiguar el riesgo regulatorio de los agentes ya existentes. Es necesario calcular cuál es el valor de garantía de potencia que se requeriría para restablecer el equilibrio en la remuneración de estos grupos y comprobar si es suficiente con que reciban el incentivo a la inversión –con los valores actualizados– o si deben recibir un pago por capacidad algo mayor que refleje que sus inversiones han quedado desadaptadas como consecuencia de las decisiones de política energética.

157Monográfico

1

Introducción

La Agencia Internacional de la Energía, desde su informe al G8 en julio de 2006, y la Comisión Europea insisten en la necesidad de contener o aminorar el aumento de la demanda energética y de aumentar el peso de los recursos renovables en la cesta energética.

La eficiencia energética hay que integrarla en un concepto más amplio de ecoeficiencia, que considera consumos directos (energía final) y consumos indirectos (energía incorporada a los productos y servicios). A la eficiencia en energía final se le ha prestado atención en los planes para fomentar el ahorro y la eficiencia energética por parte de la Administración pública. Pero los consumos indirectos en materiales, transporte y agua necesarios para fabricar los productos que consumimos inducen gran cantidad de consumo energético, y este punto de vista se alcanza desde la ecoeficiencia.

Una primera razón que justifica la disminución de los consumos energéticos y el cambio de modelo es la

elevada y preocupante dependencia energética de España del exterior. Entre el 75% y 85% de la energía primaria que se consume es importada del exterior (La energía en España, MITyC, 2008).

Las soluciones hay que buscarlas en las alternativas energéticas, desde el punto de vista de la oferta, y en el ahorro y la eficiencia, desde el punto de vista de la demanda. En cuanto a las alternativas energéticas, el peso que tendrán las energías renovables, siempre que se cumplan las expectativas del Plan de energías renovables 20052010, será del 12,1% del total del consumo de energía primaria en el año 2010. Queda otro 87,9% preocupante, que hay que disminuir en términos absolutos si queremos calificar como sostenible nuestro desarrollo a medio plazo.

En la misma Estrategia Española de Eficiencia Energética (E4) se reconocen las limitaciones del modelo español en términos de disminución de consumos.

El indicador de intensidad energética relaciona los consumos energéticos con la riqueza generada (producto interior bruto, PIB) de un país. En el gráfico 1 podemos observar que España es uno de los países de

Eficiencia energética y ecoeficiencia en la industria: el papel de las energías renovables

Alfonso Aranda UsónCIRCE, Centro Politécnico Superior, Universidad de Zaragoza


la UE menos eficiente en términos de intensidad energética y que, sin embargo, el consumo por habitante es relativamente bajo, aunque superior a Italia y Portugal, países con los que comparte climatología. La intensidad energética final de España fue en el 2006 un 24% superior a la media de la UE15 y un 18% superior a la media de la UE27.

Las conclusiones son claras: en España existe un bajo consumo por habitante en términos relativos con otros países europeos, incluso de áreas geográficas con una climatología semejante.

El consumo de energía final per cápita tuvo un incremento del 3% entre los años 1996 y 2006 en la UE27; en el caso de España este incremento fue del 28%, de modo que se pasó de 3,29 tep a 3,70 tep. Concretamente, entre los años 1980 y 2006, el consumo de energía final se ha incrementado en España en un 102,4%. Durante la segunda mitad de los ochenta se produjo un fuerte crecimiento económico en Europa y mayor aún en España, en un contexto de reducción de precios energéticos y de entrada de nuestro país en la Comunidad Europea, lo que ha dado lugar a un crecimiento medio del consumo final de energía del 3,80% anual en los últimos trece años.

La tendencia decreciente que muestra el indicador de intensidad energética de la UE (gráfico 1) es común

a países miembros, como Francia, Alemania, Irlanda o el Reino Unido. En España, desde el año 2006 se aprecia una caída en el indicador de intensidad energética como consecuencia de la puesta en marcha de los planes de acción de la E4 y de la desaceleración económica sufrida en nuestro país, aunque no está claro cuánto se debe a cada causa.

En lo que respecta al reparto del consumo de energía primaria, en las últimas décadas el sector industrial (34%) ha cedido paso al sector del transporte (38,2%) y a usos diversos (28,8%), donde se aglutinan los sectores terciario, residencial, comercial y de servicios (gráfico 2).

En cuanto a las fuentes energéticas, en la actualidad la mitad del consumo total de energía primaria se basa en productos petrolíferos. Por el contrario, el gas natural ha pasado de ser un recurso testimonial –1,5% del consumo en 1975– a cubrir alrededor del 21,5% de nuestro consumo primario en el año 2008, y se presenta como la fuente con mayores perspectivas de crecimiento a medio plazo. La energía nuclear, muy reducida en 1975 (3,4%), representa actualmente un 11,1% del consumo total de energía. El carbón, en disminución, tiene hoy un peso en la estructura de consumo primario del orden del 14,2%. Finalmente, las energías renovables, que actualmente representan alrededor del

Gráfico 1

Intensidad energética y consumo de energía final per cápita en España y en distintos países de la UE

España; 3,2

Reino Unido; 3,8

Suecia; 5,6

Portugal; 2,5

Italia; 3

UE 15; 3,8Francia; 4,4

Alemania; 4,2

0

50

100

150

200

250

0 1 2 3 4 5 6

Inte

nsid

ad e

nerg

étic

a: te

p/m

illón

de

euro

s

Consumo de energía primaria: tep/habitante y año

110

105

100

95

90

85

80

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

UE-15 España

Fuente: Eurostat.

159Monográfico. Eficiencia energética y ecoeficiencia en la industria: el papel de las energías renovables

7,5% del consumo de energía primaria, han aumentado su aportación en valor absoluto y se ha diversificado su origen, especialmente en la última década.

2

Consumo de energía eléctrica

El 14,8% de la energía final que se consume en España es electricidad (MITyC, 2008). Este dato adquiere mayor representatividad al darlo en términos de energía primaria, pues el 38,2% de esta energía se dedica a la generación de electricidad. La eficiencia del sector eléctrico español fue, por lo tanto, en el año 2008 de un 38,8%, derivado de las pérdidas en la generación y el transporte y la distribución. Es decir, desde el punto de vista de la ecoeficiencia, la electricidad es una fuente energética con baja eficiencia (según el mix eléctrico actual en España). El cuadro 1 permite comparar los rendimientos de varias tecnologías.

El gráfico 3 refleja la tipología de instalaciones generadoras de electricidad que hay en España. Se aprecia un alto grado de instalaciones de ciclo combinado y renovables. Si a la potencia incorporamos las horas de trabajo al año obtenemos la energía generada.

3

Estrategia española de cambio climático y energía limpia 2007-2012-2020

El protocolo de Kioto cuantificó los objetivos de países industrializados en una reducción del 5,2% respecto de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) registradas en el año 1990. El objetivo para España es del +15% (respecto a la situación en 1990). Sin embargo, las emisiones de GEI en España aumentaron en el 2007 un 1,8% respecto al año anterior, con lo que se sitúan en un 52,3% respecto de los niveles de 1990 (año base fijado por el Protocolo de Kioto), según el informe Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España 1990-2007, presentado

Gráfico 2

Evolución del reparto y del consumo de energía primaria (ktep)

0

100

1980 2005

20

40

60

80

1985 1990 1995 2000

Transporte

Industria

Usos diversos

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

01980 20051985 1990 1995 2000

Nuclear

Hidráulica

Petróleo

Carbón

Gas natural

Fuente: Ministerio de Industria, Comercio y Turismo.

Cuadro 1

Eficiencia en la transformación de energía primaria en final para la electricidad en España

Transformación de energía Eficiencia %

Carbón 35,9

Fuelóleo 37,1

Nuclear 33,0

Gas natural 50,8

Renovables 79,0

Fuente: IDAE.


por Comisiones Obreras y el World Watch Institute (Rodrigo y Santamarta, 2008) (gráfico 4).

Los autores afirman que este incumplimiento obligará a España a pagar cerca de 4.000 millones de euros para poder comprar derechos de emisión en el mercado internacional y así cumplir el Protocolo de Kioto.

Por sectores, las emisiones totales en CO2 eq en España entre 1990 y 2007 han sido las siguientes:

• Sector energético. Es el mayor responsable del conjunto de las emisiones, pues en el 2007 representó el 78,7% del total, con un aumento del 63,4% respecto al año 1990. Las mayores emisiones se deben a la generación de electricidad (24,3%) y al transporte por carretera (22,9%), donde las emisiones se han duplicado desde 1990 (crecieron un 97% entre los años 1990 y 2007).

• Los procesos industriales distintos a la combustión, como la producción de cemento (3,9%), la industria química y la metalúrgica, representaron en el 2007 el 8%, con un aumento del 33% respecto al año base de 1990, inferior a la media. El resto del sector industrial representaba un 16,1% del total de las emisiones.

• La agricultura y la ganadería representan el 10,6% del total de las emisiones de GEI, con un aumento del 14% respecto al año base, muy inferior al de los otros sectores emisores.

• Los residuos representan el 2,9% del total de las emisiones de GEI, con un aumento del 74% respecto al año base. Las emisiones de metano son las más importantes.

La Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia Horizonte 200720122020 (EECCEL) tiene como objetivo prioritario que las emisiones de

Gráfico 4

Evolución de las emisiones de GEI en España (1990-2007)

160%

150%

140%

130%

120%

110%

100%

90%

Máximo permitido por Kioto (115%)Año base (100%)Emisiones brutas 2007 (152,35%)Lineal (emisiones brutas 2007, 152,35%)

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Fuente: Rodrigo y Santamarta, 2008.

Gráfico 3

Potencia en generación eléctrica instalada en España en enero de 2009 y mix eléctrico español de 2008

Potencia instalada Mix eléctrico

Otras renovables 12%

Fuel 6%

Carbón 13%

Nuclear 9%

Ciclo combinado 25%

Hidroeléctrica 19%

Eólica 16%

Otras renovables 11%

Fuel 1%

Carbón 25%

Nuclear 20%Ciclo combinado 24%

Hidroeléctrica 9%

Eólica 10%


GEI no superen el 37% respecto del año base. Para ello tendrán un papel protagonista las energías renovables. Las fuentes de energía han de ser significativamente más limpias que las utilizadas hoy en día y han de tener una rápida penetración en el mercado para que su efecto se deje notar.

4

Políticas de eficiencia energética en España

4.1

Estrategia Española de Eficiencia Energética 2004-2012 (E4)

Las líneas básicas de la E4 para potenciar la eficiencia energética en España pasan por:

• Incentivar la utilización de las energías renovables.

• Impulsar las centrales de generación de ciclo combinado de gas para producir electricidad.

• Promover el ahorro y la eficiencia energética mediante incentivos económicos.

• Potenciar la penetración de biocombustibles.

La E4 se articula mediante el Plan de acción 20052007 (PAE4) y 20082012 (PAE4+), que consta de medidas que afectan a siete sectores: industria, transporte, edificación, servicios públicos, equipamiento residencial y ofimático, agricultura y transformación de energía. La E4 ha supuesto una inversión en el trie nio 20052007 de 7.926,3 millones de euros, entre recursos privados y públicos (729,1 millones de euros, de los que la mitad han sido aportaciones de la tarifa eléctrica, 350,22 millones). Por sectores, el mayor volumen de ahorro energético previsto, un 44% del total, se localiza en el transporte: 3,1 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep).

Las principales medidas de la E4 son las siguientes:• Realización de auditorías energéticas en diversos

sectores industriales.• Implantación de planes de transporte en todas las

empresas y centros de actividad de más de 200

trabajadores, con el fin de reducir el uso del vehículo privado.

• Mejora de la gestión de las infraestructuras con el estricto control de la velocidad en las carreteras con objeto de optimizar el tráfico.

• Renovación del parque automovilístico (Plan Prever, sistema fiscal…).

• Aprobación del Código técnico de la edificación y del procedimiento de certificación energética de edificios.

• Sustitución de 7 millones de lámparas incandescentes por lámparas de bajo consumo.

• Renovación de las instalaciones de iluminación del sector terciario.

• Sustitución de 840.000 lámparas de vapor de mercurio por las de vapor de sodio en el alumbrado público exterior.

• Plan Renove de electrodomésticos, que ha supuesto la renovación de dos millones de aparatos en tres años.

El PAE4+ estima que generará entre el 2008 y el 2012 un ahorro de energía primaria acumulado de 87,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo (el equivalente al 60% del consumo de energía primaria en España durante el año 2006). La inversión total será de 22.185 millones de euros.

La metodología de trabajo de la E4 compara dos escenarios de futuro. Un escenario base, en el que se realiza una prospectiva sin modificar las tendencias alcistas de consumos energéticos. Y otro escenario, el de eficiencia u objetivo de la E4, en el que se incluyen los resultados de las medidas planteadas en la estrategia. La comparación de ambos escenarios lleva al ahorro potencial obtenible.

El consumo de energía primaria en este escenario de eficiencia de la E4 superará los 180 millones de tep en el 2012, lo que supone un incremento del consumo de energía final del 41,7%, de modo que se pasará de los 2,3 tep/hab del año 2000 a 3,2 tep/hab en el año 2012. Por lo tanto, se asume que aunque haya un mayor grado de eficiencia energética, el consumo final será mayor, por lo que se producirá la


divergencia de los estándares de sostenibilidad. El gráfico 5 muestra el reparto sectorial del consumo final de energía previsto en el año 2012 en los dos escenarios, y con ello los ahorros de energía estimados con la E4.

Sectorialmente, es la industria quien presenta, junto con la agricultura, un objetivo más reducido de ahorro (8,9% y 7,9%, respectivamente, de ahorro de energía primaria respecto del año base 2005), pues en algunas ramas industriales las entradas (in-puts) energéticas tienen un peso relevante en la estructura de costes, y se trata del sector en el que más mejoras de eficiencia se han introducido y en el que

más se ha controlado el crecimiento del consumo de energía.

En conjunto, el consumo final de energía en el año 2012 se sitúa en unos 126.000 ktep, con una tasa media de crecimiento del 2,8% anual desde el año 2000.

El coste de cada tCO2 eq evitadas por la E4 asciende a 111 euros y el coste de cada kWh de energía final ahorrado, a 0,038 euros.1 Se observa que las ventajas económicas del ahorro de energía son claras, pero las de ahorro de emisiones de GEI son muy pequeñas, dado el alto coste que tienen asociado. Por lo tanto, se requiere un cambio de modelo, pues los modelos actuales son insostenibles también desde el punto de vista económico.

El consumo de energía primaria en el periodo 20002012 se incrementará un 39% si se cumple el escenario de eficiencia, y si consideramos el incremento total en el periodo 19902012 será del 101%. Sin las acciones promovidas por la E4, este incremento sería de un 109%. La mejora en la productividad, las nuevas tecnologías, la implantación de energías renovables y una I+D adecuada deben incentivar hitos de disminución de consumos en términos absolutos.

Son necesarias, por lo tanto, otras acciones que apoyen las iniciadas en esta estrategia para conseguir un resultado de ahorro y eficiencia.

1. El ahorro de energía final de 66.360 ktep (kilotoneladas equivalentes de petróleo) equivale a 771.803.666.666 kWh.

Gráfico 5

Consumo de energía final en el 2012 por sectores

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

-20.000Industria

Escenario base Escenario de eficiencia Objetivo de ahorro

Transporte Usos diversos Total

48.840 46.489

-2.351

52.80548.016

-4.789

34.190 31.506

-2.684

135.835126.011

-9.824

Fuente: E4.

Cuadro 2

Objetivos más importantes de laE4

Plan de acción de la E4+ 2005-2012

Ahorro energético Emisiones evitadas(ktCO2)

Inversión total(k€)Final (ktep) Primaria (ktep)

Industria 18.166 25.764 61.607 2.160.179

Transporte 35.320 38.747 121.962 2.905.864

Edificios 8.660 16.788 39.529 16.766.008

Equipamiento residencial y ofimático 2.009 5.255 11.725 3.325.522

Agricultura 1.454 1.698 5.285 1.192.648

Servicios públicos 750 1.930 4.227 1.725.194

Transformación de la energía 0 9.758 26.258 1.989.756

Total 66.360 99.940 270.593 30.065.171


4.2

Plan de energías renovables 2005-2010

El ahorro y la eficiencia energética han de ir de la mano de la transformación limpia de la energía primaria en energía final. En el año 1999, el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energía (IDAE) puso en marcha el Plan de fomento de las energías renovables 19992010 (PFER) con el propósito de que las fuentes renovables llegaran a cubrir en el año 2010 como mínimo el 12% de la demanda total de energía primaria, en consonancia con un escenario general de ahorro energético.

Si bien desde la aprobación del Plan, en el periodo 20002004, el consumo global de energías renovables aumentó de forma significativa en 2,7 Mtep a escala nacional, este crecimiento se consideró insuficiente para alcanzar los objetivos del PFER, ya que sólo suponía un cumplimiento del 28,4% del objetivo de incremento global.

Por ello, en agosto de 2005 se aprobó un nuevo Plan de energías renovables 20052010 (PER) con el propósito de reforzar los objetivos prioritarios de la política energética, que son la garantía de la seguridad y calidad del suministro eléctrico y el respeto al medio ambiente, y con la determinación de dar cumplimiento a los compromisos de España en el ámbito internacional y europeo.

De acuerdo con el contexto energético más probable, el denominado escenario “tendencial”, los objetivos del PER 20052010 apuntan a que el 12,1% del consumo de energía primaria en el año 2010 sea abastecido por energías renovables, además de una producción eléctrica con estas fuentes del 30,3% del consumo bruto de electricidad y un consumo de biocarburantes del 5,83% sobre el consumo de gasolina y gasóleo para el transporte en ese mismo año.

Para cumplir los objetivos anteriormente mencionados, el PER establece la puesta en marcha y/o el mantenimiento de un conjunto de medidas para las distintas áreas tecnológicas, entre las que cabe destacar las siguientes:

• En el área eólica, la revisión de la planificación del sector de la electricidad y el desarrollo de centros de coordinación de parques eólicos que agrupen instalaciones de una misma empresa o de un determinado ámbito territorial.

• En el área hidroeléctrica, se propone el mantenimiento de las condiciones del Real decreto 436/2004, así como el fomento de concursos públicos en infraestructuras del estado y aprovechamiento de los caudales ecológicos.

• Con respecto a la energía solar térmica, las principales medidas son la aprobación del Código técnico de la edificación y la aplicación de apoyos públicos a las inversiones. En el área solar termoeléctrica, se propone incrementar el límite del marco legal hasta los 500 MW. Asimismo, en el área solar fotovoltaica se propone mantener las primas establecidas en la actualidad.

• En el área de la biomasa, se plantea apoyar la tecno logía de cocombustión y la autorización de pri mas superiores para la generación eléctrica con biomasa.

• Por último, en el área de biocarburantes, se propone extender el esquema actual de incentivos fiscales.

5

Las políticas de eficiencia energética en la UE

Una vez analizadas las políticas energéticas realizadas en España, conviene contextualizarlas con los objetivos más importantes para el 2020 de la UE25, que se resumen en los siguientes:

• Reducir en un 20% las emisiones de gases de efecto invernadero comparadas con las del año 2005 (y en un 30% si hay un acuerdo global entre países).

• Incrementar la participación de las fuentes renovables al 20% del mix energético (incluyendo un 10% de biocarburantes).

• Mejorar la eficiencia energética ahorrando el 20% del consumo de energía primaria.


Las políticas que está implantando la UE para lograr los objetivos del año 2020 son el ahorro energético, la sustitución de combustibles fósiles, la utilización de las energías renovables y la energía nuclear, y la captura y almacenamiento de CO2.

La UE ha realizado el análisis de las tecnologías disponibles hasta el año 2050 que se observa en el gráfico 6. Desde el lado de la demanda, es decir, desde el lado de la eficiencia energética hay mucho por hacer en el sector de la edificación, el transporte e industrial. El potencial es bastante grande. Desde el lado de la oferta, hay una gran variedad de opciones, muchas de ellas ya avanzadas, como la fisión nuclear y la energía eólica. Otras tecnologías están bastante más maduras, como la hidráulica y la cogeneración. A medio plazo en el horizonte del 20202030 aparecen como grandes sustitutos de estas tecnologías la captura y almacenamiento de CO2; la solar para la generación eléctrica, tanto fotovoltaica como de concentración, y para la generación de calor, colectores térmicos y ciclos de absorción de frío, y aprovechamientos geotérmicos. Un poco más lejanas en el tiempo, se sitúan en pequeña escala los aprovechamientos geotérmicos para la generación de electricidad y la energía marina de las olas.

6

Eficiencia energética y ecoeficiencia

Valero (1994) define eficiencia como la cantidad de output obtenido por unidad de input utilizado, y el coste, como la inversa de la eficiencia, es decir, la cantidad de inputs necesarios para obtener una unidad de output.

La definición más básica de eficiencia energética se deriva de la primera ley de la termodinámica y de la relación entre las medidas de energía útil (Berndt, 1978; Patterson, 1996). Cuando el calor residual y otras pérdidas se tienen en cuenta, la eficiencia se convierte en el 100%, ya que la energía no “desaparece”, pero se degrada, pasa de una forma disponible a otras formas menos disponibles. Por ejemplo, la energía en forma de vapor de alta presión puede realizar más trabajo útil que la misma cantidad de energía en forma de calor a baja temperatura. El concepto de exergía proporciona una medida general de la capacidad para llevar a cabo un trabajo útil y puede ser aplicado tanto a las entradas como a las salidas de procesos de conversión. La exergía de un portador de energía puede ser diferente de su calor contenido (energía), aunque

Gráfico 6

Tecnologías para alcanzar la sostenibilidad en los sistemas energéticos

Hoy Hacia un sistema energético sostenible

Ret

os p

ara

su im

plem

enta

ción

2050+

Tecnologías al lado de la demandaTecnologías al lado de la ofertaTransporte

Captura decarbono yalmacenaje

Energíahidráulica

Viento

Eficienciaenergética enedificios

Fisión Eficienciaenergéticaen la industria

Biocombustibles

Co-generación

Calefacción yrefrigeración solar

Calefaccióngeotérmica

Energía solarfotovoltaica

Energía solarconcentrada

Coches dehidrógeno

Oleaje

Energíageotérmica

Fusión

Eficienciaenergética enel transporte

Horizonte temporal


ambos se miden en kWh. La exergía se consume en los procesos de conversión.

El concepto de exergía conduce a una segunda definición de la eficiencia energética, basada en la segunda ley de la termodinámica. La eficiencia medida, según esta segunda definición, es con frecuencia más pequeña que la primera, y sugiere un mayor potencial de mejora. Por ejemplo, según la definición derivada de la primera ley de eficiencia, un equipo de calefacción con resistencia eléctrica por efecto Joule puede tener una eficiencia superior al 99%. Sin embargo, con la segunda ley disminuye hasta el 5%, debido a que la electricidad consumida con alto contenido energético se convierte en calor en el ambiente de muy bajo contenido energético. Esta segunda definición suele aplicarse en niveles tecnológicos altos, como puede ser un proceso industrial, más que a un consumidor final o individuo de un sector.

El planteamiento de un modelo energético ecoeficiente debe realizarse desde cuatro enfoques fundamentales, los cuatro “pro”:

• Productos: este enfoque trata de analizar la eficiencia del producto en todo su ciclo de vida, desde las materias primas que entran en su proceso de fabricación, hasta el uso en la vida útil del mismo y los residuos generados en su desecho.

• Procesos: los procesos de fabricación de bienes y servicios tienen un grado de mejora que es necesario aprovechar para optimizarlos mediante la aplicación de nuevas tecnologías, nuevas técnicas de fabricación, y la mejora en la gestión de los re cursos. Con ello se consigue ahorro y eficiencia energética.

• Procedimientos: las medidas en productos y procesos hay que validarlas mediante una metodología y unos procedimientos que sirvan para distintos sectores, de manera que el conocimiento de las mejores técnicas disponibles2 (MTD) llegue a todos los agentes interesados sin necesidad de una gran especialización.

2. Los documentos que recogen estas MTD en el ámbito europeo son los denominados documentos BREF; hay 33 documentos aprobados ya por la Comisión Europea y actualmente están en revisión 9 de ellos. Pueden consultarse en http://www.mma.es/portal/secciones/calidad_contaminacion/ipcc/mtd.htm

• Promoción y difusión de medidas para obtener el máximo efecto multiplicador posible.

La conciencia medioambiental es fundamental a la hora de gestionar cualquier empresa de modo medioambientalmente sostenible. Los recursos consumidos y los residuos producidos deben minimizarse, con la intención de reducir el impacto sobre el medioambiente y conseguir así, al mismo tiempo, reducir los costes económicos de explotación de la empresa. Este concepto se denomina ecoeficiencia.

El término ecoeficiencia fue acuñado por el World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) en su publicación del año 1992 Changing Course, según el cual una empresa se puede considerar ecoeficiente “cuando es capaz de ofertar productos y servicios a un precio competitivo, que satisfacen necesidades humanas, incrementando su calidad de vida y reduciendo progresivamente el impacto medioambiental y la intensidad del uso de recursos a lo largo de su ciclo de vida, al menos hasta el nivel de capacidad de carga del planeta”, es decir, cuando es capaz de producir más con menos.

La ecoeficiencia debe estimular la creatividad y la innovación, en la búsqueda de nuevas maneras de hacer las cosas. Las oportunidades de ecoeficiencia pueden salir en cualquier punto a lo largo de todo el ciclo de vida del producto. De hecho, las oportunidades para la ecoeficiencia se pueden encontrar en la reingeniería de los procesos, en la valoración de los coproductos (ecología industrial y logística inversa), en el rediseño de sus productos (herramientas de ecodiseño y análisis de ciclo de vida) y en el replanteamiento de los mercados (funcionalidad de los productos, economía de los servicios…).

7

Herramientas de ecoeficiencia

7.1

Análisis de ciclo de vida

Para lograr la minimización del impacto medioambiental, la gestión empresarial debe realizarse tenien


do una visión global del proceso, desde la cuna hasta la tumba, de manera que se conozcan los recursos consumidos por unidad de producto y los residuos que se generan. Esta perspectiva sólo se alcanza con el análisis del ciclo de vida (ACV), que constituye una herramienta de gestión medioambiental para alcanzar la ecoeficiencia.

La metodología ACV, que analiza el producto desde el origen hasta el final, es la herramienta más eficaz de ayuda a diseñadores y empresas para identificar oportunidades de mejora ambiental para sus productos y procesos.

7.2

El ecodiseño de productos

El ecodiseño puede definirse como el conjunto de acciones orientadas a la mejora medioambiental de un producto en la etapa inicial de diseño, mediante la mejora de la función que desempeña, la selección de materiales con menos impacto para su fabricación, la aplicación de procesos de mínimo impacto ambiental, la mejora en el transporte y en el uso del producto, y la minimización de los impactos en la disposición final del producto.

Keoleian et al. (1993) y Montmany y Rieradevall (2005) presentaron un conjunto de estrategias generales de diseño para cumplir los requerimientos ambientales que aparecen resumidos en el cuadro 3.

7.3

La logística inversa

La logística inversa gestiona el retorno de las mercancías a la cadena de suministro de la forma más efectiva y económica posible. De este modo, se encarga de la recuperación y reciclaje de envases, embalajes y residuos peligrosos, así como de los procesos de retorno de excesos de inventario, devoluciones de clientes, productos obsoletos e inventarios estacionales. Incluso se adelanta al fin de la vida del producto, con objeto de darle salida en mercados de mayor rotación.

Rogers y TibbenLembke (1998) muestran algunas cifras para el estado real de la importancia de la logística inversa. Los costes de logística se estima que representan aproximadamente el 10,7% de la economía de los Estados Unidos. De ellos, la logística inversa representa aproximadamente el 4% y el 0,5% del total del PIB de los Estados Unidos.

A modo de ejemplo, hay que destacar que el volumen total de residuos que generan en España el sector automovilístico, el de electrodomésticos de línea blan

Cuadro 3

Estrategias generales de diseño

Categoría Estrategia

Extensión de la vida del producto

DurabilidadAseguramiento de la adaptabilidadIncremento de la fiabilidadExtensión de las opciones de servicioSimplificación del mantenimientoFacilidad de reparaciónPermiso de refabricaciónFacilidad de reutilización

Reducción del impacto ambiental

Facilidad del reciclajeUtilización de materiales reciclados

Selección del material

Sustitución de materiales tóxicosReciclabilidadUso de recursos renovablesDisminución del peso y del volumen

Conservación de recursos

Reducción del consumo de materialesUso de energías renovablesAtemporalidad

Generación del producto

Sustitución por procesos más eficientes en el uso de energía y materialesMejora del control de procesoControl de inventariosDisminución de emisionesTratamiento adecuado

Distribución eficiente

Optimización del transporteReducción de envases y embalajesUtilización de otros materiales de embalajeUtilización de nuevos combustibles más respetuosos con el medio ambiente

Mejora de la gestión

Valorización energética de los residuosProveedores más responsablesEcoetiquetado y publicidad

Fuente: adaptado de Keoleian et al. (1993) y Montmany y Rieradevall (2005).


ca y de línea marrón, y el de tecnologías de la información asciende a más de 1.200.000 toneladas anuales. De ellas, 780.000 son metales y más de 100.000 corresponden a plásticos y vidrios.

En la empresa moderna es usual ver que ésta recupera productos o materiales de sus clientes, ya sea para revalorizarlos o como servicio de postventa. Este proceso inverso fue llamado logística inversa por Luttwak (1971), y hoy forma parte de una tendencia, la cadena de suministro inversa, en la que los fabricantes diseñan procesos eficaces para reusar sus productos (Guide y Van Wassenhove, 2002).

7.4

La economía de los servicios

Esta estrategia consiste básicamente en no vender productos industriales, sino el servicio que dichos productos prestan. Por ejemplo, una empresa dedicada a la producción de lavadoras, ofrecería un servicio de lavandería, en el que se responsabilizaría del correcto funcionamiento, mantenimiento y eventual retirada de la lavadora, ya que sería propiedad de la empresa y no del cliente.

El ofrecer servicios a los clientes motiva a las empresas a fabricar productos duraderos, de alta calidad, fácilmente reparables y actualizables conforme mejora la tecnología, y en los que sea cómoda y barata la reutilización de componentes para la fabricación de nuevos productos que poner al servicio de sus clientes aplicando procesos de logística inversa.

7.5

La ecología industrial

El análisis de los flujos de energía y materiales de la economía es un aspecto ampliamente estudiado por la economía ecológica (GeorgescuRoegen, 1971; Martínez y Roca, 2000) y, concretamente, el análisis del metabolismo industrial es estudiado por la ecología industrial (Ayres y Simonis, 1994). La ecología industrial observa el funcionamiento de los procesos productivos industriales como sistemas abiertos y, por lo

tanto, en cierto grado insostenibles. Según Ayres y Simonis (1994), un sistema es cerrado si no hay recursos o vertederos externos. En este sentido, la Tierra es un sistema cerrado. Un ciclo cerrado de flujos puede ser sostenido indefinidamente sólo por medio de un flujo continuo de energía libre. Ello se deriva de la segunda ley de la termodinámica, que indica que la entropía global se incrementa en cada proceso reversible. Un sistema industrial es un sistema abierto en el que los nutrientes son transformados en desechos, pero no son significativamente reciclados.

Los problemas medioambientales creados por las industrias tienen su origen en el uso de procesos de producción lineales, basados en la extracción de materias primas y combustibles fósiles, el procesado de las materias y energía, y la devolución de los residuos a los sistemas naturales. En contraposición, los metabolismos circulares proporcionan un modelo de sistema industrial para una economía sostenible y productiva. Estos metabolismos tienen carácter renovable, y sin residuos, ya que en esta economía cíclica natural cada residuo de un proceso se convierte en la materia prima de otro, y así los ciclos naturales se cierran. Esta es la base de la ecología industrial que constituye, por lo tanto, un nuevo enfoque del diseño industrial de productos y procesos, y de la implementación de nuevas estrategias sostenibles de fabricación.

8

Sector industrial

Uno de los graves fallos del modelo de crecimiento de la economía española y de su pérdida de productividad es su ineficiencia energética. En el caso de España, el aumento experimentado en el consumo de energía final (CEF) entre los años 2001 y 2004 ha si do del 14,7%, mientras que el VAB industrial ha cre cido a un ritmo de un 9,4%, lo que da señales de un empeoramiento del indicador de intensidad energética de la industria, indicador que mide la eficiencia del sector industrial en lo que a consumo energético se refiere.


En el gráfico 7 se aprecia el escaso peso energético en la estructura de costes de la industria, salvo en el sector de pasta y papel, y por lo tanto constituye una primera explicación de por qué no hay mayor eficiencia energética en el sector industrial en España.

Así, en el sector siderúrgico, gran consumidor energético, la energía eléctrica representa un 7% en su estructura de costes, y el resto de combustibles, un 2,3%. En el sector del papel, incluyendo la energía primaria usada en las cogeneraciones, la electricidad representa un 8%, y el resto de combustibles, un 10%.

El coste de las materias primas en muchos de ellos es elevado, medioambientalmente valoradas como coste de extracción. Carpintero (2005) señala que los sectores económicos que más contribuyen al crecimiento económico son los que proporcionalmente generan mayor contaminación.

Históricamente, la eficiencia industrial crece en España a una tasa muy baja, un 0,5% anual. En el año 2007, tres sectores acaparaban el 55% del consumo industrial total: minerales no metálicos, siderurgia y fundición, y químico (gráfico 8).

Es necesario matizar los datos del gráfico 8. La industria de la madera, corcho y muebles, y la de pasta, papel e impresión consumen más del 10% del total

del sector industrial. En parte, esto es debido a que la mayor parte de las instalaciones de cogeneración están en estos sectores. Estos sistemas son grandes consumidores de energía, lo que hace aumentar drásticamente las emisiones generadas. Sin embargo, la cogeneración es uno de los sistemas más eficientes de generación conjunta de electricidad y calor, y por lo tanto hay que potenciar su desarrollo e implantación. Este dato sirve para reflexionar sobre si el sistema de contabilidad de consumos energéticos e imputación de emisiones de GEI ha de ser en origen (en los procesos), o en destino (en los productos finales), y si hay que aplicarlo al consumidor de la energía o al generador. Las dobles contabilidades han de ayudar a la toma de decisiones en aspectos como éste. No hay que medir sólo en el foco emisor, sino a lo largo de todo el ciclo de vida del producto.

Por fuentes energéticas, el principal consumo de energía en el sector industrial lo representa el gas natural, con un 42,7% (13.292 ktep); seguido de la electricidad, que supone un 29% (9.021 ktep), y con

Gráfico 7

Distribución de costes en distintos sectores de la industria española

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Siderurgia Pasta

y papelPanadería Lácteos Cervecera Cuero y

calzado

Otros gastos Aprovisionamientos Amortizaciones

Electricidad Combustibles Personal Materias primas

Fuente: E4 (2004-2012).

Gráfico 8

Distribución del consumo energético en el sector industrial en España

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Min

eral

es n

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trac

tiva

Con

stru

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Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2007.


menor importancia relativa de los productos petrolíferos, 16,1% (5.013 ktep); el carbón, 7,7% (2.395 ktep), y finalmente las energías renovables, que aumentan lentamente como fuente de energía final para la industria. La suma de las energías renovables consideradas (algo de solar térmica –1,29 ktep– y casi todo de biomasa) asciende a 1.352 ktep, el 4,3%.

A escala nacional, el sector industrial representa el 15% del empleo total, con 3.123.100 empleados, lo que genera un VAB de 132.419 millones de euros, cifra que supone también un 15% del VAB nacional. Además, este sector es responsable del 24,4% de las emisiones de GEI totales. En España existen 3.174.393 empresas (2008), el 93,9% de las cuales son empresas sin asalariados o microempresas.

Cuatro sectores de las actividades empresariales sustentan casi dos terceras partes del total de actividades empresariales: el comercio (23,8%), las actividades inmobiliarias (19,5%), la construcción (14,1%) y la hostelería (8,9%), y ninguna de ellas está clasificada como empresa industrial, que por su parte tiene una participación de sólo el 7,6%, lo que representa el menor porcentaje en las actividades empresariales.

8.1

Hacia un nuevo modelo energético industrial

Los objetivos que necesariamente se han de cumplir para conseguir un nuevo modelo son los siguientes, todos ellos derivados del concepto de ecoeficiencia:

• Fomentar la utilización del ecodiseño en el sector industrial.

• Impulsar, promocionar e implantar la economía de los servicios en la economía.

• Implantar la ecología industrial en los polígonos existentes y los de nueva promoción.

• Aprovechar las oportunidades de la logística inversa en nuestro territorio.

• Sistematizar el uso del análisis de ciclo de vida de los productos.

• Fomentar el consumo racional y eficiente de la energía.

• Fomentar la robustez y la durabilidad de los productos.

• Informar y divulgar al consumidor final sobre aspectos medioambientales del producto que compra. Etiquetado energético de los productos.

• Adecuar la normativa de las instalaciones en régimen especial conectadas a red para facilitar la incorporación de pequeñas instalaciones en los polígonos industriales que potencien las energías renovables y la generación distribuida.

En el sector industrial, parte de la energía final consumida lo es como materia misma en los procesos productivos (aproximadamente el 26,0% de la energía final consumida en el año 2000). Los subsectores químico (5.711 ktep) y de la construcción (2.021 ktep) representan el 85% de la utilización de los productos energéticos como materia prima. Aún siendo significativo este consumo de energía final para usos no energéticos, la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética no se ha marcado objetivos de ahorro sobre el mismo.

8.2

El papel de las energías renovables en la industria española

La viabilidad económica de las energías renovables suele evaluarse a partir de un balance económico que considera la inversión que hay que realizar y los costes e ingresos de explotación.

Sin embargo, también existen costes y beneficios externos que en la actualidad no se consideran al evaluar la viabilidad del proyecto (el caso más ilustrativo es el del beneficio sobre el medioambiente, aunque también hay que destacar la independencia energética del exterior, la vertebración del territorio, la creación de puestos de trabajo, el desarrollo de tecnología propia…), pero que de internalizarse y ser cuantificados en términos económicos inclinarían claramente la balanza hacia el lado de las renovables.

La mejora de las tecnologías de las energías renovables y la reducción de sus costes repercuten positi


vamente sobre la actividad industrial. Por ejemplo, el aprovechamiento energético de los residuos de tipo orgánico (biomasa residual) o las aplicaciones de la solar térmica de baja temperatura en empresas del sector agroalimentario ofrecen la posibilidad de incrementar sus beneficios como resultado de reducir su consumo de combustibles fósiles. Dado que son los dos aprovechamientos más típicos en la industria, en los siguientes apartados analizamos ambos casos.

8.2.1

Energía solar

La energía solar es una fuente de energía inagotable a escala humana que permite plantear múltiples posibilidades de utilización. Las tres formas de aprovechamiento más habituales son la energía solar térmica, la solar termoeléctrica y la solar fotovoltaica.

La energía solar térmica consiste en la captación de la radiación del Sol y su transformación en calor para su aprovechamiento en diversas aplicaciones mediante los captadores solares.

Un captador solar es un dispositivo capaz de captar la energía que aporta la radiación solar y utilizarla para calentar un fluido (generalmente agua con anticongelante) a una cierta temperatura. La aplicación más generalizada de la energía solar térmica es complementar la producción de agua caliente, y es capaz de cubrir hasta un 70% de las necesidades térmicas a lo largo del año. Por lo tanto, lo habitual es que este tipo de sistemas sirva de apoyo a un sistema energético convencional (caldera, calentador, etc.).

Aunque menos extendida, la energía solar térmica también se utiliza como apoyo a instalaciones de calentamiento de piscinas exteriores o cubiertas, instalaciones de calefacción por suelo radiante (ya que requieren temperaturas más bajas que los sistemas de radiadores convencionales) o instalaciones de producción de frío por medio de equipos de absorción, capaces de aprovechar el calor producido por los captadores durante los meses de verano y convertirlo en frío.

Los sistemas de energía solar térmica se utilizan en su mayor parte en el sector terciario (66% en el

sector doméstico y 28% en el sector de los servicios) para aporte de agua caliente sanitaria en los servicios domésticos que abastecen.

Los ingresos económicos que se obtienen son los derivados del ahorro de combustible sustituido. Normalmente dicho combustible es gasóleo C, gas natural o electricidad. Así, para un sistema que abastece un consumo anual de unas 20.000 termias al año (unos 40 m2 de superficie colectora), correspondiente por ejemplo a un edificio multifamiliar o de viviendas en bloque de 25 viviendas con una ocupación de 100 personas, el retorno de la inversión (pay back) oscila entre los 16 y 19 años, dependiendo del combustible utilizado (gas natural, gasóleo o electricidad). Cuando el tamaño aumenta hasta un consumo de 350.000 termias anuales (600 m2 de superficie colectora), por ejemplo, de un hotel de cuatro estrellas con 450 camas aproximadamente, se obtiene un periodo de retorno de la inversión de 13 años y una TIR de proyecto del 6% para el caso del gas natural y del 7% para el caso del gasóleo C.

8.2.2

Biomasa

Entre las energías renovables que se utilizan en los procesos productivos del sector industrial, destaca el uso de productos de origen orgánico (vegetal, animal o procedente de su transformación) para producir energía. Productos tan diferentes como la paja de cereal, los purines, las cáscaras de almendra, los lodos de depuradora y la leña se agrupan bajo el término genérico de biomasa.

La característica común de todos ellos es que la energía contenida en los mismos es energía solar almacenada directa o indirectamente a través de un proceso reciente de fotosíntesis. Los principales usos energéticos de la biomasa son la generación de calor (agua o aire caliente, vapor, etc.), de electricidad o de carburantes.

Hay dos beneficios medioambientales de la biomasa que son distintivos de esta fuente de energía. En primer lugar, a diferencia de los combustibles fósiles,


la combustión de la biomasa no contribuye a aumentar la concentración de gases de efecto invernadero, porque el dióxido de carbono que se libera forma parte de la atmósfera actual (es el que absorben y liberan continuamente las plantas durante su crecimiento) y no del subsuelo, capturado en épocas remotas, como el carbón, el gas o el petróleo. En segundo lugar, el aprovechamiento energético de la biomasa supone en muchas ocasiones convertir un residuo en un recurso.

Son importantes por su cuantía los residuos obtenidos en empresas de primera transformación de la madera (aserraderos y fábricas de tableros), los generados en la extracción de aceite de orujo de aceituna y los obtenidos en la elaboración de frutos secos (cáscara de almendra). La utilización de estos restos es muy variable, aunque de forma general es la biomasa residual más aprovechada. En estos casos la estacionalidad se debe a las variaciones de la actividad industrial que los genera.

La energía que se obtiene a partir de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (RSU) es otro tipo de biomasa. Hay plantas de tratamiento de RSU en las que, tras una etapa de clasificación, la fracción orgánica se incinera en un horno y se produce vapor tanto para calentar edificios como para generar electricidad. En los vertederos, la descomposición de la biomasa genera un gas rico en metano (biogás o gas de vertedero), que se puede recoger para poder utilizarlo como combustible en motores de gas.

La biomasa residual húmeda engloba las aguas residuales de origen orgánico, resultado de la actividad humana en las mismas ciudades, las instalaciones agropecuarias y las industrias. Se suele someter a tratamientos biológicos que producen tres beneficios: el aprovechamiento energético de la biomasa, la disminución de su carga contaminante y la generación de subproductos con un gran valor fertilizante. El proceso de conversión de la biomasa residual húmeda es la digestión (anaerobia para aguas con altas concentraciones de materia orgánica y aerobia para aguas no muy cargadas). La digestión produce un gas con un alto contenido en metano que se conoce como biogás y que se usa como el gas natural.

Cuando se desea generar energía con biomasa, se puede optar por diferentes sistemas tecnológicos. La elección entre uno y otro depende de las características de los recursos, de la cuantía disponible y del tipo de demanda energética requerida.

El gráfico 9 esquematiza los diferentes sistemas de conversión de la biomasa (además de los productos obtenidos y sus principales usos), entendiendo la biomasa como la extracción de su potencial energético o su transformación en un producto valioso desde el punto de vista energético, como es el caso de los biocarburantes.

En general, los sistemas comerciales que hay en el mercado para el aprovechamiento de la biomasa residual seca se basan en procesos de conversión termo

Gráfico 9

Sistemas de conversión de biomasa

Conversióntermoquímica

Pirólisis

Gasificación

Combustión

Conversiónbiológica

Fermentación

Digestión

Productos

Bio-aceite

Gas de síntesis

Calor

Usos

Calor

Electricidad

TransporteEtanol

Biogás

BiodiéselTransesterificación


química. Estos procesos inician ciertas reacciones químicas mediante el aporte de calor. Hay tres tecnologías diferentes: pirólisis, gasificación y combustión.

Desde un punto de vista económico, hay dos casos muy comunes que se usan en la industria: la utilización de biomasa como combustible en calderas para calefacción o calderas industriales, y la cogeneración con biomasa en pequeñas instalaciones.

Biomasa para usos térmicos

Los costes iniciales de una instalación de biomasa son distintos según la potencia nominal de que se trate, pero en todo caso son superiores al de una instalación convencional de gas natural (del orden del doble) y algo mayores al de una instalación de gasóleo. Sin embargo, el coste del combustible es bastante más bajo que el de fuentes de energía fósil, como el gasóleo o el gas natural. En el cuadro 4 se muestran los parámetros característicos de una instalación tipo de biomasa.

Estos datos se contrastan con los obtenidos de otras instalaciones que utilizan combustibles fósiles (cua

dro 5) para analizar de manera aproximada la ventaja comparativa desde el punto de vista económico de la biomasa frente a otras tecnologías.

Analizando los dos casos, el resultado de la comparativa arroja una recuperación de la sobreinversión en calderas de biomasa de 7 años con respecto al caso del gas natural, y de 3 años con respecto al caso del gasóleo C. A partir de ahí, las diferencias son positivas hacia la biomasa. El análisis incremental a partir de la TIR (flujo de caja o cash flow anual de combustible fósil menos flujo de caja anual de biomasa) tiene como resultado una rentabilidad del 17% cuando se trata de gas natural y del 43% cuando se trata de gasóleo C.

Biomasa para usos eléctricos

Una de las aplicaciones más usuales de la biomasa son las instalaciones de cogeneración para la producción conjunta de calor y electricidad. Se pueden utilizar como biomasa los residuos agrícolas, los forestales, los de industrias agropecuarias, o biomasa específica para este fin, como son los cultivos energé

Cuadro 4

Caracterización de un sistema de calefacción doméstica con biomasa

Potencia bruta 1.000 kW IPC estimado 3%

Vida útil 20 años Inversión 200 €/kW

Horas operación anual 1.000 horas/año Costes de operación y

mantenimiento3 c€/kWh

Producción neta 65 tep/año Rendimiento global 75%

Recursos propios 100% PCI combustible 3.000 kcal/kg

Incremento anual de costes de explotación IPC

Cuadro 5

Caracterización de un sistema de calefacción doméstica con combustible fósil

Potencia bruta 1.000 kW IPC estimado 3%

Vida útil 20 años Inversión 100 €/kW

Horas operación anual 1.000 horas/año Costes de operación y

mantenimiento4,5 c€/kWh (gas nautral)

7 c€/kWh (gasoil)

Producción neta 70 tep/año Rendimiento global 82%

Recursos propios 100% PCI combustible 10.000 kcal/m3

Incremento anual de costes de explotación IPC


ticos, con propiedades en su composición química y con poder calorífico adecuado para la combustión en caldera.

Según el tipo de combustible utilizado, los ingresos por kWh generado y vendido a la red son distintos. El análisis económico ofrece resultados muy positivos, con periodos de retorno de la inversión de 4 años y tasas de rentabilidad mayores del 25%. Por el contrario, la tecnología utilizada es en ocasiones poco madura, por lo que las averías y los imprevistos surgen con más frecuencia de la esperada, y las horas anuales de operación estimadas disminuyen a la vez que la vida útil de los equipos.

Otra forma cada vez más desarrollada de producir electricidad es mediante la utilización de biogás generado en digestores, a partir del tratamiento de residuos biodegradables (fundamentalmente ganaderos), de lodos de estaciones depuradoras de aguas residuales, de efluentes industriales y de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos. El tamaño de las instalaciones a partir del cual se puede considerar viable la

producción térmica o eléctrica con biogás es generalmente grande.

En el sector industrial, el biogás es comúnmente aplicado en empresas cerveceras, azucareras, alcoholeras, lácteas, oleicas, etc. Por su parte, en el sector ganadero se requieren grandes extensiones de explotaciones intensivas y, debido a la competencia de otras tecnologías, como el secado de purines mediante gas natural, el biogás se utiliza muy poco en la actualidad.

En el cuadro 7 podemos ver los parámetros que se considerarán para el estudio de viabilidad de una planta tipo de generación eléctrica con biogás.

Analizando estos datos en una cuenta de resultados, obtenemos una TIR del proyecto del 30% y un periodo de recuperación de unos 4 años. Como se ve, los datos económicos son muy interesantes. Sin embargo, las condiciones de garantía de abastecimiento de materia prima para la generación de biogás, así como los posibles incrementos en los costes de explotación o disminución de horas de trabajo, debido a problemas

Cuadro 6

Caracterización de un sistema de generación eléctrica con cultivos energéticos

Potencia bruta 5.000 kW Ingresos explotación (tarifa fija 2008) 15,1501 c€/kWh

Vida útil 20 años Incremento anual del precio de la

energía

IPC-0,25 (hasta 2012)

IPC-0,5 (desde 2012)

Horas operación anual 7.500 horas/año IPC estimado 3%

Producción eléctrica 37.500 MWh/año Inversión 1.800 €/kWh

Recursos propios 100% Costes de operación y

mantenimiento7 c€/kWh

Incremento anual de costes de explotación IPC Rendimiento global 22%

Cuadro 7

Caracterización de un sistema de generación eléctrica con biogás

Potencia bruta 2.000 kW Ingresos explotación (tarifa fija 2008) 10,2935 c€/kWh

Vida útil 20 años Incremento anual del precio de la

energía

IPC-0,25 (hasta 2012)

IPC-0,5 (desde 2012)

Horas operación anual 7.000 horas/año IPC estimado 3%

Producción eléctrica 14.000 MWh/año Inversión 1.500 €/kWh

Recursos propios 100% Costes de operación y

mantenimiento2,5 c€/kWh

Incremento anual de costes de explotación IPC Rendimiento global 27%


de operación y mantenimiento por la dificultad del tratamiento de los residuos, generan incertidumbres que hacen necesarias rentabilidades altas para que haya promotores dispuestos a desarrollar este tipo de proyectos.

9

Conclusiones

Con el avance en el desarrollo de los países, cada vez son más acuciantes los problemas en el medio ambiente y se hace imprescindible su protección desde todos los sectores. Las iniciativas a favor de un desarrollo sostenible han generado actuaciones concretas, como por ejemplo la serie de normas ISO 14000 sobre gestión ambiental de empresas, las ISO 14040 so bre estandarización de análisis de ciclos de vida, las reglamentaciones de la Unión Europea EMAS (Eco-Management and Audit System), o planes de la Administración, como la Estrategia Española de Eficiencia Energética 20042012 y el Plan de energías renovables 20052010 en nuestro país.

En un futuro, una gran parte de la gestión medioambiental de las empresas tendrá lugar en la interfase entre empresa y consumidor. A través de la elección de productos de menor impacto ambiental, el consumidor tendrá la posibilidad de influir sobre los fabricantes para que éstos diseñen/fabriquen productos con el mínimo impacto ambiental posible. De este modo, las características medioambientales de un producto pasarán a ser un factor decisivo, como lo son el precio o la calidad.

Prácticamente todas las medidas e iniciativas llevadas a cabo por los distintos países se fundamentan en la optimización de los procesos y dejan sin valorar los productos o servicios mismos como potencial de mejora. Es decir, no hay un enfoque hacia la ecoeficiencia de los productos, sino que son necesarias acciones complementarias para obtener una disminución neta del consumo energético.

Por ejemplo, la E4 promueve en el periodo 20052012 un ahorro energético respecto a un escenario

tendencial de 99.940 ktep de energía primaria, que evitarían la emisión de 270.593 ktCO2 eq con una inversión total de 30.000 millones de euros en ese periodo. Ahora bien, el ahorro energético tiene lugar en términos relativos, no en términos absolutos. El escenario eficiente final incorpora un incremento del consumo del 40% respecto al año 2000.

Los parámetros más importantes que hay que tener en cuenta en una política adecuada de ahorro y eficiencia energética enfocada a los productos son la durabilidad, la fiabilidad, la reparación, la reutilización, la reciclabilidad, la desmaterialización, el ecoetiquetado, las ecotasas, la promoción y publicidad (formación e información), la distribución eficiente (optimizar y minimizar el transporte) y la valorización o metabolización energética de los residuos. Este enfoque tiene que complementarse con los actuales de eficiencia energética e integración de energías renovables en los procesos.

La contabilidad energética y de emisiones de GEI actual por sectores económicos sigue la contabilidad económica tradicional desde un punto de vista de actividad CNAE. Esta contabilidad es válida cuando se quiere aplicar a parámetros macroeconómicos de productividad energética, o consumo o emisiones por habitante… es decir, en términos económicos, sociales, laborales, etc. Desde el punto de vista energético y medioambiental, dado el carácter horizontal de la energía y que todos los sectores están interconectados, es muy complicado mejorar un proceso de producción y saber que no ha repercutido negativamente en otro. Por eso para la aplicación del ACV de los productos y servicios es necesaria la contabilidad por producto fabricado o servido. Si se pretenden estudiar los productos en vez de los procesos, hay que imputar la energía y las emisiones al consumidor, y no al productor.

Desde el punto de vista de la ecoeficiencia, el enfoque del ahorro y la eficiencia energética no sólo tiene en cuenta a los consumos directos, sino además a los consumos indirectos. Una forma de ahorrar energía y emisiones es consumir menos materiales, agua y energía.


En la actualidad, en los procesos industriales existen tecnologías viables técnica y económicamente para el aprovechamiento de la energía solar para la generación de calor de baja temperatura, y de la biomasa tanto para generar electricidad y calor de alta y media temperatura mediante cogeneración, como para generar calor de proceso.

10

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177Monográfico

Aplicaciones de las energías renovables al sector de la edificación

Xavier García CasalsConsultor

1

Introducción

El modelo de organización y desarrollo que ha desplegado la especie humana en el planeta Tierra, con una nula internalización de los requerimientos impuestos por las condiciones de contorno del sistema en el que vivimos, nos ha conducido a una situación límite que se ha puesto en evidencia de forma contundente con la crisis climática que ha provocado.

La respuesta del sistema climático, una vez superada la capacidad de carga de la especie humana en el mismo, está siendo mucho más contundente incluso que lo proyectado por los modelos relativamente conservadores del último informe del IPCC (S. Solomon et al., 2007), desencadenando ya mecanismos de res-puesta lenta como el derretimiento de capas de hielo continentales (por ejemplo, Groenlandia) y la liberación de carbono del permafrost que no se preveía que entraran en juego hasta dentro de varias décadas (PIRC, 2008; J. Hansen et al., 2008).

El forzamiento al que ya hemos sometido al sistema climático, sin necesidad de forzamientos adicionales, es suficiente por si mismo para desencadenar un cambio climático con impactos de gran magnitud (J. Hansen et al., 2008). Por lo tanto, sólo contamos con la iner cia del sistema climático para modificar nuestros modelos de organización y desarrollo antes de alcanzar sus puntos de no retorno, de tal forma que se eviten las consecuencias del forzamiento climático que estamos ejerciendo. Este contexto introduce un componente fundamental: el de la urgencia en desarrollar e implementar los cambios a suficiente escala como para invertir las tendencias y la reacción del sistema climático.

Tal y como indica N. Stern (2006), no se trata de un tema de costes, pues actuar en la dirección deseada resulta veinte veces más económico que los costes de compensar los efectos de ese cambio climático. El verdadero desafío estriba, por lo tanto, en ser capaces de introducir este cambio con los cortos plazos1 de

1. Alcanzar un máximo en las emisiones mundiales de CO2 para el año 20152020 ya parece hoy en día una tarea titánica.


tiempo disponibles,2 para lo cual necesitamos poner en juego mecanismos de respuesta rápida en todos nuestros sistemas (político, social, económico, técnicos…) con la capacidad de introducir cambios en escalón (la única forma de ajustarnos a los requerimientos). Y en este contexto, el sector edificación tiene un papel muy importante a jugar, tanto por su tamaño (peso en la demanda energética y las emisiones), como por su capacidad de articular varios de estos mecanismos de respuesta rápida.

El consumo de energía para mantener en operación los engranajes de nuestra organización social es el principal responsable de las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero), y el sector de la edificación tiene actualmente un peso muy importante en la estructura de consumo energético, y al mismo tiempo un gran potencial para liberarnos de ese peso.

En este artículo, después de una breve revisión al estado actual del sector, presentamos algunos escenarios sobre cuál puede ser su evolución futura y las opciones de reducción de su demanda energética y de la cobertura de la misma mediante energías renovables, así como de contribuir a viabilizar que se reduzca la huella de carbono de otros sectores.

Tradicionalmente hay una fuerte tendencia a enfocar estos análisis desde un punto de vista excesivamente sectorial dentro del sistema energético, y sin trascender a otros sistemas de nuestro modelo de organización. En el contexto actual, estos enfoques tan parciales no tienen ya capacidad de producir la velocidad de cambio requerida (opciones muy bajas de generar cambios en escalón), por lo que es preciso analizar el problema desde un punto de vista integral dentro del sector energético, y liberando mecanismos dentro de otros sistemas distintos a los de ámbito técnico, como el propio sistema económico. Y en este contexto, soluciones que parecían ser las

2. Los cortos plazos de tiempo disponibles son consecuencia directa de nuestra falta de actuación en el pasado. Retrasar una actuación decidida incrementa los requerimientos de velocidad de cambio, y probablemente ahora ya estamos en el límite de lo que tenemos alguna probabilidad de afrontar con éxito.

óptimas dentro del alcance del enfoque sectorial parcial, pueden dejar de estar en el centro de atención para abrir paso a otras soluciones con un potencial de cambio muy superior.

Estos planteamientos de integración intersectorial y entre los distintos sistemas de nuestro modelo de organización requieren como característica diferencial el liberar el atributo de inteligencia global como denominador común subyaciendo en la estructura de todos los sistemas en los que estructuramos nuestro modelo de organización y desarrollo. Así, vamos a tener que rodearnos rápidamente de edificios inteligentes, redes eléctricas inteligentes, sistemas de transporte inteligentes…, pero también de sistemas económicos inteligentes, sistemas sociales inteligentes y sistemas políticos inteligentes. La velocidad de cambio del sistema menos inteligente será la que marcará la velocidad de cambio global que como sociedad podemos desarrollar. Por lo tanto, no debemos descuidar ninguno de ellos en su evolución hacia la inteligencia, por mucho que en la actualidad nos resulte mucho más autoreconfortante y satisfaga más nuestro ego el limitarnos a hablar de sistemas técnicos inteligentes.

Por lo tanto, si bien dedicaremos parte de este artículo a análisis técnicos relativos al potencial de ahorro e integración de renovables en el sector de la edificación, tanto desde un punto de vista sectorial como desde un punto de vista intersectorial, también presentaremos resultados asociados al potencial de cambio al involucrar la evolución del sistema económico hacia una mayor inteligencia, y dejaremos entrever las implicaciones de la evolución que experimenten otros sistemas.

2

Contexto del sector edificación

En este apartado presentamos una breve recapitulación de la situación del sector edificación en nuestro país por lo que a su impacto en el consumo de energía e integración de renovables se refiere.

179Monográfico. Aplicaciones de las energías renovables al sector de la edificación

2.1

Contribución a la demanda energética y a las emisiones de CO2

El primer elemento a tener presente al analizar la repercusión del sector edificación en el consumo de energía es la absoluta ausencia de monitorización del consumo energético en nuestro parque de edificios. Por lo tanto, cualquier evaluación que nos encontremos tiene implícita un considerable grado de incertidumbre debido a que la asignación al sector edificación se ha tenido que hacer por vía indirecta.

Considerando los balances energéticos de la AIE (Agencia Internacional de la Energía) como representativos de la información oficial sobre la estructura de la demanda energética en España, en el último balance disponible (año 2006), encontraríamos que el peso asignado al sector edificación asciende al 22,0% del consumo energético, por detrás de los sectores transporte (39,3%) e industrial (28,6%). Sin embargo, en los balances de la AIE el tratamiento que se hace de la electricidad no es en términos de energía primaria,3 por lo que no es directamente comparable a los otros consumos energéticos, falseando las comparaciones porcentuales. Si empleamos el rendimiento medio del sistema de generación eléctrica derivado de los propios datos del balance de la AIE y corregimos los términos de energía eléctrica en los distintos sectores, llegamos a una foto más indicativa de la estructura actual de la demanda energética sectorial en España (gráfico 1). En estas condiciones, el sector edificación representa un 29,9% del consumo energético total, por detrás del sector industrial (32,2%) y por delante del sector transporte (29,7%).

Pero hay tres elementos que hacen que el peso del sector edificación sea, o pueda ser en el futuro, incluso superior al indicado, y sin considerar sus interrelaciones con las emisiones asociadas al transporte por la demanda de movilidad de los ocupantes de los edificios:

3. Excepto curiosamente para la energía nuclear, en cuyo caso sí que se considera energía primaria.

• La energía almacenada en los materiales y proceso de construcción de los edificios no se ve reflejada en el balance de la AIE dentro del sector edificación, sino dentro de los sectores industria y transporte.

• Las incertidumbres asociadas a la falta de monitorización del consumo energético en el sector edificación.

• La falta de internalización de la demanda de confort potencial en el parque de edificios en España.

A nivel de la UE, la cifra oficial4 que se maneja para cuantificar el peso del sector edificación en el consumo de energía es del 40%.

En cuanto a emisiones de CO2 se refiere, en el gráfico 2 presentamos la información procesada a partir de la versión publicada en el 2009 por el Ministerio de Medio Ambiente del inventario de emisiones (MARM, 2009). Según esta foto, la participación del sector edificación en el total de emisiones sería muy inferior a la que se deduce de su contri

4. Ver, por ejemplo, la Directiva 91/76/CE sobre eficiencia energética y la Directiva 2002/91/CE sobre eficiencia energética en la edificación.

Gráfico 1

Estructura del consumo energético en España. Total = 1.627 TWh/a

Industria32,2%

Transporte29,7%

Residencial17,3%

Terciario12,5%

Agricultura2,6%

No energético5,6%

Estructura del consumo energético en España, considerando el rendimi-ento medio del sistema eléctrico para evaluar la electricidad en términos de energía primaria.Fuente: elaboración propia a partir de Energy balances IEA 2006 (consul-tado el 11 de setiembre de 2009).


bución al consumo energético anteriormente presentada, lo cual se debe exclusivamente al hecho de que la única contribución reflejada en el sector edificación de cara al inventario de emisiones es la debida a la combustión directa en edificios, no quedando incorporadas todas las emisiones indirectas debidas al sector edificación y asociadas al uso de una forma de energía final (como la electricidad), que se ha transformado en otro sector energético (el industrial en este caso) al cual se han cargado las emisiones correspondientes a su producción. Este reparto de las emisiones distorsiona bastante la foto en relación a cual es el origen de que se produzcan esas emisiones. Sin embargo, en el gráfico 2 podemos observar la contribución a las emisiones de las industrias de manufactura y construcción, muy vinculadas al sector edificación.

2.2

Regulación, planificación y otros mecanismos de respuesta lenta

La regulación energética de los edificios ha experimentado en España un largo, y en ciertos sentidos tortuoso (X. García Casals, 2004), proceso de renovación a lo largo de los últimos 15 años. En X. García Casals (2007a) se puede encontrar una recapitulación hasta poco antes de que apareciera el real

decreto que establecía la certificación energética de edificios nuevos en España, y en X. García Casals (2008a, 2008b, 2008c y 2008d) algunas de las problemáticas que persistían después del primer año de rodadura del proceso de certificación energética de edificios, gran parte de las cuales siguen estando vigentes.

Actualmente la regulación energética de los edificios nuevos se articula a través del código técnico de la edificación (CTE), del cual recogemos a continuación algunos puntos relevantes:

• Establecido en RD 314/2006, con finalización del periodo transitorio para entrar en vigor el 29/9/2006 por lo que respecta a la envolvente del edificio y el 29/2/2008 por lo que respecta a los sistemas energéticos de los edificios (RITE, Reglamento de Instalaciones Térmicas de los Edificios: RD 1027/2007).

• Introduce exigencias de eficiencia sobre la demanda energética del edificio y sobre algunos de los sistemas energéticos del edificio. Sin embargo, estas exigencias son en muchos casos limitadas en relación con el potencial de ahorro disponible.5

• La exigencia de eficiencia no es absoluta, es decir, no limita la demanda energética del edificio (sus kWh/m2), sino relativa a una referencia variable. Por lo tanto, no es una exigencia orientada a objetivos de acotar en un valor conocido6 la demanda del parque de edificios.

5. En el caso de la envolvente esto es especialmente cierto para los edificios de baja compacidad, donde el CTE (el código técnico de la edificación) es menos exigente que la antigua NBE CT 79. En el caso de los sistemas, el RITE se deja importantes huecos como la limitación de rendimiento de enfriadoras o de potencia de bombeo, y es demasiado permisivo en otros casos como la potencia de los ventiladores.

6. Uno de los mayores problemas que tenemos en la actualidad en relación con el parque edificatorio es la falta de monitorización y conocimiento de la estructura de la demanda energética del mismo. En otros países, como EEUU, la administración lleva a cabo una monitorización de la estructura de consumo energético de su parque de edificios, de tal forma que es posible definir mecanismos de calificación de los edificios orientados a objetivos. Un ejemplo sería el programa Energy Star de la EPA para edificios existentes, que compara el consumo energético de un edificio con el de la estructura del parque de edificios existentes, de tal forma que se empiezan a ganar estrellas a partir de edificios cuyas prestaciones energéticas se encuentren por encima de las del 75% del parque de edificios existentes.

Gráfico 2

Estructura de las emisiones de CO2 eq en España. Año 2007

Industrias sectorenergético

27,8%

Industriamanufacturera

de construcción15,4%

Combustiónen edificios

6,3%

Tratamiento yeliminación de residuos

3,2%

Transporte25,4%

Agricultura,silvicultura

y pesca12,8%

Industria otros8,3%

Resto procesadoenergía0,9%

Fuente: elaboración propia a partir de datos del MARM, 2009.


• Introduce requerimientos de cobertura de parte de la demanda de agua caliente sanitaria de los edificios con energías renovables en la mayoría de los edificios.

• Introduce requerimientos de la instalación de una pequeña potencia fotovoltaica en los grandes edificios del sector terciario (pero no en los edificios residenciales).

Como mecanismo para impulsar la eficiencia del sector más allá de los límites regulatorios (CTE), se ha introducido la certificación energética de los edificios, que el RD 47/2007, con finalización del periodo voluntario el 31/10/2007, establece como obligatoria para los edificios de nueva construcción, si bien actualmente sólo hay 5 comunidades autónomas que han incorporado legislativamente el procedimiento. Todavía no existe en España un procedimiento de certificación de edificios existentes, aunque se espera que esté disponible a lo largo del año 2010.7

El procedimiento de certificación oficial de edificios nuevos probablemente todavía no ha llegado en España a ganarse la confianza del sector, lo cual contribuye a incrementar todavía más el tiempo de respuesta para que este mecanismo, que ya de por sí es de respuesta lenta, deje sentir sus efectos. Las causas de esta situación son múltiples (X. García Casals, 2008c), siendo probablemente una de las determinantes la credibilidad de la metodología y las herramientas impuestas, y otra las dificultades de comunicación y transparencia en el proceso. Elementos como el que un edificio de mejor calificación pueda tener mayor consumo energético que otro de peor calificación (edificios no residenciales), que sea fácil

7. Los borradores que han circulado hasta ahora sobre la certificación energética de edificios existentes incluyen un cronograma de implementación que desplaza, hasta después de unos 8 años de la entrada en vigor del correspondiente RD, el inicio de la certificación de edificios con potencias térmicas instaladas por debajo de 400 kW. Es decir, que si entrara en vigor en el 2011, hasta el 2019 no se empezaría a activar este mecanismo de mercado ya de por sí de respuesta lenta; plazos excesivos a la luz de las exigencias de cambio de modelo energético que nos imponen las condiciones de contorno de nuestro sistema climático (en 2015 se debería alcanzar el máximo mundial en emisiones de CO2, por lo que en España debería alcanzarse antes…).

mente modificable la calificación de un edificio al modificar los parámetros de entrada en las herramientas de cálculo sin salirse del ámbito de un proyecto determinado, la imposibilidad de incluir en las herramientas de cálculo algunas soluciones de elevada eficiencia, el que se penalicen intrínsicamente algunas fuentes energéticas dentro de las herramientas de cálculo decantando la solución adoptada hacia la menos eficiente,8 etc., sin duda no han resultado nada beneficiosos para la internalización de la certificación dentro del proceso de definición de los edificios para impulsar el mercado hacia mayores cotas de eficiencia. Probablemente algunos o todos estos inconvenientes se irán solventando con el tiempo, pero su efecto sobre la dilatación9 del tiempo de respuesta de este mecanismo de incentivación del mercado ya es irremediable.

Por otro lado, a lo largo de estos últimos años se ha experimentado un crecimiento relativamente rápido de procedimientos de certificación ambiental de los edificios de carácter voluntario pero reconocido prestigio internacional (LEED, BREEAM). Estas certificaciones tienen un carácter mucho más integral que la certificación energética oficial, pero su alcance es todavía limitado en relación con el total del parque de edificios, y en gran medida siguen funcionando como elementos a posteriori con poca interacción con el proceso de diseño del edificio. Sin duda, constituyen herramientas apropiadas para incentivar la evolución del sector edificación, pero siguen formando parte de los mecanismos de respuesta lenta.

Por lo que respecta a la planificación asociada a la integración de energías renovables en los edificios, el PER (Plan de energías renovables) estableció su planificación hasta el 2010. Recogemos a continuación la situación de las distintas tecnologías renovables susceptibles de ser integradas en la edificación:

8. Así, por ejemplo, para la electricidad del sistema eléctrico peninsular se considera con un coeficiente de emisiones de 649 g CO2/kWh, mientras que el valor total en España para el 2008 (CNE) era de 390 g CO2/kWh, y dentro de la Península todavía inferior.

9. Debe tenerse presente que el proceso de introducción de la certificación energética de edificios en España viene de 1993.


• Solar térmica de baja temperatura:– Objetivo PER para 2010 de 4,9 Mm2 (3,43 GWp

@ 0,7 kW/m2), con una generación térmica10 de 4,4 TWh/a.

– Superficie instalada a finales 2008 (P. Polo, 2009): 1,71 Mm2 (1,20 GWp @ 0,7 kW/m2).

– La mayoría de la potencia instalada vinculada al sector edificación.

– Evolución prevista: dificultad para alcanzar el objetivo PER 2010 a pesar del carácter obligatorio impuesto por el CTE, y considerable incertidumbre sobre la aportación real de esta potencia instalada al no haber mecanismo alguno para garantizar la generación de energía. La presencia de un mecanismo vinculado a la generación de energía más que a la instalación de potencia, del estilo de las tarifas reguladas dentro del régimen especial del sistema eléctrico, proporcionaría una mayor garantía de resultado y activación del mercado.

• Solar fotovoltaica:– Objetivo PER para 2010 de 0,4 GWp.– Potencia instalada hasta 2008 (en el marco del

RD 661/2007 que introdujo el mecanismo capaz de activar el mercado) de unos11 3,5 GWp, la mayoría no en edificios. En 2008 se llegó a instalar12 una potencia superior a 2,5 GWp/a.

– En 2008 aparece el RD 1578/2008 que corta bruscamente13 el ritmo de desarrollo de la foto

10. Según la productividad empleada en el PER de 892 kWh/m2a. Es de notar que esta productividad elevada supone usar las instalaciones con elevado CF, y por tanto con SF limitadas. De cualquier forma, al no controlarse la generación de las instalaciones solares, basándose la monitorización del cumplimiento del plan tan solo en la potencia (superficie) instalada, la generación que realmente aporte esta superficie de colectores solares está indefinida.

11. Según la CNE, había 3,35 GWp facturando.

12. Tasa que, como comentaremos más adelante, es del orden de las requeridas para conseguir una descarbonización del sistema eléctrico en los plazos disponibles para compatibilizar nuestro sistema energético con las restricciones del sistema climático.

13. Es de resaltar que esta situación se ha replicado a finales del 2009 para el resto de tecnologías renovables, con la introducción de los mismos instrumentos (cupos y registro de preasignación de retribuciones), con la misma consecuencia final de gran calado: frenar el desarrollo de las tecnologías renovables en nuestro país de forma brusca y muy poco

voltaica, e introduce los cupos de potencia que limitan a un máximo de 0,4 GWp/a la potencia total a instalar, de los cuales 0,0267 GWp/a corresponden a las instalaciones en edificación con potencia inferior a 20 kWp. Otra novedad de este RD es la creación de un registro de preasignación de retribuciones, en disonancia con los planteamientos de la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de las energías renovables; incrementa de forma significativa14 la burocracia y trabas administrativas para desarrollar instalaciones fotovoltaicas, especialmente de forma desproporcionada para el caso de las instalaciones integradas en los edificios por su menor tamaño.

• Biomasa para sector edificación:15

– Objetivo PER para 2010 de 28,6 TWh/a.• Eólica integrada en edificación:

– No objetivos PER2010.– No mecanismos de activación implementados

(la mini eólica no dispone de prima específica dentro de régimen especial).

sensible a la realidad de los mercados que habían permitido situar a nuestro país en posición de abarcar la transformación del sistema energético en los plazos disponibles. Así, por ejemplo, en el caso de la solar termoeléctrica, tecnología que podría jugar un papel fundamental en la descarbonización de nuestro sistema eléctrico, el PER marcaba un objetivo a 2010 de 0,5 GW, mientras que en 2009 había sobre la mesa propuestas de proyectos para desarrollar durante los próximos años con un total de 15,6 GW de potencia que ya habían pagado el aval de punto de conexión. El cupo correspondiente se fijó en el Real decreto ley 6/2009, con un máximo de 2,4 GW a instalar hasta el año 2013, con el consiguiente frenazo brusco que esto implica para la industria y las entidades financieras que estaban dispuestas a desarrollar esta tecnología.

14. A lo largo del primer año de entrada en vigor del RD 1578/2008, el Ministerio de Industria llegó a emitir hasta 4 o 5 requerimientos adicionales sucesivos de información para dar por completada la admisión en el registro, que convertía el proceso en un calvario.

15. El objetivo del PER es sobre el uso total de biomasa térmica, que abarca tanto el sector edificación como el industrial, y asciende para el 2010 a 47,3 TWh/a. Considerando que la fracción de esta biomasa térmica que corresponde al sector edificación es en 2010 igual a la del año 2004 (60,4%), obtenemos una estimación del objetivo de biomasa térmica para el sector edificación en el valor indicado. Por otro lado, es preciso resaltar que esta contribución de la biomasa es principalmente la debida a los usos tradicionales que ya estaban implementados con anterioridad al PER. En efecto, en 1999, la aplicación de la biomasa térmica ascendía ya a 39,9 TWh/a, por lo que el incremento planificado para el 2010 es de 7,4 TWh/a en relación con lo que teníamos en 1999 y de 6,8 TWh/a respecto a lo que teníamos en 2004.


• Bombas de calor aerotérmicas:– No objetivos PER2010.– No mecanismos de activación implementados.

• Bombas de calor geotérmicas:– No objetivos PER2010.– No mecanismos de activación implementados.

Para las otras tecnologías renovables cuyo desarrollo industrial se ha conseguido activar con el mecanismo de tarifas (eólica,16 solar termoeléctrica), nos encontramos con una situación muy parecida a la de la fotovoltaica: los valores de la potencia instalada han superado ampliamente los límites planificados en el PER, acercándose rápidamente a los valores que necesitaríamos para hacer realidad la transición de nuestro sistema energético en el plazo disponible.17 Esto debería haberse interpretado como un éxito del mecanismo de apoyo al desarrollo de las renovables en nuestro país en su primera fase, la de despegue. Pero ante esta situación, la respuesta política y regulatoria ha sido introducir escalones bruscos y una gran inseguridad legislativa, truncando de raíz la inercia que habían adquirido los sectores industrial y financiero, y poniendo en serio peligro la continuidad de estos desarrollos en nuestro país, y prácticamente anulando

16. El factor diferencial de la eólica respecto a las otras renovables que se han activado en el marco regulatorio español (solar fotovoltaica y solar termoeléctrica), es que el despegue comercial de esta tecnología no se ha producido en España, sino que se produjo con anterioridad gracias al apoyo regulatorio en otros países (Dinamarca, EEUU, Alemania), y aquí en España hemos entrado en la fase de acompañamiento al asentamiento comercial de forma compartida con otros países. En el caso de las tecnologías solares, las hemos pillado en la fase de despegue y siendo nuestro país el principal foco de implementación, por lo que su vulnerabilidad a la inseguridad regulatoria es tremendamente superior.

17. En estas condiciones, cabe preguntarse ¿a qué obedecen los objetivos de planificación de renovables en España? Evidentemente no es ni al recurso renovable disponible, ni a la urgencia de cambio del sistema energético, ni a la capacidad de desarrollo comercial de las tecnologías. Puesto que es difícil pensar en una razón más importante que las anteriormente expuestas, la pregunta es por lo menos bastante inquietante. De hecho, resulta absurdo que una planificación hecha sin ninguna orientación a objetivos actúe como barrera al desarrollo de las renovables en nuestro país. Un importante signo de maduración de nuestros sistemas político y administrativo sería analizar el origen de esta importante disfunción planificadora y poner los medios para que no se replique en el futuro, pero lamentablemente no parece que esta sea la tendencia establecida.

la posibilidad de que podamos desplegar las renovables al ritmo que requeriríamos.18

Por lo tanto, podemos concluir que los mecanismos actualmente puestos en juego para el sector edificación son básicamente mecanismos de respuesta lenta (requieren grandes periodos de tiempo para producir cambios significativos), que por ahora afectan tan solo al parque de edificios nuevos (no incentivan cambio en el gran parque de edificios existentes que hemos construido aceleradamente e ineficientemente a lo largo de los últimos años), y que presentan carencias importantes (y en algunos casos introducen barreras significativas) de cara a materializar la evolución requerida del sector edificación hacia su descarbonización y eficiencia energética.

La evolución del sector edificación hacia mayores niveles de eficiencia y descarbonización puede ser mucho más rápida y contundente de lo que se está planteando en España. En este sentido resulta ilustrativo fijarse en los programas de edificios de muy bajo consumo que se están impulsando en otros países, así como los plazos para alcanzar esos objetivos a unos pocos años vista.19

Uno de los planteamientos recientes más ambiciosos y que muestran la rapidez con que puede desarrollarse el potencial del sector edificación, así como la urgencia en acometer de forma decidida actuaciones en este sector, es el de la nueva regulación sobre el

18. A diferencia de hace 10 años, en los que prácticamente todo el mundo creía que era imposible alcanzar estos ritmos de despliegue de las renovables por incapacidad de los sectores industrial y financiero, ahora la evidencia se impone y el hecho de no poder desarrollar las renovables al ritmo que requeriríamos pasa a ser responsabilidad exclusiva de nuestro sistema políticoadministrativo. De hecho, en el contexto actual de limitación de capacidad inversora, nuestro sistema políticoadministrativo está funcionando como un espantainversores, negándonos la posibilidad de acceder a este recurso escaso en los próximos años en los que se impondrá la evidencia de la urgencia de cambio.

19. Sin intención de ser exhaustivos, podemos citar la regulación en el Reino Unido, con el objetivo de que todos los edificios residenciales sean neutros en carbón el año 2016; Plus Energie en Francia para el 2020; ZEB (Zero Energy Buildings) en EEUU; NATHERS 10star en Australia; NZE Housing en Canadá; Zero Utility Cost Houses en Japón; Null Energiehaus en Alemania; Passivhause adoptado como estándar obligatorio en Suecia y varias ciudades de Alemania; Arquitecture 2030 Challenge en EEUU, con un 60% de reducción de consumo en 2010, un 80% de reducción para 2020 y alcanzando la neutralidad para el 2030, etc.


sector edificación en el Reino Unido, diseñada de forma orientada a objetivos para hacer viable el objetivo global de reducir en un 80% las emisiones de GEI en este país para el año 2050. En esencia, esta regulación apunta a la neutralidad en carbono de los edificios para el 20162019, para lo cual, sin embargo, se han dado cuenta de que es preciso habilitar mecanismos de respuesta más rápida que permitan materializar cambios en escalón (CCC, 2009). Tomando como referencia la regulación energética de los edificios en el año 2006, la nueva regulación se propone reducir un 25% en 2010 y un 44% en 2013 el consumo energético de los nuevos edificios residenciales, para alcanzar en 2016 su neutralidad20 en carbono. Para el 2019 el requerimiento de neutralidad en carbono se extenderá al resto de edificios no residenciales, y para el 2030 se habrá completado la rehabilitación energética de todo el parque de edificios residenciales.

3

Escenarios y potencial de ahorro e integración de renovables

En este punto exponemos los resultados de algunos escenarios relativos a la capacidad de ahorro del sector edificación y a la integración de renovables en el mismo. En el punto 5.1.1 mostramos resultados de otro escenario de evolución de la demanda energética e integración de renovables en el sector de la edificación bajo la perspectiva del potencial de incentivar nuevos modelos de negocio basados en la eficiencia energética.

Los escenarios energéticos que vamos a reproducir a continuación para el sector edificación son bastante

20. El objetivo de neutralidad abarca, en el caso del Reino Unido, el conjunto de la energía actualmente regulada (calefacción, refrigeración, agua caliente sanitaria, ventiladores, bombas e iluminación), y la no regulada (cocina, equipamiento eléctrico). Para resaltar el gran efecto de la energía no regulada para alcanzar una neutralidad real en el sector edificación, baste con comentar que en el Reino Unido viene a representar un 36% del total de emisiones de un edificio residencial construido según la regulación en 2006. Para tener clara la necesidad de incorporar los equipamientos, baste recordar el inútil despilfarro energético que en los últimos tiempos ha introducido el stand by de muchos de los electrodomésticos en los edificios.

conservadores, en el sentido de que el potencial de ahorro es significativamente superior al aquí mostrado, tal y como muestra por ejemplo la planificación regulatoria para el sector edificación en el Reino Unido (apuntando a la neutralidad de los edificios para los años 20162019). Sin embargo, estos escenarios nos per miten tener una evaluación cuantificada de cómo puede desarrollarse el sector de la edificación si lo mantenemos en una trayectoria BAU,21 o si introducimos en el mismo medidas de eficiencia orientadas a objetivos.

3.1

Escenarios de demanda y potencial de la ingeniería bioclimática

La herencia que nos han dejado los elevados ritmos de crecimiento del sector edificación en nuestro país hasta el año 2009 (edificación anual por encima de 100 km2/año), junto con el hecho de que en la actualidad su demanda energética se encuentra lejos de estar totalmente internalizada, hacen que este sector pueda pasar a ser con diferencia el dominante desde el punto de vista de la demanda energética y, por lo tanto, a condicionar en gran medida nuestras posibilidades de reconducir nuestro modelo de desarrollo hacia la sostenibilidad.

Ante esta situación, y habida cuenta de la ausencia de escenarios oficiales22 sobre la evolución del sector, resulta interesante desarrollar escenarios de demanda energética del sector de la edificación y utilizarlos para valorar el papel que pueden jugar las herramientas disponibles a nuestro alcance (energías renovables, ingeniería bioclimática) para alcanzar los objetivos perseguidos. La comparación de estos resultados con la planificación actual nos permitirá poder valorar su idoneidad y vislumbrar los cambios requeridos.

Previo a plantearse el uso de energías renovables activas en los edificios, se debe apurar el potencial de

21. BAU (business as usual), escenario que supone seguir con las tendencias actuales.

22. Así como la ausencia de una regulación energética de los edificios orientada a objetivos que, por lo tanto, nos permita cuantificar de forma directa dónde nos conduce la situación actual.


ahorro y eficiencia que nos proporciona la ingeniería bioclimática.23 De hecho, podríamos entender la aportación de la ingeniería bioclimática como la de las formas pasivas de energías renovables24 a integrar en el edificio. El potencial de una buena ingeniería bioclimática es tremendo, y puede llegar a edificios pasivos con demanda nula de energía, de tal forma que al integrar en ellos elementos activos de energías renovables el edificio se convierta en un generador neto de energía y, así, invertir radicalmente la situación actual.

Con el fin de enmarcar correctamente el peso del sector edificación en España, en X. García Casals (2007b) se presentaron los resultados de escenarios (nivel de detalle provincial) de demanda energética en el sector edificación de cara al año 2050, con el fin de poder valorar tanto el peso absoluto que cabe esperar que adquiera este sector, como el potencial de ahorro que podría alcanzarse mediante la ingeniería bioclimática y la aplicación de tecnologías de energías renovables.

El escenario está basado en la proyección de la superficie edificada desarrollada en X. García Casals (2005), asumiendo que la tasa de crecimiento neto anual de la superficie edificada alcanza un valor máximo entorno al año 2010 para posteriormente tender hacia cero en el año 2050, en el cual se alcanzaría un equilibrio entre la construcción de edificaciones nuevas y la demolición de edificios antiguos.

Respecto a la demanda energética de este parque de edificios se desarrollan dos escenarios, uno BAU y otro de eficiencia, ambos asumiendo que se cubre completamente la demanda de confort de los edificios. El escenario BAU asume que el total25 del parque de

23. La ingeniería bioclimática analiza y evalúa la interacción energética del edificio con su entorno, sus sistemas y sus equipamientos, y busca soluciones que permitan cubrir los requerimientos de confort en los espacios habitables del edificio minimizando la demanda energética.

24. En sentido amplio, abarcando tanto los aportes energéticos pasivos procedentes del medio exterior como las “aportaciones negativas” asociadas a la implementación de medidas de eficiencia energética.

25. Tanto edificios nuevos como los existentes que han sido rehabilitados hasta este nivel de exigencia. Por lo que respecta a la rehabilitación, esta hipótesis para el escenario BAU es bastante optimista habida cuenta de la situación actual de la rehabilitación energética de edificios en nuestro país.

edificios en 2050 cumple26 los límites actualmente impuestos por el CTE para las demandas energéticas reguladas.27 Para el resto de las demandas energéticas se asumen valores tipo. El escenario eficiente asume que para el 2050 se alcanza en el promedio del parque de edificios el estándar de Passiv Haus,28 y que también se consigue acotar la demanda energética de los equipamientos, y de forma muy conservadora29 considera para pasar a energía primaria que el rendimiento medio de generación y transporte del sistema eléctrico se mantiene en 2050 igual al del escenario BAU (45%).

En el gráfico 3 mostramos los resultados finales de los dos escenarios a 2050 en términos de energía pri

26. Por lo que respecta a los sistemas, y para todo el parque de edificios, se asume que el rendimiento medio estacional de las calderas es del 95% (gran mejora respecto a la situación actual), que el COP estacional (test del factor de funcionamiento estacional) de los equipos de frío es de 2,8 (también gran mejora respecto a la situación actual, con el agravante de que el RITE no impone valores mínimos para este parámetro), y que el rendimiento medio de generación y transporte del sistema eléctrico asciende hasta un 45% en 2050.

27. La distinción entre demandas reguladas y no reguladas es bastante imprecisa en nuestro país. En rigor, estableceríamos como “regulados” aquellos factores de la demanda sobre los cuales existen límites regulatorios que acotan de forma directa su valor. Pero en estas condiciones, ninguno de los factores de demanda se podrían considerar regulados, dado el carácter de limitación relativa que impone el CTE incluso sobre las demandas de la envolvente. En sentido más laxo entenderemos como demandas reguladas las de calefacción y refrigeración (aunque las limitaciones sobre la refrigeración son aún mucho más laxas e incluso inexistentes, tanto a nivel de envolvente como a nivel de equipos). El resto de demandas energéticas las denominaremos no reguladas, y estarían constituidas por el ACS, la iluminación, los equipamientos, la ventilación y el bombeo. El término no regulada debe entenderse como que la regulación no impone límites directos sobre el valor absoluto de la demanda. Sobre algunas de estas demandas no reguladas, el CTE no impone limitación alguna (equipamiento, bombeo, iluminación residen cial…), sobre otras impone tan solo limitaciones parciales (resto iluminación), sobre otras impone limitaciones poco exigentes (ventilación), y sobre otras como el ACS se imponen límites sobre la cobertura renovable pero no quedan establecidos los límites sobre la demanda absoluta para todas las situaciones posibles, y los límites de cobertura renovable pueden ser eludidos (normativa municipal, casos particulares edificios…).

28. Estándar ya adoptado por algunos países como Suecia y varios lugares de Alemania, y que incluso se ha planteado imponer como normativa europea. Todavía es posible, y más en el escenario temporal 2050, llevar el nivel de ahorro más allá de estos valores, tal y como muestran los requerimientos de neutralidad de carbono en 2016 del nuevo contexto regulatorio del Reino Unido.

29. Para el 2050 lo coherente con el nivel de reducción de emisiones de GEI que se están planteando es que prácticamente el 100% del sistema eléctrico esté cubierto con renovables.


maria, comparados30 con la demanda energética del sector edificación en 2006 según la AIE. El escenario BAU, con sus 1.275 TWh/a de consumo de energía primaria31 en 2050 se sitúa significativamente por encima de los 486 TWh/a según la AIE para el 2006. Parte de este incremento se debe a la internalización del conjunto de la demanda de confort, y parte al crecimiento del parque de edificios. Por el contrario, el escenario eficiente muestra un consumo de energía primaria de 220 TWh/a, del orden de la mitad del actual.

El ahorro en el sector edificación asociado a la aplicación de la ingeniería bioclimática, esto es, del uso de las energías renovables pasivas,32 quedaría por tanto valorado para el año 2050 en 1.055 TWh/a, quedando 220 TWh/a de demanda de energía primaria que

30. La comparación no puede ser en términos absolutos porque los valores de la AIE (2006) son para el total nacional, y los escenarios a 2050 se desarrollaron para la España peninsular. Pero sí que nos sirve para ubicar en términos cualitativos los dos escenarios presentados.

31. Para encuadrar correctamente estos resultados conviene compararlos con la demanda de energía total peninsular, que en el año 2003 alcanzó 1.482 TWh/a en términos de energía primaria, y que proyectada tendencialmente al año 2050 (X. García Casals, 2005) alcanza 2.252 TWh/a en términos de energía primaria.

32. Entendido en sentido amplio, como anteriormente indicamos, para incorporar los aportes pasivos del entorno y la eficiencia.

construirían el potencial campo de aplicación de las energías renovables activas en el sector edificación. De estos resultados podemos extraer dos conclusiones:

• El mayor potencial de reducción de emisiones en el sector de la edificación se encuentra en la ingeniería bioclimática.

• Si las energías renovables activas se aplican al sector edificación habiendo apurado el potencial de la ingeniería bioclimática, es factible plantearse la inversión de la situación energética del sector edificación, y pasar de un consumidor neto de ener gía primaria a un productor neto de energía.

3.2

Potencial de las energías renovables en el sector edificación

Para cubrir la demanda energética del sector edificación con energías renovables disponemos de dos apro ximaciones distintas: por un lado, la aproximación tradicional basada en la implementación de sistemas energéticos en los propios edificios o su entorno inmediato para el uso local de la energía produ cida33 (sistemas solares térmicos y sistemas de biomasa), que denominaremos la opción descentralizada. Por otro lado existe la opción que denominaremos opción centralizada,34 basada en el hecho de que para cumplir

33. Dentro de esta categoría entrarían también los sistemas fotovoltaicos autónomos, es decir, aquellos que no están conectados a la red eléctrica e incorporan un banco de baterías para acoplar localmente la generación con la demanda. Sin embargo, consideramos que esta opción tecnológica carece de sentido allí donde llegue la red eléctrica, tanto por costes como por eficiencia en el uso de los módulos fotovoltaicos, y más en el contexto de una red eléctrica que evoluciona hacia niveles crecientes de inteligencia. Adicionalmente consideramos que el grueso del parque de edificios se encontrará interconectado a la red eléctrica. Las aplicaciones fotovoltaicas autónomas seguirán teniendo sentido en los edificios aislados de la red eléctrica, pero el impacto energético de estos edificios sobre el total del parque lo consideramos despreciable. Respecto a los sistemas geotérmicos y aerotérmicos, dado que emplean electricidad con un COP muy inferior al de un sistema solar térmico o de biomasa bien diseñados, los consideraremos como sistemas centralizados por requerir de un aporte significativo de electricidad de la red para facilitar el aprovechamiento del recurso térmico ambiental distribuido.

34. Si bien el concepto centralizado hay que entenderlo de forma distinta al actual, dado que la generación de la red eléctrica estará mucho más distribuida (incluso localizada en los propios edificios), y la característica diferencial de inteligencia también se encontrará distribuida por la red.

Gráfico 3

Resultados en TWh/a de energía primaria

282

855

166

204

420

54

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

AIE 2006 BAU 2050 Eficiente 2050

No residencial Residencial

TWh/

a

Comparativa del consumo de energía primaria del sector edificación ac-tual (AIE, 2006) y de los escenarios a 2050 desarrollados en X. García Casals (marzo/abril 2007).


con las restricciones de sostenibilidad el sector de generación eléctrica evolucionará35 hacia sistemas de generación basados en tecnologías renovables; la opción centralizada plantea cubrir la demanda del sector edificación mediante electricidad, apoyándose en una red eléctrica inteligente e introduciendo una participación activa de la gestión de la demanda. Los sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica estarían dentro de la opción centralizada, pues si bien su ubicación física es distribuida en los propios edificios, el elemento fundamental que les permite proporcionar una contribución significativa al sistema energético es la existencia de una red eléctrica interconectada e inteligente.

3.2.1

Potencial y limitaciones de la generación renovable descentralizada

En este apartado, y a partir de los resultados de los escenarios anteriormente expuestos para la demanda energética del sector edificación en el año 2050, revisamos los requerimientos de desarrollo de las energías renovables en una aproximación descentralizada.

Por lo que respecta a la biomasa, en los últimos años hemos asistido a un despegue de las aplicaciones térmicas en el sector de la edificación, fundamentalmente mediante la introducción en el mercado de calderas de biomasa procedentes del centro de Europa36 y de países escandinavos, en los que ya existe una larga tradición del uso de estas calderas para cubrir la demanda térmica del sector edificación. Este despegue se ha visto potenciado por la entrada en vigor del CTE, dado que las calderas de biomasa permiten cubrir los requerimientos de la HE4 (aporte solar térmico) sin las limitaciones de la energía solar térmica, y la reconversión de las empresas asociadas a las calderas de carbón en la edificación. Desde los inicios de la entrada de la biomasa térmica en el sector edificación de

35. Y muy probablemente en plazos sensiblemente inferiores a los del sector edificación.

36. Especialmente austriacas.

nuestro país, se han hecho intentos37 para explorar la extensión de las fuentes de biomasa más allá de los combustibles tradicionalmente empleados en los países de origen de la tecnología (pellets y astillas de madera), a otras fuentes de biomasa residual disponibles en nuestro país (cáscaras de almendra, huesos de aceituna, cáscaras de piñón…). Es difícil de conocer actualmente la extensión que ha alcanzado el uso de la biomasa térmica en el sector edificación en nuestro país por la falta de registro de las instalaciones,38 aunque probablemente no se alcancen los objetivos del PER para el 2010 (28,6 TWh/a).

Sin embargo, por lo que respecta al uso energético de la biomasa en el sector edificación, es preciso contextualizarlo en relación con la disponibilidad de este recurso en nuestro país, con el fin de evaluar hasta qué punto es apropiado y sostenible plantear la cobertura de la demanda energética del sector edificación con biomasa. En X. García Casals (2005) se presenta una evaluación del potencial total de todas las energías renovables en la España peninsular. Por lo que respecta a la biomasa, la evaluación del potencial disponible apura al máximo las posibilidades e incorpora, además de las categorías convencionales de biomasa, un planteamiento de máximos en los cultivos energéticos y la valorización energética del monte bajo. La conclusión principal obtenida es que la biomasa es en nuestro país un recurso escaso que tiene muchas aplicaciones potenciales y que, por lo tanto, debe emplearse con mucha precaución.

Cuantificando estos aspectos, el techo del potencial de biomasa disponible es de 426 TWh/a en términos de energía primaria.39 Explotar al máximo este

37. Estos intentos no han estado exentos de problemáticas asociadas al uso de quemadores no apropiados para estas fuentes de biomasa.

38. En diciembre del 2009, la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa (AVEBIOM) lanzó la iniciativa de crear un observatorio de calderas de biomasa. En la edición de enero de 2010 de la revista Bioenergy International España, BIE, que editan desde AVEBIOM, parece que estará disponible la primera versión de este observatorio.

39. Valor total incluyendo la biomasa residual y el biogás. En el caso de limitar el recurso a los cultivos energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y aprovechamiento del monte bajo, el potencial disponible es muy inferior: 273 TWh/a.


potencial requeriría emplear un 21,5% del territorio peninsular. En el gráfico 4 mostramos en valor relativo este recurso de biomasa frente a la demanda del sector edificación.40 Como podemos observar, incluso tomando como base la demanda térmica del sector edificación en el año 2006, el total del recurso disponible es del orden del total de la demanda, y en relación al escenario BAU para el año 2050 de la demanda del sector edificación, el recurso de biomasa disponible ascendería tan solo a un 44,5% de la demanda térmica del sector edificación. Si además tenemos en cuenta que la biomasa energética tendrá que jugar un papel fundamental41 en la reconversión del sistema eléctrico y del transporte hacia la sostenibilidad, resulta evidente que las aplicaciones térmicas directas42 de la biomasa no constituyen una solución apropiada43 para el conjunto del sector edificación en nuestro país.44

40. Para disgregar la demanda térmica, hemos supuesto que la demanda de refrigeración se cubre con máquinas de absorción de simple efecto con un COP = 0,6.

41. Debe tenerse en cuenta que para algunas de estas aplicaciones la biomasa es la única fuente renovable disponible y, por lo tanto, resulta prioritario reservar este recurso escaso para esas aplicaciones. Como ejemplos podemos citar aquellos modos de transporte que no se prestan a su electrificación (avión, transporte de mercancías por barco y transporte de mercancías a larga distancia por carretera), y la regulación del sistema de generación eléctrica mediante hibridación de centrales termosolares.

42. Las aplicaciones de cogeneración distribuida sobre la base de la biomasa pueden tener su nicho en el sector edificación bajo el contexto de un sistema energético basado en energías renovables.

43. La biomasa térmica directa no puede contemplarse como una solución apropiada para el conjunto del parque edificatorio en nuestro país a largo plazo dada la escasez del recurso. Sin embargo, debido a la inmediatez de su disponibilidad, sí que constituye una opción adecuada para el proceso de transición, y en el futuro puede permanecer como solución adecuada para una parte relativamente pequeña del parque de edificios.

44. Los objetivos de biomasa del PER para el 2010, en términos relativos al techo del recurso peninsular disponible según X. García Casals (2005), son del 11,1% para las aplicaciones térmicas, del 15,3% para las aplicaciones eléctricas y del 6,0% para el transporte, de tal forma que en total el PER plantea emplear un 32,3% del máximo recurso disponible de biomasa. Este porcentaje de techo de recurso disponible a desarrollar es tremendamente superior al planteado para cualquiera de los otros recursos renovables disponibles en nuestro país, especialmente por lo que respecta a las tecnologías solares, por lo que incluso aunque se llegaran a alcanzar los objetivos del PER, cabría esperar poco desarrollo adicional de este recurso.

Por lo que respecta a la energía solar térmica aplicada en el sector edificación, el primer aspecto a tener presente es que requiere de una fuente energética auxiliar de apoyo para mantener un factor de capacidad suficientemente elevado que permita justificar su inversión. En el contexto de generación descentralizada basada en renovables, la única opción para el sistema de apoyo es emplear biomasa.

En X. García Casals (2007b) se presenta una primera evaluación de los requerimientos del recurso a emplear para cubrir la demanda energética del sector edi fi cación con energías renovables distribuidas. Por lo que respecta a la demanda de energía térmica (calefacción, refrigeración45 y ACS), la cobertura se plantea mediante un sistema híbrido solarbiomasa, diseñado46 para proporcionar una fracción solar del 35% con un factor de capacidad del sistema solar del 20%. En estas condiciones, para cubrir la demanda energética del escenario BAU sería preciso instalar

45. En este caso, incluso asumimos que hay una importante penetración de máquinas de absorción de doble efecto, de tal forma que el COP medio de todos los sistemas de frío solar (máquinas de simple y doble efecto) es de COP = 1.

46. Condiciones que se corresponden aproximadamente a las que optimizan un combisystem en la Comunidad de Madrid desde el punto de vista de minimizar el coste normalizado de la energía térmica de origen solar.

Gráfico 4

Techo energético de la biomasa peninsular como porcentaje de la demanda energética del sector edificación

118,6%

87,8%

44,5%

33,4%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Térmica2006

Total2006

Térmica BAU2050

Total BAU2050

Tech

o bi

omas

a /

dem

anda

edi

ficac

ión

(%)

Fuente: X. García Casals, 2005.


210 Mm2 de colectores solares y emplear 678 TWh/a de biomasa para complementar el aporte solar. Por lo que respecta a la superficie de colectores solares requerida, está abismalmente alejada del objetivo actual del PER para el 2010 (4,9 Mm2), y su instalación en las cubiertas del parque de edificios proyectado para el año 2050 entraría en conflicto con los requerimientos de superficie para cubrir la demanda eléctrica de los edificios incluso con fotovoltaica conectada a la red eléctrica (X. García Casals, 2007b). En cuanto al requerimiento de biomasa para complementar el aporte solar, la cantidad necesaria sigue siendo superior al techo del recurso disponible,47 por lo que su aplicación resultaría inviable.

A la vista de estos resultados, resulta evidente que un paso previo imprescindible para cubrir la demanda energética del sector edificación con energías renovables es explotar al máximo las posibilidades de la eficiencia energética y la ingeniería bioclimática para acotar en origen la demanda energética del sector. Para la demanda del sector edificación en el escenario 2050 eficiente anteriormente presentado, la cobertura de la demanda de energía térmica mediante sistemas híbridos de solar térmicabiomasa requeriría emplear 93 TWh/a de biomasa e instalar 28,6 Mm2 de superficie de captación. Estos valores, aún estando muy por encima de las planificaciones actuales, ya quedan dentro del potencial disponible que, en principio, proporciona viabilidad a esta opción tecnológica.

Sin embargo, por lo que respecta a la biomasa, este planteamiento requeriría emplear un 21,8% del techo de recurso total disponible, y llegar a un 34,1% si nos limitamos al uso del potencial de cultivos energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y aprovechamiento del monte bajo. Teniendo en cuenta los requerimientos de uso de biomasa en otros sectores energéticos sin otras alternativas basadas en energías renovables, estos porcentajes siguen siendo excesivos y difíciles de justificar.

47. El techo del recurso disponible es un 62,8% de la demanda de biomasa del sistema híbrido, que se reduce a un 40,3% si sólo consideramos la biomasa procedente de cultivos energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y aprovechamiento del monte bajo.

3.2.2

Integración del sistema energético y despliegue del gran potencial del sector edificación

En el contexto actual tiene poco sentido plantearse una opción descentralizada y sectorial para cubrir la demanda energética del sector edificación con energías renovables, se imponen por eficiencia y por costes los enfoques integrados del sistema energético.

Por un lado está el tema de la accesibilidad a los recursos renovables dominantes en nuestro país. El sistema eléctrico está evolucionando rápidamente hacia la integración de renovables a gran escala, por lo que la integración del sector edificación con el sistema eléctrico libera una gran cantidad de recursos renovables para su aplicación directa a la cobertura de la demanda energética del sector edificación, eliminando las restricciones en disponibilidad de recurso que analizábamos en el apartado anterior. En efecto, los valores del potencial de generación eléctrica de origen renovable en la España peninsular (X. García Casals, 2005) son de 569 TWh/a para la fotovoltaica inte grada en los edificios, y de 15.798 TWh/a para el conjunto de renovables. En relación con los niveles de demanda actuales (AIE 2006 y BAU 2050),48 para integrar el sector edificación con el sistema eléctrico mediante la electrificación de la demanda térmica con el uso de bombas de calor eficientes,49 el gráfico 5 nos muestra la cantidad de recurso disponible que deberíamos emplear para cubrir el total de la demanda energética del sector edificación. Como podemos observar, incluso recurriendo tan sólo a la fotovoltaica integrada en la edificación podríamos plantear la cobertura de la demanda, pero el mayor potencial reside en la posibilidad de acceder al conjunto de recursos renovables de nues

48. Para el caso del escenario eficiente, en el que la demanda se reduce mediante la aplicación de la ingeniería bioclimática tal y como hemos expuesto en puntos anteriores, los requerimientos de uso del recurso renovable disponible serían considerablemente inferiores.

49. Para esta evaluación se han supuesto valores del COP = 6, considerablemente superiores a los actualmente disponibles en nuestro país, pero inferiores a los que impone la regulación japonesa a partir del 2010.


tro país, que nos permiten cubrir la demanda energética del sector edificación empleando cantidades muy bajas del recurso total disponible y con costes muy inferiores a los que supondría un enfoque descentralizado (X. García Casals, 2006b).

Por otro lado, esta integración del sector edificación en el sistema eléctrico también representa beneficios muy importantes para un sistema eléctrico basado en renovables, de tal forma que el sector edificación abandona su tradicional papel pasivo para convertirse en un importante actor activo que permita facilitar sistemas eléctricos 100% renovables. Tal y como se muestra en X. García Casals (2006a), la operación de un sistema 100% renovable para cubrir la demanda eléctrica BAU de la España peninsular, si bien es técnicamente50 viable, implica la disipación de una gran cantidad de capacidad de generación eléctrica de origen renovable para regular el sistema eléctrico. Esta energía eléctrica “residual”, de coste adicional nulo, exige

50. Y económicamente más favorable que un escenario que siga anclado en combustibles fósiles.

la integración del sistema energético para poder valorizar este recurso, tanto desde la perspectiva de la eficiencia técnica como de la económica.

Pero más allá de los planteamientos de acceder a un mayor potencial de generación renovable, y de evitar el sin sentido de tener que disipar esa electricidad “residual” consecuencia de la regulación de un sistema energético no integrado, la gran contribución activa del sector edificación en el contexto de un sistema energético basado en renovables es la que puede prestar mediante la gestión de la demanda (DSM). En el escenario hacia el que estamos evolucionando, donde la integración a gran escala de renovables en la red eléctrica requiere el despliegue de inteligencia por el sistema, la gestión de la demanda desde un sector tan importante en cuanto a volumen de demanda como es el de la edificación se convierte en un componente fundamental para poder regular y operar adecuadamente el sistema energético. En este contexto del sistema eléctrico, las “válvulas” que regulan la operación pasan de su ubicación centralizada tradicional51 a estar distribuidas por el conjunto de la red en los puntos de consumo. Y en esta situación, tan importante, o más, es la actuación desde la DSM como facilitador de integración de renovables en la red, como la propia generación a partir de fuentes de energías renovables.

Este planteamiento nos obliga a abandonar el enfoque actual en el que sólo consideramos la instalación de equipos de energías renovables en los edificios como participación del sector en la introducción de renovables. De ahora en adelante, y siempre que el despliegue de inteligencia por los sistemas político, administrativo y económico acompañen, la participación del sector edificación en la introducción de renovables se va a poder universalizar, de tal forma que cualquier consumidor en los edificios pueda contribuir a la integración de renovables en el sistema energético, independientemente de que exista la posibilidad de instalación de sistemas de generación in situ. Es más, este planteamiento nos

51. La regulación centralizada tradicional, donde la demanda no obedece a los requerimientos del sistema y toda la regulación se realiza desde unos pocos centros de generación, es inviable en un contexto de gran integración de generación renovable distribuida por la red.

Gráfico 5

Recurso disponible que deberíamos emplear para cubrir el total de la demanda energética del sector edificación

16,7%

51,7%

0,6% 1,9%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

IEA 2006 BAU 2050

FV edificación Total renovables eléctricas

Porc

enta

je d

e re

curs

o ne

cesa

rio

para

cub

rir

la d

eman

da

Cantidad de recurso de generación eléctrica de origen renovable que sería preciso emplear para cubrir los niveles de demanda actual (AIE, 2006) y tendencial (BAU, 2050) del sector edificación vía electrificación de su demanda térmica con bombas de calor eficientes (COP = 6). Resultados relativos al techo de generación de la fotovoltaica integrada en la edifica-ción y del total de renovables.Fuente: X. García Casals, 2005.


proporciona herramientas para implementar los cambios en escalón (mecanismos de respuesta rápida) que necesitamos en el contexto actual de urgencia.

4

Electrificación del sector edificación

Tradicionalmente hemos manejado la idea de que resultaba más eficiente, energéticamente hablando, cubrir la demanda de energía térmica de los edificios mediante energía térmica52 que mediante energía eléctrica. El concepto subyacente en esta idea es el bajo ren dimiento con el que tradicionalmente convertíamos la energía de los combustibles fósiles en electricidad en las centrales térmicas (30%40%). Este concepto también es el que subyace en el planteamiento tradicional de la mayor eficiencia de la cogeneración, pues el aprovechamiento del calor residual producido en la generación de electricidad mediante combustibles fósiles (o cualquier otro combustible químico o nuclear) conduce a un ahorro de energía primaria53 (y, por lo tanto, de emisiones) respecto a la opción de generar independientemente electricidad y energía térmica a partir de combustibles fósiles. Sin embargo, debemos estar dispuestos a revisar estos conceptos a la luz de la evolución de nuestro sistema energético, pues las soluciones más apropiadas para el pasado no tienen porque ser las más adecuadas en el presente y el futuro cercanos.

La elevada descarbonización que puede experimentar nuestro sistema de generación eléctrica54 representa un cambio radical que nos fuerza a cambiar el concepto tradicional de que la generación térmica con calderas, o incluso la cogeneración, representan las soluciones más eficientes.

El coeficiente de emisiones del sistema eléctrico español en el 2008 fue de 390 g CO2/kWhe (CNE,

52. Calderas de combustible.

53. Cuando este ahorro de energía primaria es superior a un 10% calificamos la cogeneración como de alta eficiencia.

54. Por la creciente penetración de energías renovables que tendremos que impulsar en los próximos años si queremos tener opciones de estabilizar el sistema climático de nuestro planeta.

2009), siendo inferior para el sistema eléctrico peninsular (entorno a 325 g CO2/kWhe).55 Ya incluso en estas condiciones, si tenemos en cuenta que una caldera de gas natural56 de elevado rendimiento (95%) produce unas emisiones de 215 g CO2/kWht, la electrificación de la demanda térmica del edificio mediante bombas de calor con unas prestaciones disponibles en el mercado español (COP = 3,5) nos conduciría a unas emisiones de 93 g CO2/kWht en el sistema eléctrico peninsular, que teniendo en cuenta el estándar japonés para las bombas de calor domésticas en el 2010 (COP ≈ 6,5) se podría reducir a 50 g CO2/kWht.

Esta situación cabe esperar que se acentúe mucho más en los próximos años, en los que asistiremos a una rápida descarbonización del sistema de generación eléctrica mediante energías renovables. En el gráfico 6 presentamos la evolución del coeficiente de emisiones del sistema eléctrico asociado al escenario de sustitución de los parques de generación nuclear y fósil del sistema eléctrico peninsular, publicado en X. García Casals (2009a), que, como podemos observar, no difiere demasiado de los escenarios oficiales de países como el Reino Unido, con una carbonización actual del sistema eléctrico considerablemente superior a la nuestra (CCC, 2009). En un sistema eléctrico con bajo coeficiente de emisiones (por introducción de renovables), y empleando bombas de calor de buenas prestaciones, incluso la cogeneración pierde su sentido al dejar de proporcionar ahorros de energía primaria.

De hecho, hay que entender las bombas de calor como tecnologías que aprovechan energía térmica de origen renovable57 (solar, para ser más precisos) almacenada en el aire (bombas aerotérmicas) o en la tierra (bombas de calor geotérmicas). En una bomba de calor con COP = 4, trabajando en modo calor, tres cuartas

55. Resulta interesante observar que el coeficiente de emisiones de la electricidad peninsular implementado en las herramientas de certificación energética oficiales en España es de 649 g CO2/kWhe (IDAE, 2009), totalmente alejado de los valores actuales, que puede contribuir a desfigurar la calificación energética de edificios y a desplazar las soluciones adoptadas hacia mayores emisiones.

56. Con cualquier otro combustible fósil las emisiones serían superiores.

57. Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.


partes de la energía térmica aportada provienen de energía renovable (solar), y la cuarta parte restante proviene de la electricidad consumida por la bomba de calor, con una contribución renovable que irá creciendo rápidamente a lo largo de los próximos años. Al ir aumentando el COP de las bombas de calor, aumenta la aportación renovable local, y al ir reduciéndose el coeficiente de emisiones del sistema eléctrico, aumenta la aportación renovable “centralizada”.58 Eventualmente, al alcanzar un sistema de generación eléctrica 100% renovable, el aporte de energía térmica a los edificios equipados con bombas de calor (para calefacción, refrigeración y ACS) sería 100% renovable.

Por lo tanto, vemos cómo al sector de la edificación se le abre no sólo una, sino todo un abanico de opciones de alcanzar en los próximos años una integración del 100% de renovables para cubrir su demanda energética. La primera batería de herramientas a implementar son las de eficiencia energética y bioclima

58. El término centralizado debe interpretarse aquí como “procedente de la red eléctrica”, pero no implica ningún posicionamiento sobre la participación de la generación distribuida en dicha red eléctrica.

tismo, es decir, medidas encaminadas a reducir la demanda de energía final del edificio. Y para el remanente de la demanda energética del edifico, la que haya que aportar de forma activa, se abren dos59 vías para satisfacer esta demanda energética: sistemas descentralizados de energías renovables de origen térmico, y electrificación con bombas de calor apoyándose en un sistema eléctrico centralizado cuya generación esté basada en energías renovables.

Cual de estas dos vías se imponga depende de varios factores, entre los cuales, en primera instancia, podemos citar los dos siguientes:

• Sinergias entre los distintos servicios energéticos a cubrir. En este sentido hay que tener en cuenta que a medio plazo, una vez aplicadas las medidas de eficiencia energética, los servicios energéticos de climatización del edificio (calefacción y refrigeración) van a ceder su actual protagonismo sobre la demanda energética total del edificio a otros servicios que forzosamente tienen que satisfacerse por vía eléctrica (iluminación, equipamiento, bombas, ventiladores…). En estas condiciones, emplear el mismo vector energético (la electricidad) para cubrir las demandas energéticas de climatización ofrece ventajas logísticas respecto a la opción de introducir nuevos vectores energéticos.

• Costes económicos de las distintas opciones. En el marco de mercado libre, las opciones de menor coste se imponen a las de costes superiores. En este aspecto, la opción eléctrica basada en bombas de calor eficientes y un sistema eléctrico centralizado abastecido por energías renovables tiene todos los puntos para resultar económicamente más favorable60 que los sistemas basados en energías renovables térmicas descentralizados.

Adicionalmente a estos factores, en un futuro muy próximo y asociados al desarrollo de las redes inteli

59. Y todas las combinaciones posibles entre ambas.

60. En X. García Casals, 2006, puede encontrarse un estudio específico para el caso de los sistemas de refrigeración solar.

Gráfico 6

Evolución del coeficiente de emisiones del sistema peninsular

250

270

290

310

330

350

370

0

50

100

150

200

250

300

350

2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060

Db c

(TW

h/a)

Coe

ficie

nte

de e

mis

ione

s (g

CO

2/kW

h)

Bajo usobiomasa híbrida

Alto usobiomasa híbrida

Dbc(TWh/a)

Fuente: escenario de evolución del coeficiente de emisiones de CO2 del sistema eléctrico peninsular asociado a los escenarios (X. García Casals, 2009d).


gentes, pueden aparecer factores adicionales tales como los mecanismos de mercado asociados a la gestión de la demanda, que hagan que la opción de electrificación completa del sector residencial resulte todavía más interesante y favorable frente a las opciones de energías renovables térmicas distribuidas.

Por último, debemos apuntar que para sacar provecho, y además introducir sinergias importantes con la evolución hacia la sostenibilidad del sistema energético total, la opción de electrificación del sector edificación no tiene que esperar a que se haya alcanzado un 100% de energías renovables en el sistema eléctrico. Poner en juego mecanismos de mercado como los certificados de energía renovable (REC) para la electricidad adquirida por el edificio, e incluso el sistema de garantías de origen de la electricidad de régimen especial, nos permite desde hoy mismo tener edificios funcionando con un 100% de energías renovables al mismo tiempo que introducen un estímulo de mercado que acelere la transición del sistema eléctrico hacia el 100% renovable.

5

Los grandes cambios pendientes

Hasta aquí hemos apuntado la importancia del sector edificación en el sistema energético, la relevancia de la ingeniería bioclimática para acotar la demanda energética de este sector, y las opciones, el potencial y las limitaciones de la cobertura de la demanda energética del sector con energías renovables.

Sin embargo, para desarrollar los potenciales en realidades es preciso introducir los mecanismos apropiados que modifiquen las tendencias y catalicen el cambio deseado.

Algunos de estos mecanismos podríamos clasificarlos como mecanismos de respuesta lenta por los dilatados periodos de tiempo61 requeridos para que consiga cristalizar un cambio significativo en la direc

61. Esto es especialmente cierto en el sector edificación, dada su elevada inercia y su carácter difuso.

ción deseada. Dentro de esta categoría entrarían la regulación energética (CTE), los mecanismos de certificación oficial (CALENER), y los mecanismos de certificación voluntaria62 (LEED, BREEAM…). Más allá de las limitaciones asociadas a la actual regulación y certificación oficial en España, todos estos mecanismos comparten la característica común de tener una “respuesta lenta” y, por lo tanto, una capacidad muy limitada de catalizar la evolución necesaria del sector en los periodos de tiempo disponibles.

Por lo tanto, es preciso poner en juego otros mecanismos de respuesta rápida para producir la evolución necesaria en el periodo de tiempo disponible. Sorprendentemente, estos mecanismos de respuesta rápida están empezando a asomar justo en este momento, en que se han convertido en imprescindibles dada nuestra incapacidad de activar a tiempo los mecanismos de respuesta lenta. El desafío ahora es conseguir facilitarles el camino para que se incorporen a nuestros sistemas y permitan materializar el cambio en escalón que necesitamos. En este punto, vamos a comentar algunos de estos mecanismos y a presentar algunos ejemplos de su potencial de cambio dentro del sector edificación.

5.1

El amanecer de la inteligencia

Por curioso que parezca, desde hace muy poco hemos empezado a oír hablar de la inteligencia como un componente diferencial de algunos de nuestros sistemas, cuya incorporación se percibe como un paso fundamental para conseguir mantenernos dentro de las condiciones de contorno que nos impone nuestro sistema climático.

62. LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) y BREEAM (BRE Environmental Assessment Method) son dos metodologías de certificación de edificios con un alcance mucho más integral que la certificación energética de edificios oficial en España (CALENER), y aunque están demostrando un potencial de movilización del mercado de la edificación en la dirección de la sostenibilidad superior al de la certificación oficial, siguen constituyendo mecanismos de respuesta lenta por el elevado periodo de tiempo que debería transcurrir hasta que ejercieran un impacto significativo sobre el sector de la edificación en su conjunto.


A lo largo de la historia de la humanidad, los sistemas que hemos ido articulando han sido gobernados por componentes por lo general bastante distantes del concepto de inteligencia colectiva o global que ahora empezamos a ver despuntar. Mientras el impacto de la especie humana se ha encontrado bien por debajo de la capacidad de carga del planeta, esta ausencia de inteligencia no ha trascendido a nivel global,63 por lo que ha sido sistemáticamente desplazada.64 Pero en la situación actual, en que nuestra actividad ha sobrepasado rápida y claramente la capacidad de carga del sistema terrestre, ha surgido una gran urgencia por recurrir a esta inteligencia como una de las pocas tablas de salvación a las que todavía nos podemos agarrar.

Sin embargo, no se nos debe escapar el enfoque parcial que se está dando a esta característica de inteligencia, curiosamente limitando su alcance al de los sistemas técnicos desarrollados por el ser humano: redes eléctricas inteligentes, sistemas de transporte inteligentes, edificios inteligentes… Bien es cierto que en la actualidad es cuando se han liberado a gran escala las tecnologías capaces de introducir inteligencia en nuestros sistemas técnicos, pero ello no nos debe cegar en relación con el alcance necesario de la incorporación de inteligencia en nuestros sistemas si queremos ser capaces de producir el cambio necesario en el corto plazo de tiempo disponible.

El alcance de la incorporación de inteligencia debería extenderse al conjunto de nuestros sistemas:

• Sistema político• Sistema administrativo• Sistema social• Sistema económico• Sistemas técnicos (red eléctrica inteligente, siste

ma de transporte inteligente, edificios inteligentes…)

63. Si bien a nivel local siempre se han dejado sentir los efectos de esta falta de inteligencia.

64. Resulta bastante indicativo y acertado el título de la película The Age of Stupid que se estrenó en septiembre de 2009, que describe cómo en 2055 un superviviente de la catástrofe climática planetaria analiza qué es lo que estaba pasando en la Tierra en el año 2008.

Y es precisamente dentro de algunos de estos sistemas, distintos a los sistemas técnicos, donde reside el mayor potencial para producir cambios en escalón que permitan apartar suficientemente nuestra trayectoria evolutiva de los escenarios BAU.

A continuación ilustramos con algún ejemplo el impacto potencial de la incorporación de inteligencia en algunos de estos sistemas. En concreto, centramos nuestra atención en los sistemas económico, social y técnico, todo ello dentro del sector edificación.

Pero no debemos perder de vista que sin la necesaria incorporación de inteligencia en el sistema político y en el sistema administrativo no será posible materializar el potencial de cambio que nos brinda la incorporación de inteligencia en los otros sistemas. Y en este sentido, madurez y responsabilidad son los primeros síntomas de inteligencia global que se deben internalizar.

Así mismo, tampoco debemos dejarnos engañar por el espejismo de que basta con incorporar la inteligencia a los sistemas técnicos. Sin una incorporación de inteligencia en el sistema económico y social la mayoría de los beneficios de la incorporación de inteligencia en los sistemas técnicos quedarán fuera de nuestro alcance.

Es curioso observar la distinta atención que prestamos a los procesos de realimentación rápida y realimentación lenta a los grandes problemas que nos afectan. Tomando como ejemplo la problemática asociada al cambio climático y a la insostenibilidad de nuestra sociedad, hay dos procesos relacionados que merecen nuestra atención.

Por un lado, está la respuesta del sistema climático, a la cual dedicamos importantes esfuerzos de modelado. Sin embargo, en los modelos que actualmente usamos no se encuentran implementados los procesos de realimentación climática lenta (como el derretimiento de la capa de hielo de Groenlandia o la liberación de carbono del permafrost). Implícitamente hemos asumido que estos procesos de realimentación lenta tienen tiempos de respuesta superiores a lo que nos va a llevar reconducir las concentraciones atmosféricas de CO2 eq hacia valores seguros, por lo que


pretendemos basar los acuerdos internacionales sobre las necesidades de reducción de emisiones en modelos que no incorporan estos mecanismos físicos. Sin embargo, el sistema climático ha avanzado la manifestación de sus mecanismos de realimentación lenta del orden de 80 años respecto a lo que pronosticaban nuestros modelos, y ha hecho evidente que el cambio climático está aconteciendo a una velocidad muy superior a la que pronosticaban los modelos del IPCC en su informe del año 2007 y a partir de los que se estableció el punto de partida65 de la mesa de negociaciones del COP15 en Copenhague.

Por otro lado se encuentra la estructura básica de nuestro sistema económico, basada en la venta de productos en lugar de proporcionar servicios, y metido en una vorágine de crecimiento ilimitado intrínsecamente insostenible. Es decir, un sistema económico con un fundamento radicalmente opuesto a la sostenibilidad, y con una fuerza destructora muy superior a la de todas las medidas paliativas que podamos probar de introducir. En estas condiciones, en lugar de apostar por mecanismos de respuesta rápida (como la reestructuración del sistema económico para basarlo en prestaciones energéticas en la línea de lo comentado en este punto), nos centramos exclusivamente en la aplicación de mecanismos de realimentación lenta, como los procesos de certificación energética de los edificios que, en el mejor de los casos,66 producirán un efecto significativo en tiempos del orden de cien años, superior al plazo del que disponemos para resolver el problema. De hecho, cuando nos enfrentamos a un periodo de crisis como el actual, las respuestas de los sistemas político y administrativo se dirigen exclusivamente a inyectar suero a los mecanismos básicos del modelo económico que nos ha conducido a la situación actual, en lugar de impulsar el cambio necesario.

65. Desafortunadamente, el resultado del COP15 en Copenhague quedó incluso muy por debajo de los requerimientos de estos puntos de partida, retrasando una vez más la adopción de medidas consistentes con la evidencia científica, y dificultando todavía más la resolución de la problemática planteada como consecuencia de los retrasos adicionales.

66. Es decir, en el caso de que estén bien implementados y consigan tirar del mercado en la dirección deseada, lo cual no siempre pasa.

5.1.1

Reconversión estructural del sistema económico

En la actualidad, prácticamente cualquier actuación que planteamos para encaminarnos hacia la sostenibilidad choca frontalmente con la estructura de nuestro sistema económico, y dada la fuerza predominante de éste como motor de nuestra sociedad, las actuaciones en sostenibilidad quedan totalmente relegadas a un segundo plano, a una decoración sin capacidad alguna de cambio, sobreimpuesta a la corriente principal que, desbocada, nos sigue llevando en dirección contraria a la sostenibilidad.

La única opción que parece quedarnos disponible para operar el cambio en los cortos plazos de tiempo disponibles es alinear la fuerza principal que mueve nuestra sociedad con los requerimientos de sostenibilidad, en lo que se ha dado en conocer como una economía energética basada en prestaciones. En el momento en que consigamos que el origen del beneficio económico esté íntimamente ligado a la eficiencia y ahorro energético en lugar de al despilfarro, habremos alineado la principal fuerza motora de nuestro sistema con nuestros intereses globales, y habremos liberado el principal mecanismo de introducción de cambios en escalón.

Para ilustrar la viabilidad y potencial de este planteamiento, en este punto exponemos algunos resultados de X. García Casals (2009b) en los que se plantea un modelo de negocio de edificación sostenible para su desarrollo en la comunidad autónoma de Navarra. En X. García Casals (2009a) se puede encontrar otra aplicación de este enfoque para el caso de la movilidad sostenible.

Uno de los aspectos fundamentales de esta transformación es romper el mal planteamiento de eficiencia económica en la estructura productiva del sector de la edificación actual: el constructor/promotor no paga las facturas operación del edificio (desconexión económica entre constructores/promotores y usuarios). Para ello, la principal fuente de ingresos del cons tructor/promotor de obra nueva o rehabilitación tiene que


estar asociada a la venta de los servicios energéticos demandados por el usuario del edificio con una garantía de resultados. La forma más clara de proporcionar esta garantía de resultados, con un importante gancho comercial de cara al usuario del edificio, es proporcionando dichos servicios de energía final mediante una tarifa prefijada que incluso puede permanecer estable a lo largo del tiempo liberando al usuario final de los riesgos inflacionistas del consumo de energía.

En X. García Casals (2009b) se plantea un escenario que permite explorar el potencial de una línea de negocio de estas características hasta el año 2050. Empezando con la elaboración de un escenario de evolución de los mercados de construcción de obra nueva y rehabilitación en Navarra, así como escenarios de demanda energética de los edificios67 (residenciales

67. Los edificios desarrollados por la empresa que implementa este modelo de negocio incluyen una mayor integración de fotovoltaica que los del resto del parque de edificios. Sin embargo, se ha asumido esta integración fotovoltaica en términos de paridad de costes, es decir, que el coste total de la electricidad fotovoltaica generada se corresponde con el coste para el usuario del edificio de esa electricidad si la comprara de la red, por lo que no proporciona beneficios adicionales para la empresa.

y no residenciales) desarrollados por la empresa y del resto del parque de edificios,68 se evalúan las distintas líneas de beneficio de una empresa de construcción que llegue a abarcar del orden del 30% del volumen de obra disponible, ofertando tanto la obra como los servicios energéticos de estos edificios.69 A modo de ejemplo, en el gráfico 7 mostramos la evolución de las distintas componentes de demanda energética en el horizonte del escenario de los edificios residenciales, tanto los desarrollados por la empresa, como del resto del parque de edificios. Como puede observarse, incluso ante un planteamiento bastante optimista de cómo evolucione el parque de edificios de referencia,

68. El ahorro diferencial de los edificios desarrollados por la empresa que implementa este plan de negocio respecto al resto de edificios del parque constituye la fuente principal de ingresos de la línea de negocio. Esa es la forma de articular la economía energética basada en prestaciones, pues es el propio núcleo del modelo de negocio el que empuja hacia la obtención de mayores niveles de eficiencia en los edificios desarrollados.

69. En el escenario desarrollado, la prestación de servicios energéticos se limita a los edificios en cuya obra (nueva o rehabilitación) ha participado la empresa que implementa esta línea de negocio, pues son sobre los que existe capacidad de control del nivel de eficiencia alcanzable.

Gráfico 7

Evolución de la estructura de demanda energética en edificios residenciales en Navarra

Residencial referencia Residencial desarrollado por empresa

0

50

100

150

200

250

2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

kWh/

m2 -

a

Refrigeración (kWhe/m2-a)

Resto electricidad Iluminación

ACS (kWhPCI/m2-a)

Calefacción (kWhPCI/m2-a)


0

10

20

30

40

50

60

70

80

Resto electricidad Iluminación

ACS (kWhe/m2-a)

2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

kWh/

m2 -

aCalefacción (kWhe/m2-a) Producción PV (kWhe/m2-a)

Evolución tanto para los edificios eficientes desarrollados por la empresa implementando la línea de negocio como para el resto del parque de edificios residenciales.Fuente: X. García Casals, 2009b.


sigue existiendo potencial de ahorro adicional que puede desarrollar la empresa que implemente este modelo de negocio, procediendo de esta forma a acelerar70 la evolución del parque de edificios hacia la sostenibilidad.

En el gráfico 8 mostramos la evolución de las distintas líneas de beneficio de esta idea de negocio a lo largo del escenario analizado. Como podemos ver, las líneas de beneficio dominantes a medida que pasa el tiempo son las asociadas a la prestación de servicios energéticos, y quedan relegadas a un segundo lugar las asociadas a la venta71 de obra (nueva o rehabilitada). En términos de valor actual neto, la principal línea de ingresos de la idea de negocio propuesta es la asociada a prestar servicios energéticos en el sector residencial, seguida por la rehabilitación de edificios residen

70. De hecho, cuanto peor sea el parque de edificios de referencia, mayor será el margen de beneficio de esta línea de negocio, por lo que con más fuerza y mayor facilidad puede entrar en el mercado.

71. Basadas en escenarios tendenciales de evolución del precio de la obra nueva y rehabilitada.

ciales con un volumen de negocio muy parecido al de la prestación de servicios energéticos en los edificios no residenciales. A continuación sigue la línea de ingresos asociada a la rehabilitación de edificios terciarios y, por último, y con volúmenes de negocio muy inferiores, encontramos las líneas de ingreso de construcción nueva residencial y no residencial.

5.1.2

Gestión de la demanda y la generación distribuidas

En el apartado anterior mostrábamos cómo podía articularse una línea de negocio en el marco de la eco nomía energética basada en prestaciones para el sector de la edificación, ligando directamente la generación de be neficios a la consecución de mayores niveles de eficiencia mantenidos a lo largo de la vida útil del edificio, de tal forma que el propio motor del sistema económico fuera el que se encargara de desplegar el potencial de eficiencia en el parque de edificios.

Pero tal y como comentábamos anteriormente, el sector de la edificación puede ir mucho más allá al actuar como facilitador de la integración de energía renovable en un contexto de integración del sistema energético. Y esta faceta adicional también es susceptible de articularse mediante una línea de negocio paralela a la expuesta en el punto anterior, de tal forma que esta activación de la gestión de la demanda pueda desarrollar su máximo alcance al producir una línea de ingresos adicionales para los consumidores de energía de los edificios que les permita compensar parcialmente sus gastos energéticos. La articulación72 de esta línea de negocio mediante un agregador de la de manda73 permite introducir un escalón en el despliegue de inteligencia por la red eléctrica, y alcanzar cotas de par ticipación de la DSM muy superiores a las que nos

72. Esta articulación está íntimamente relacionada con la aplicación de inteligencia en los sistemas político, administrativo y económico.

73. En este punto limitamos el alcance del agregador de la demanda al sector edificación, pero de forma natural este servicio podría unirse con el correspondiente para el sector de transporte desarrollado en X. García Casals, 2009a.

Gráfico 8

Evolución de la estructura de beneficios de una línea de negocio de construcción eficiente en Navarra

0

50

100

150

200

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300

350

2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

Ben

efic

io (

M€

/a)

Beneficio servicios energéticos residencial

Beneficio servicios energéticos no residencial

Beneficio no residencial rehabilitada

Beneficio vivienda rehabilitada

Beneficio no residencial nueva

Beneficio vivienda nueva

Fuente: X. García Casals, 2009b.


proporcionaría una simple implementación de inteligencia en la red eléctrica; por lo tanto, se convierte en ingrediente fundamental para la integración de renovables a gran escala.

En este punto presentamos algunos resultados del modelo de negocio desarrollado en X. García Casals (2009c). Partiendo de unos escenarios de evolución del parque de edificios y su demanda energética en la comunidad autónoma de Navarra, se plantea un modelo de negocio basado en la gestión de la demanda y generación distribuidas. El parque de edificios se reparte entre edificios residenciales y no residenciales y, a su vez, entre edificios eficientes74 y el resto del parque de edificios.75 En el gráfico 9 mostramos ya la

74. Los impulsados por modelo de negocio de construcción sostenible como el comentado en el apartado anterior.

75. Una característica diferencial entre los edificios eficientes y el resto del parque de edificios es que los primeros presentan una electrificación muy superior de sus demandas térmicas. Este aspecto resulta de importancia de cara a las posibilidades de ofertar servicios complementarios al operador del sistema eléctrico.

evolución de la estructura de demanda energética de los edificios no residenciales, habiéndose presentado la de los residenciales en el apartado anterior.

La línea de negocio propuesta tiene como principales proveedores de servicios a los consumidores finales76 (servicios de DSR77), que son retribuidos con una estructura tarifaria adecuada, y como clientes a todos los actores del sistema y mercado eléctrico que pueden sacar un beneficio de la articulación efectiva de la DSR (operador del sistema, distribuidoras y comercializadoras). El valor añadido que prestan a estos clientes para estabilizar su nicho de mercado es la capacidad de coordinación independiente de los distintos actores y, sobre todo, la capacidad de agregación de la demanda, de tal forma que los servicios complementarios que ofrece el DSR pasen de tener un carácter esporá

76. Y los que adicionalmente se prestan SVA (servicios de valor añadido) como auditorías con seguimiento de eficiencia energética y económica.

77. DSR, Demand Side Response. Se trata de DSM haciendo hincapié en la respuesta de la demanda tanto a las señales de precios como a las necesidades de operación del sistema eléctrico.

Gráfico 9

Evolución de la estructura de demanda energética en edificios no residenciales en Navarra

Resto parque edificios no residenciales No residencial eficiente

0

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Iluminación

Resto electricidad Ventiladores y bombas


2008

2011

2014

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2023

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2044

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Dem

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(kW

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2 -a)

ACS (kWhPCI/m2-a) Calefacción (kWhPCI/m2-a)

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Iluminación

Resto electricidad Ventiladores y bombas


2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

Dem

anda

ene

rgét

ica

(kW

h/m

2 -a)

ACS (kWhPCI/m2-a) Calefacción (kWhe/m2-a)

Producción PV (kWhe/m2-a)

Evolución tanto para los edificios eficientes desarrollados por la empresa implementando la línea de negocio como para el resto del parque de edificios no residenciales.Fuente: X. García Casals, 2009c.


dico y no controlado78 a tener un carácter de capacidad firme con la que se puede contar para regular, operar y planificar el sistema eléctrico. Es precisamente mediante este carácter de capacidad firme que ofrece la empresa propuesta en esta línea de negocio que los clientes pueden acceder al máximo beneficio que proporciona la DSR para su operación, y, por lo tanto, están dispuestos a pagar por el servicio que ofrece la nueva empresa y que se sale de su ámbito de actuación convencional.

Por otro lado, la línea de negocio propuesta incorpora servicios de gestión de la generación distribuida (DG) que se complementan perfectamente con los servicios de DSM,79 y que permiten maximizar los be neficios, tanto económicos para la empresa que desarrolle la línea de negocio como técnicos para el sistema eléctrico, y todo ello interactuando con los mismos actores que

78. Que corresponde al planteamiento actual de las compañías eléctricas (donde estos servicios no se retribuyen y quedan sometidos al azar).

79. De hecho, los servicios de gestión de la DG son esencialmente servicios de DSM, pues la gestión de la DG se obtiene vía gestión de la demanda y la capacidad de acumulación distribuidas.

para implementar la línea de negocio de DSM. Por lo que respecta a la DG, cabe diferenciar claramente dos líneas de actuación:

• Gestión de la DG propiedad de los usuarios finales que actúan como proveedores de servicios de DSR. Mediante la interacción de dicha DG con la demanda y con la capacidad de acumulación de los distintos servicios energéticos, la empresa podría fijar de antemano una curva de generación firme (la parte inyectada a la red) que además podría ajustar según estructura del mercado eléctrico. Este servicio complementario para la gestión de la DG estaría asociado a una retribución adicional. De igual forma, la empresa podría instalar capacidad de DG de propiedad que explotaría bajo el mismo concepto de generación firme predecible.

• Gestión de la DG de otros generadores ajenos a los proveedores de servicios de DSR. En este caso, la empresa ofrecería servicios de demandaUP a los generadores, de tal forma que se pudiera integrar su electricidad en el sistema eléctrico. Así, por ejemplo, mediante un contrato suscrito con

Gráfico 10

Estructura de ingresos de línea de negocio basada en la gestión de la demanda y la generación distribuidas en el parque de edificios de Navarra

Residencial No residencial

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2008

2011

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2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

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Ingr

esos

(M

€/a

)

Integración renovables

Auditoría energética FV gestionable

Regulación

Reserva rodante

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5

6

7

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2008

2011

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

Ingr

esos

(M

€/a

)Integración renovables

Auditoría energética FV gestionable

Regulación

Reserva rodante

Fuente: X. García Casals, 2009c.


el operador de un parque eólico, en situaciones en las que la demanda es baja y el operador del parque eólico debería regular su generación, mandando una señal adecuada al centro de control de la empresa ésta podría activar la DSR para desplazar la demanda de otras bandas horarias a ese momento con déficit de demanda, e integrar esa generación adicional y recibir una retribución por ese servicio complementario.

El gráfico 10 recoge la evolución a lo largo del periodo considerado de las distintas líneas de ingresos asociadas a este modelo de negocio.

6

Conclusiones

Recogemos a continuación las principales conclusiones de este artículo.

El sector edificación ya tiene actualmente un gran peso en la estructura de consumo energético de España, pero ante un escenario BAU de evolución del mismo puede convertirse en el sector dominante. Por lo tanto, es imprescindible incorporar medidas de eficiencia y ahorro, así como integración de energías renovables, en este sector para mantenernos dentro de las exigencias que nos imponen las condiciones de contorno de nuestro sistema climático.

La primera aplicación de las energías renovables en el sector edificación viene de la mano de la ingeniería bioclimática, que activa los distintos mecanismos de aportes renovables pasivos (en sentido amplio, al incorporar las medidas de eficiencia), con el fin de desviar la trayectoria de este sector de los escenarios BAU que conducen a una enorme demanda de energía.

Las opciones descentralizadas de aplicación de energías renovables en el sector edificación (solar térmica y biomasa), si bien pueden jugar un papel relevante en el proceso de transición se encuentran con serias limitaciones de disponibilidad de recursos y de costes para hacerse cargo del conjunto de la demanda energética de este sector.

La opción centralizada de aplicación de energías renovables en el sector edificación, articulada a través de la red eléctrica y en un contexto de integración del sistema energético, permite a este sector acceder a un potencial muy superior de energía renovable con un coste inferior, al mismo tiempo que lo convierte en un actor importante para hacer viable un sistema energético abastecido con energías renovables.

El gran potencial de la aplicación de las energías renovables en el sector edificación reside realmente en su potencial de actuar como facilitador de la integración de energías renovables en el sistema energético mediante la gestión de la demanda y la prestación de otros servicios complementarios al sistema eléctrico y a las centrales de generación con emergías renovables. Este planteamiento está asociado a la evolución del sistema eléctrico vía despliegue de inteligencia, que conduce a una situación en la que el control principal del sistema eléctrico pasa de estar localizado en el lado de la generación centralizada, como hasta la fecha, a distribuirse por la red en los puntos de demanda. Socialmente también tiene repercusiones muy importantes, pues cualquier consumidor (y cualquier edificio) puede tener una participación activa en la integración de renovables, independientemente y más allá de sus posibilidades de integrar generación renovable en el propio edificio. Para desplegar este gran potencial del sector edificación, es preciso que el despliegue de inteligencia por la red eléctrica vaya acompañado de un despliegue de inteligencia por los sistemas político, administrativo y económico.

Si bien el sector edificación se caracteriza por una gran inercia que pone en duda su capacidad de participar de forma activa en el rápido cambio requerido por nuestro sistema energético, la activación de los mecanismos de mercado adecuados (desarrollo de inteligencia en los sistemas político, administrativo y económico) pueden proporcionarle, en el contexto de un sistema energético integrado y una red inteligente, una gran capacidad de participación de la que no podremos prescindir.


7

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203Monográfico

Existe una cierta tendencia entre la sociedad española a minusvalorar la importancia de los acuerdos alcanzados por nuestros representantes en el seno de la Unión Europea. Más que la distancia física hasta Bruselas es una sensación de que lo que en Europa se debate está muy lejos de nuestras vidas cotidianas. Esto puede ser cierto en ocasiones, aunque debemos entender que por nuestro marco jurídico las decisiones alcanzadas en Bruselas terminan por adaptarse, más pronto o más tarde, a nuestra legislación y se convierten en nuestras reglas de juego.

El caso de la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, que entró en vigor el 25 de julio de 2009, es una buena muestra de cómo la política europea marca un camino por el que debemos ir, especialmente cuando, como es el caso, los objetivos no son orientativos sino vinculantes. Antes de realizar una valoración en profundidad de la Directiva y las repercusiones que tendrá sobre el panorama energético nacional a medio y largo plazo, hay que señalar en este punto que los objetivos que se marcan en nuestro mix energético son fruto del

acuerdo y no se trata de imposiciones. Aquellos interesados en la defensa de otras tecnologías no renovables, cuyas críticas pesan tanto como las empresas a las que representan, no deberían olvidar que los acuerdos alcanzados, los objetivos comprometidos y, en definitiva, la política energética europea posee el respaldo de los distintos gobiernos de los estados miembros.

1

¿Por qué una Directiva sobre renovables?

La motivación última detrás de los objetivos que marca la Directiva 2009/28/CE es reducir la dependencia energética y el efecto que la variabilidad de los precios de los hidrocarburos tiene sobre el conjunto de la economía del viejo continente. La escalada de los precios del petróleo de la última década que desembocó en el máximo histórico de 147 dólares el barril en julio de 2008 ha condicionado, como en su día ocurrió con la crisis del petróleo, las políticas energéticas a nivel mundial. La correlación clara entre el precio del barril

Directiva europea, perspectivas de futuro

José María GonzálezAsociación de Productores de Energías Renovables


y el IPC es una muestra de la debilidad de un entramado económico que necesita diariamente energía para funcionar y que no dispone de reservas de hidrocarburos. La dependencia energética, que en Europa ronda el 50% y que en nuestro país supera el 80%, hace a las economías del viejo continente especialmente vulnerables a las alzas del precio de los hidrocarburos. Las importaciones energéticas, esencialmente gas, carbón y petróleo pero también el combustible nuclear, superaron el 89% de las necesidades energéticas en 2008 y el efecto que estas importaciones tienen sobre nuestra balanza comercial es devastador.

La Unión Europea, consciente de la gravedad del pa norama energético, impulsó el objetivo del 202020 para luchar contra la dependencia energética. No se trata únicamente de que en 2020 el 20% del consumo de energía final proceda de fuentes renovables sino de mejorar en un 20% el rendimiento energético, hacer lo mismo pero consumiendo menos energía. El efecto combinado de aumentar el porcentaje de energías renovables y mejorar nuestro rendimiento está más cercano a una medida puramente económica que a un arrebato ecologista. En palabras de José Manuel Barroso, presidente de la Comisión Europea, “si tenemos el valor de cambiar, podemos disminuir el coste de las importaciones de gas y petróleo en 50.000 millones de euros de aquí a 2020”.

Las ventajas de un cambio de esta magnitud no se ciñen únicamente al valor cuantitativo de las importaciones evitadas o los derechos de emisión de CO2 que dejarían de pagarse al tender hacia una generación más baja en carbono. La presión política que determinados países ejercen sobre Europa, por el “simple” hecho de ser suministradores energéticos, disminuiría de forma efectiva. La repercusión de las declaraciones del presidente Chávez o los intentos de adquisición de compañías energéticas españolas por parte de compañías rusas son claros ejemplos de esta presión política. Ya en el programa electoral del presidente Obama se podía leer que “la transferencia de riqueza hacia los países productores de petróleo, muchos de ellos abiertamente hostiles a nuestros intereses, es una amenaza para nuestra seguridad nacional”.

2

La evolución hacia las energías renovables, un cambio a escala mundial

La evolución hacia un mayor aprovechamiento de los recursos propios es una constante a nivel mundial. Esta evolución viene motivada por las previsiones y recomendaciones de las principales agencias internaciones encabezadas por la Agencia Internacional de la Energía, que contemplan un escenario de fuerte crecimiento de la demanda energética mundial a medio y largo plazo debido, principalmente, a un mayor consumo de las economías emergentes (Brasil, India, China, etc.). ¿Cómo se podrá satisfacer este consumo? En primer lugar, asumiendo que ninguna tecnología, por sí sola, puede dar una solución. En segundo lugar, entendiendo que, debido a los compromisos me dio ambientales de reducción de emisiones de CO2, el mix energético debe evolucionar hacia un futuro con menor presencia de carbono.

Hoy por hoy, todas las tecnologías son necesarias para satisfacer las crecientes necesidades energéticas. El petróleo, el carbón, el gas natural o la energía nuclear son tecnologías de las que no podemos prescindir. Si bien la evolución natural del mix energético es a que el porcentaje de las tecnologías convencionales vaya disminuyendo a favor de una mayor presencia de energías renovables. En parte porque las energías limpias permiten reducir las emisiones no sólo de CO2, sino también de NOx y SO2, aunque, como hemos visto, la principal razón de la utilización de renovables es la de disponer de energía autóctona y reducir con ello las importaciones energéticas.

3

Objetivos globales de la Directiva 2009/28/CE

La Directiva europea establece unos objetivos ambiciosos de implantación de energías renovables a escala europea. Para el año 2020, el 20% del consumo de energía final de toda la Unión Europea provendrá de

205Monográfico. Directiva europea, perspectivas de futuro

fuentes de energía renovables. Este objetivo tendrá una incidencia importante en el transporte, donde el 10% de la energía debe ser renovable (mediante medios de transporte eléctricos o la utilización de biocarburantes). Sin embargo, la repercusión mayor la tendrá en el mix de generación eléctrica. Más del 40% de la electricidad del viejo continente se generará de forma renovable. Si los objetivos fijados en la Directiva se cumplen, las energías renovables se convertirán en la tecnología más importante de generación eléctrica en tan sólo diez años.

Aparte de la cifra mencionada por Durao Barroso de 50.000 millones de euros de ahorro de importaciones de gas y petróleo hasta 2020 y de la necesaria evolución hacia una mayor independencia energética existen otras poderosas razones para justificar esta importante apuesta europea por las energías limpias.

4

PANER, la hoja de ruta hacia los objetivos nacionales

El objetivo europeo del 20% no es un objetivo común para cada estado miembro. Cada uno de los países que forman parte de la Unión Europea se ha comprometido a un porcentaje determinado de energías renovables en su mix energético teniendo en cuenta su potencial renovable y el estado actual de desarrollo de estas tecnologías dentro de sus fronteras. Suecia, que en 2005 estaba cerca del 40%, tiene el objetivo más ambicioso para 2020, el 49%; Malta representa la otra cara de la moneda, pues deberá alcanzar el 10% dado que actualmente no dispone apenas de energías limpias. España se encuentra en una posición intermedia y el objetivo marcado coincide con el global de la Unión: en 2020, el 20% del consumo de energía final bruta deberá satisfacerse mediante energías renovables.

La Directiva crea un instrumento que marcará los compromisos exactos por tecnologías, el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER). Los estados miembros estaban obligados a elaborar un

borrador de dicho plan en diciembre de este año y, en el borrador español, el Gobierno marcaba un objetivo superior al mínimo acordado en Bruselas. Según este primer borrador, el 22,7% del consumo de energía final bruta provendrá de energías renovables en 2020. Con ese porcentaje las energías limpias se convertirán en el principal generador de electricidad a finales de esta década. Estas previsiones están provocando críticas por parte de empresas con intereses en otras tecnologías de generación, críticas que se recrudecerán en el tiempo según se vaya avanzando hacia los objetivos establecidos.

5

El mix energético futuro y la Directiva

El hecho de convertirse en el mayor generador de electricidad en tan sólo una década no ha pasado inadvertido para el sector energético, especialmente porque estas previsiones han coincidido en el tiempo con una importantísima crisis de la demanda de electricidad. Este hecho, unido a las importantes inversiones que se han realizado a lo largo de la última década en centrales térmicas, deja a algunas compañías en una preocupante posición. Las centrales de ciclo combinado de gas natural no han demostrado en la práctica ser tan rentables como auguraba la teoría debido a la reducción drástica de horas de funcionamiento por una mayor participación de las energías renovables y, fundamentalmente, por la reducción de consumo eléctrico debido a la crisis financiera.

De acuerdo con las previsiones del Gobierno en el borrador del Plan de Acción Nacional, las energías renovables generarán más del 42% de la electricidad en 2020. La importancia que cobrarán en la próxima década las energías limpias ha desatado ya toda una campaña por parte de tecnologías tradicionales que ven amenazada la rentabilidad de sus inversiones. Sin embargo, conviene recordar un hecho. Mientras que el desarrollo de las energías limpias disfruta de un paraguas de legalidad constituido por los objetivos vinculantes comprometidos con Bruselas, las decisio


nes empresariales son libres. De igual manera que las empresas son soberanas para tomar sus decisiones estratégicas de inversión y disfrutar de los beneficios que esas decisiones proporcionen, deberían ser consecuentes y asumir las pérdidas que una mala estimación del comportamiento del mercado pueden producir.

El mix energético futuro estará fuertemente condicionado por la evolución de la crisis económica en nuestro país, que marcará las tendencias de consumo eléctrico, y por los objetivos en materia de renovables. Con estos dos condicionantes, el Gobierno prevé cumplir los objetivos de reducción de emisiones, tanto los comprometidos por Kioto como los que prevé la Unión Europea, y aumentar nuestro grado de autoabastecimiento en un 10%, lo que reducirá nuestra preocupante dependencia de las importaciones energéticas.

Una vez comprobada la tendencia clara, tanto a nivel nacional como a nivel europeo, de una mayor penetración de las energías renovables en el mix energético, sólo cabe preguntarnos cómo y de qué manera este cambio afectará a nuestro medioambiente, a nuestra sociedad y, lo que es también importante, a nuestros bolsillos.

6

Beneficios medioambientales y sociales

Existen importantes argumentos a favor de las energías renovables que tienen poco que ver con los aspectos económicos de las mismas y más con sus beneficios medioambientales y sociales. Por poner un ejemplo, en el caso de la biomasa una mayor utilización de esta tecnología redunda positivamente en el tratamiento de residuos biológicos. La obtención de biogás mediante biodigestores utiliza como fuente energética las deyecciones líquidas de la ganadería (purines), estiércoles sólidos de las granjas, residuos vegetales, la fracción orgánica de los residuos urbanos… Estas formas de obtener energía, tanto eléctrica como térmica, permiten convertir un problema en

una solución. Unos residuos que, de otra forma, deberían tratarse de manera costosa para que no supusieran un problema medioambiental, se convierten en una fuente energética más que evita importaciones energéticas y ahorra emisiones de CO2, a la vez que genera una gran cantidad de empleos en zonas rurales.

Según la Confederación de Organizaciones de Selvicultores de España (COSE), el aprovechamiento de la biomasa de nuestros bosques evitaría entre el 50% y el 70% de los incendios que, cada año, se producen en nuestro país. De nuevo, una ventaja que poco o nada tiene que ver con el sector energético pero que constituye un argumento de peso para desarrollar las energías limpias, especialmente en países tan castigados por los incendios en la época estival como lo son los del área mediterránea.

Otro argumento de peso que ya se ha apuntado tiene que ver con el desarrollo económico y social de las zonas rurales. Históricamente se ha producido una descapitalización de la fuerza de trabajo en las zonas rurales debido a la promesa de mayores y mejores perspectivas laborales en las ciudades. Las energías limpias permiten revertir esta situación y no sólo en el caso de la biomasa. Los recursos renovables se encuentran alejados de las ciudades o, para ser coherentes, las ciudades se han alejado siempre de estos recursos. No resulta agradable vivir en un lugar con mucho viento o en zonas donde el Sol resulta abrasador. Un rápido vistazo a la implantación de las energías renovables por comunidades autónomas constata este hecho. Castilla y León, CastillaLa Mancha y Galicia son las comunidades que encabezan el ranking, seguidas por Aragón y Andalucía.

El sector es un importante generador de puestos de trabajo. Según el informe Trabajando por el clima de Greenpeace, las energías limpias generan entre 4 y 30 veces más puestos de trabajo por megavatio que las tecnologías convencionales. Esta diferencia se explica por la necesidad de concentrar las energías renovables, más difusas, en formas energéticas útiles para el hombre, en forma de combustibles o de electricidad.

207Monográfico. Directiva europea, perspectivas de futuro

7

¿Las renovables son caras?

Parece claro que una mayor contribución de las energías renovables será positiva, tanto para nuestro medioambiente como para nuestra sociedad. Sin embargo las energías renovables han tenido tradicionalmente la fama de caras. Esta imagen proviene de las décadas en las que las tecnologías renovables estaban en una etapa de investigación y desarrollo, cualidad que contrastaba con un precio bajo del petróleo. Aunque los costes de generación se han reducido de una forma espectacular, y continúan haciéndolo, la percepción de las energías renovables como caras se ha perpetuado, en ocasiones con la malintencionada ayuda de actores interesados. A largo plazo no hay discusión posible, hablamos de un recurso infinito contra otro finito. Adicionalmente, el hecho de que la demanda de hidrocarburos aumenta a mayor velocidad que la oferta y que los yacimientos de explotación más barata son los primeros en agotarse, la curva de precios de los combustibles fósiles sólo puede aumentar a lo largo del tiempo. Por el contrario, las energías renovables recorren a mayor velocidad su curva de aprendizaje cuanto más se utilizan, lo que conlleva a una reducción más rápida de los costes según aumenta su demanda.

Sin embargo, la principal discusión no es sobre el futuro sino sobre el presente. En la actualidad, por motivos que ya se han comentado, se utiliza de manera interesada la cuantía de las primas a las energías renovables como si estas primas careciesen de sentido. Nada más lejos de la realidad. Las primas reflejan el coste que otras tecnologías no pueden, o no quieren, internalizar. El coste de utilizar un recurso y no reponerlo, el coste de que se produzcan guerras por la obtención de ese recurso, el coste de que nuestra economía sea totalmente vulnerable al precio de ese re

curso, el coste de las enfermedades respiratorias producidas por la contaminación del aire, el coste de que nuestro clima esté siendo forzado por las concentraciones de CO2… Todos esos costes no se internalizan por parte de las tecnologías convencionales, como tampoco pagan las compañías tabacaleras los tratamientos de los enfermos de cáncer de pulmón, pero que no lo paguen no significa que no incurran en esos costes. Las primas no son sólo una forma de apoyar tecnologías emergentes sino también de reconocer unos costes en los que las energías renovables no incurren y otras sí.

Sin embargo, lo mejor de las matemáticas es que son una ciencia pura. Los números no mienten. Se podrán hacer lecturas más interesadas o menos, pero, al final, los datos están ahí para quien los quiera contrastar. Es cierto que el año 2008 el sector de las energías renovables recibió 2.605 millones de euros en primas, eso es innegable. Pero también es innegable que ahorraron importaciones de combustibles fósiles por valor de 2.725 millones de euros, que se evitaron emisiones de CO2 por valor de 499 millones de euros y que el precio en el mercado mayorista, gracias a la presencia de las energías renovables, se redujo en 4.919 millones de euros (los últimos días de febrero, sin ir más lejos, gracias a que en algunas horas toda la demanda se cubrió con energía nuclear y eólica, el precio intradiario del mercado mayorista de electricidad fue cero durante varias horas).

Evidentemente las energías renovables están saliendo “caras” a algunas compañías pero no al conjunto de la sociedad española. Las primas de las energías renovables constituyen una de las mejores inversiones del Gobierno español. Una apuesta decidida por estas tecnologías, coherente con el objetivo comprometido ante Bruselas, es fundamental para que las economías nacional y europea evolucionen hacia un crecimiento más sostenible y no sólo medioambientalmente hablando.

209Monográfico

Perspectivas y aplicaciones en Cataluña de las energías renovables. La necesidad de un nuevo modelo energético

Josep Maria FontCOMSA EMTE

1

Introducción

“La sostenibilidad medioambiental del suministro y consumo energético debe mejorarse para reducir riesgos medioambientales y para la salud. Esto requiere medidas que incrementen la eficiencia energética, la modernización de las tecnologías empleadas para producir y utilizar energía, la sustitución de los combustibles contaminantes por combustibles más limpios, y el desarrollo de las energías renovables.”1

Esta afirmación la realiza el Grupo de Cooperación Interinstitucional establecido en el seno de la ONU para tratar los temas energéticos, en el marco de un informe en el que analiza la importancia de la energía para alcanzar los Objetivos del Milenio. En ella se condensan los elementos que marcan la realidad actual

1. The Energy Challenge for Achieving the Millennium Development Goals, 22 de julio de 2005, UNEnergy (http://esa.un.org/unenergy).

del sector energético: protección del medioambiente, reducción de los combustibles fósiles y desarrollo de las energías renovables.

La energía eléctrica constituye un bien esencial en la sociedad actual, tanto en los países desarrollados como en las economías emergentes o en vías de desarrollo. Como señala el Plan de la energía de Cataluña 20062015 (revisión del 2009): “La garantía y la ca lidad del suministro energético constituyen un derecho de la sociedad, representan un elemento imprescindible de nuestro bienestar y de la competitividad de nuestras empresas, ya que la energía es un bien de primera necesidad”.

En la sociedad del bienestar en la que vivimos estamos plenamente habituados a disponer de suministro eléctrico garantizado. Así, si al llegar a nuestro hogar intentamos encender un electrodoméstico y éste no funciona, raramente lo achacaremos a que en ese momento no disponemos de suministro eléctrico, sino a que el aparato en cuestión está estropeado o no está enchufado. La garantía de suministro eléctrico es algo que se da por sentado.


En cuanto a la calidad, la normativa aplicable en la materia desglosa este concepto en una triple vertiente: continuidad, calidad del producto y calidad del servicio.2 Por lo que respecta a la “calidad del producto”, ésta viene determinada por criterios puramente técnicos (características de la onda de tensión, variaciones del valor eficaz de la tensión y de la frecuencia, e interrupciones de servicio y huecos de tensión de duración inferior a tres minutos),3 y responde de la misma el titular de la red por la que transita la energía eléctrica (es decir, distribuidor y transportista).4

En Cataluña, la Ley 18/2008, de 23 de diciembre, de garantía y calidad del suministro eléctrico, establece obligaciones y derechos, tanto a cargo de los distribuidores como de los consumidores y usuarios, para garantizar esa “calidad”, entendida como suministro continuo, y con características técnicas suficientes.

Ante este criterio de calidad puramente técnico, la protección del medioambiente y la mayor concienciación del consumidor medio abren la vía a una nueva vertiente del concepto calidad: la calidad de origen.

En otros sectores el mercado ha dado un paso más allá de la simple funcionalidad o calidad material del producto, y ha penalizado su origen. Así, tomando como ejemplo la industria peletera, el mayor conocimiento del consumidor medio le ha llevado a valorar no sólo si el abrigo de piel en cuestión que le ofrecen cumple su función correctamente, sino que se interesa por su origen y penaliza ciertos productos. Este cambio se explica en gran parte por el hecho de que el consumidor medio dispone y accede a más información del producto, por lo que su capacidad de asimilar e integrar la información recibida a la hora de consumir se suma a la información cada vez mayor que los suministradores ofrecen en su batalla por captar clientes.

2. Real decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

3. Artículo 102, Real decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

4. Cremades García, J.; Peinado Gracia, J.I. (2009). “El consumidor de energía eléctrica”, Tratado de regulación del sector eléctrico. ThomsonAranzadi.

Igualmente, el mercado energético ha de dar un paso más y permitir al consumidor optar por un suministro seguro y de origen limpio, en la medida en que sea técnicamente posible. Esta calidad de origen permitirá el posicionamiento estratégico de ciertas empresas, y obligará a las más reticentes a aceptar un nuevo modelo energético y a adaptarse a él.

Por lo tanto, ahora ya podemos pensar que cualquier modelo energético que nos planteemos ha de jugar con dos variables fundamentales:

• la necesidad de asegurar un suministro energético seguro, accesible y fiable que garantice el crecimiento económico y el mantenimiento de la sociedad del bienestar (garantía más calidad téc-nica), y

• lograr un suministro energético que minimice el impacto medioambiental, en el marco de la lucha contra el cambio climático (calidad de origen).

En el caso de la generación eléctrica, a las dos premisas indicadas anteriormente hay que sumarle las características propias de la electricidad. Por un lado, nos encontramos con la imposibilidad de almacenarla de forma masiva, lo que exige una coordinación perfecta entre oferta y demanda a fin de asegurar la seguridad y calidad del sistema.

En este sentido, las energías renovables, por su propio carácter renovable, pueden contribuir en periodos en que la oferta sobrepase la demanda a la utilización de ese excedente como fuente primaria en procesos de almacenamiento de energía que la precisan, tales como la reversibilidad de las centrales hidráulicas o la obtención de pilas de hidrógeno.

Por otro lado, para el correcto funcionamiento de las infraestructuras necesarias para su transporte y distribución (actividades reguladas), es imprescindible la planificación y la gestión general que garanticen un suministro seguro y de calidad a todos los consumidores, y que a su vez preserven los derechos reconocidos a los productores en el marco de una economía de mercado y libertad de empresa.

Así, mientras la producción y la comercialización de la energía eléctrica son actividades liberalizadas, la

211Monográfico. Perspectivas y aplicaciones en Cataluña de las energías renovables. La necesidad de un nuevo modelo energético

planificación, la distribución y el transporte siguen siendo actividades reguladas. Esto origina que el productor eléctrico se encuentre inmerso en un sector a medio camino entre la liberalización y la regulación, y en pleno proceso de cambio de modelo, lo que conduce a una constante y costosa adaptación a las nuevas directrices legales.

A escala económica, el sector de las energías renovables ha ganado presencia industrial en ciertas tecnologías en el actual contexto de crisis económica. Debemos aprovechar nuestra posición ventajosa fruto de grandes esfuerzos de inversión, de I+D y desarrollo tecnológico, que nos han permitido llegar donde estamos, para ejercer un liderazgo mundial con el que pocos sectores se pueden comparar.

El rápido crecimiento experimentado y el alto nivel tecnológico adquirido han cristalizado en un sector industrial exportador neto que permitió a la economía española ingresar 1.227 millones de euros en el 2008,5 de modo que las exportaciones en el sector de las energías renovables alcanzaron casi un 2% del total de las exportaciones españolas.6 Tal aportación a la balanza comercial debería convertir las energías renovables en estratégicas, y no abordar el sector únicamente en cumplimiento de los objetivos impuestos desde la UE. Así, más que limitarse a hacer los deberes, es necesario que nos cuestionemos si estamos sacando todo el partido que podemos al sector, y que llevemos a cabo una reflexión profunda sobre cuál ha de ser nuestra apuesta. Por su carácter anticíclico, el sector de las energías renovables no sólo es esencial como parte del sector energético, sino que aporta claros efectos positivos sobre la economía y ayuda a una más pronta salida de la crisis, al mismo tiempo que contribuye al ya famoso cambio de modelo productivo.

Finalmente, cabe recordar que la actividad de generación energética se encuentra condicionada por el

5. Estudio del impacto macroeconómico de las energías renovables en España, APPA, noviembre de 2009.

6. ICEX, Estadísticas españolas de comercio exterior. Cabe destacar que, a diferencia del sector de las renovables (sector exportador neto), el saldo total de la balanza comercial de España en el año 2008 ha sido importador (94.159.913 miles de euros).

carácter consumible y no garantizado de los combustibles fósiles tradicionales, su reparto desigual y las consecuencias geopolíticas que esto genera (dependencia energética y conflictos internacionales).7

2

Evolución del sector de la energía: hacia un nuevo modelo energético

El modelo energético actual se encuentra dominado por los combustibles fósiles, a pesar de su escasez, de la dependencia energética que generan y de los efectos negativos sobre el medioambiente que tienen. Según el último informe marco publicado por la CNE sobre cobertura de la demanda energética, en el año 2008 la principal aportación continua siendo la de centrales que utilizan como materia prima combustibles fósiles (centrales de carbón y ciclos combinados).8

En cuanto a los datos del 2009, el avance publicado por la REE de su Informe anual sobre comportamiento del sistema eléctrico español durante este último año9 muestra un descenso generalizado de casi todas las tecnologías que componen el régimen ordinario, entre las que se incluyen aquellas tecnologías basadas en combustibles fósiles, cuya producción ha disminuido un 12,7% con respecto al año anterior. Sin embargo, respecto a la cobertura de la demanda, vemos que la primacía de los combustibles fósiles se mantiene.

En todo caso, esta situación no resulta sostenible de cara al futuro, ya que, tal y como recoge el informe Prospectiva estratégica de la energía en el horizonte del 2030, encargado por el ICAEN,10 los estudios a futuro prevén el aumento de precios de los combustibles

7. Sirva de ejemplo la crisis del gas entre Rusia y Ucrania, con claras consecuencias económicas para la Unión Europea.

8. Informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural y su cobertura para el año 2009, CNE, 22.12.2009 (http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/cne158_09.pdf).

9. Datos todavía provisionales; fuente: http://www.ree.es/sistema_electrico/informeSEEavance2009.asp.

10. Informe Prospectiva estratégica de la energía en el horizonte del 2030, encargado en junio de 2004 por el Instituto Catalán de la Energía (ICAEN) a ERF Gestió i Comunicació Ambiental, SL.


fósiles y problemas de desabastecimiento debido a su agotamiento progresivo.11

La importancia de los intereses que hay en juego (seguridad nacional, garantía de suministro y lucha contra el cambio climático) hace inaplazable la búsqueda de un nuevo modelo energético que nos permita prescindir progresivamente de los combustibles fósiles, para buscar fuentes de producción de energía autóctonas, inagotables y respetuosas con el medio ambiente. Es aquí donde encuentra su fundamento la apuesta por las energías renovables, no sólo por parte de los estados, que buscan garantizar su desarrollo económico y el bienestar de sus ciudadanos, sino también por parte del sector privado, inversores y empresas conscientes de la importancia y proyección de este sector, y de los mismos ciudadanos, que han de impulsar su crecimiento mediante el ejercicio de un consumo energético responsable.

Sin embargo, una vez tomada la decisión de embarcarse en la promoción en materia de renovables, el inversor se encuentra con un maremágnum de directrices, planes y normativas, que no siempre parecen avanzar en la misma dirección. Y ello por no hablar del difícil encaje de posturas antagónicas fren

11. Como reconoce la revisión 2009 del Plan de la energía de Cataluña, el actual descenso del precio del petróleo y otros combustibles fósiles se debe a circunstancias coyunturales (recesión económica y consiguiente disminución de la demanda energética).

te a las energías renovables (Nimby, Not in My Back Yard).

A escala europea es importante destacar la reciente Directiva 2009/28/CE, relativa al fomento del uso procedente de fuentes renovables.12 Su objetivo es claro: crear el marco jurídico necesario para lograr el objetivo 202020 fijado por la Comisión Europea en enero de 2007, y que se resume en que, de aquí al 2020, la Unión Europea reduzca sus emisiones en un 20% (respecto a 1990), el 20% de la energía proceda de fuentes renovables y el rendimiento energético aumente en un 20%.

Esta directiva, vinculante para los estados miembros, establece principios claros de apoyo a las energías renovables y subraya la importancia de estas fuentes de producción de energía como generadoras de empleo y desarrollo local, no sólo a nivel de grandes operadores sino sobre todo de pymes y productores independientes.

Igualmente, la Directiva destaca la importancia de los mecanismos de apoyo a escala estatal y regional, y rompe una lanza por las tantas veces atacadas “primas y tarifas”. Este régimen retributivo favorable busca asegurar la rentabilidad de la inversión y, por lo tanto,

12. Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se derogan las directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE, DOUE L140 de 5.6.2009, pág. 16.

Gráfico 1

Potencia instalada a 31 de diciembre de 2009 (93.215 MW) Cobertura de la demanda anual

Nuclear 8%

Carbón 12%

Fuel/gas 4%Ciclo combinado 24%

R.E. restante 11%

R.E. solar 4%

Hidráulica 18%

R.E. eólica 19%

Nuclear 19%

Carbón 12%

Fuel/gas 1%Ciclo combinado 29%

R.E. restante 14%

R.E. solar 3%

Hidráulica 9%

R.E. eólica 13%

R.E.: régimen especial.Fuente: avance del informe 2009. El sistema eléctrico español, REE.


atraer el capital necesario para contribuir al desarrollo tecnológico, mejorando la eficiencia de las instalaciones y favoreciendo la maduración del sector.

Desde ciertos ámbitos se ataca sistemáticamente este sistema de apoyos económicos a las renovables alegando con ligereza que supone un coste para el consumidor, y en general para la sociedad. Sin embargo, la Directiva es clara al afirmar que el régimen retributivo ha de reflejar no sólo los costes tecnológicos, sino igualmente los costes y beneficios sociales y medio ambientales que aportan las energías renovables. Según la Directiva, los mecanismos de apoyo deben mantenerse hasta que el precio de la electricidad refleje el coste real y los beneficios aportados por parte de estas fuentes de energía.

La Directiva 2009/28/CE también busca aliviar las numerosas trabas con las que se encuentra el promotor de este tipo de instalaciones. Así, propugna la racionalización de los procedimientos administrativos (e incluso prevé, para ciertos casos, la posibilidad de sustituir la exigencia de autorización por una simple comunicación). Igualmente, insiste en la importancia de garantizar a los productores el acceso a las redes de transporte y distribución, sin perjuicio del pago de los costes de conexión correspondientes, eso sí, objetivos, transparentes y no discriminatorios.

Por todo lo expuesto, la transposición de la Directiva a la legislación española supone una oportunidad de impulsar el sector aportando soluciones a problemas que se encuentran día tras día los promotores (arduas tramitaciones, inseguridad jurídica, dificultades para lograr el acceso y la conexión o costes excesivos…). Dicha transposición esperamos que tenga lugar durante este año 2010,13 coincidiendo con la presidencia española del Consejo de Ministros de la UE. Si se retrasa aún más se pondría a España en una situación difícilmente justificable, ya que de puertas afuera insistiría en la importancia de la política energética europea y el Plan de energía 20102014 (que se espera

13. La fecha límite para su transposición era el 25 de diciembre de 2009, si bien en la fecha de redacción del presente artículo todavía no se ha llevado a cabo.

adoptar en el Consejo Europeo de Primavera),14 mientras que internamente desatendería su obligación de implementar las normas acordadas a escala europea.

3

La evolución del sector en el ámbito español y catalán

La dirección a escala internacional y europea es, por lo tanto, clara: impulso a la producción de energía a par tir de fuentes renovables, en tanto que actividad que garantiza el suministro y la independencia energética (¿qué consumibles fósiles de importancia se extraen en territorio de la UE?), y contribuye a proteger el me dio ambiente y a luchar contra el cambio climático. Sin embargo, a escala estatal las señales a productores e inversores son cuando menos confusas, e invitan a reflexionar sobre si internamente la tendencia es incentivar las inversiones y el desarrollo del sector como estratégico o bien limitarse al estricto cumplimiento de los objetivos.

Las trabas administrativas a las que se enfrenta el promotor en materia de energías renovables son innumerables, a lo que hay que sumar la incertidumbre que genera la aprobación y modificación continua de la normativa aplicable. Sirva como ejemplo paradigmático la aprobación el 30 de abril de 2009 del Real decreto ley 6/2009, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social.

La principal novedad de esta norma es la creación de un nuevo trámite administrativo aplicable a las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables: la inscripción en el Registro de preasignación de retribución. Dicha inscripción, lejos de ser un mero trámite más en el ya de por si largo y complejo procedimiento de legalización, constituye una condición esencial para percibir la retribu

14. Programa de la presidencia española del Consejo de la Unión Europea, de 1 de enero a 30 de junio de 2010 (http://www.eu2010.es/export/sites/presidencia/comun/descargas/programa_ES.PDF).


ción por la venta de la energía generada prevista en la normativa vigente (Real decreto 661/2007). Es decir, en el caso de las tecnologías en que se estaba a punto de alcanzar los objetivos de potencia establecidos en el Real decreto 661/2007 (eólica y termosolar), dicha retribución ha quedado reducida a los proyectos que cumpliesen unas determinadas condiciones en fecha 30 de mayo de 2009. Así, proyectos hasta el momento viables, han pasado de la noche a la mañana a ver su retribución en la cuerda floja, lo que perjudica a promotores cuya capacidad financiera asignada a los proyectos está directamente ligada a las expectativas retributivas de la instalación.

En otras palabras, la aprobación de esta norma ha supuesto un cambio de reglas en medio de la partida, que ha afectado concretamente a muchos proyectos eólicos y termosolares, proyectos que a fecha de hoy todavía desconocen qué retribución (más allá del simple precio de mercado) percibirán si algún día llegan a ponerse en marcha. Huelga decir el impacto que este tipo de cambios repentinos tiene en los inversores, nacionales y extranjeros, que deciden apostar por las energías renovables en nuestro país.

La inversión de cualquier tipo, pero especialmente en el ámbito de la promoción y construcción de instalaciones industriales, exige la toma de toda una serie de decisiones “hoy” que se materializarán en un “mañana” relativamente lejano. Los estudios previos necesarios, los largos trámites de autorización y legalización, y el tiempo de construcción hacen que sean inversiones realizables a varios años vista (entre cuatro y cinco años, en el mejor de los casos).

En este sentido, el desequilibrio es evidente entre los compromisos que se exigen al inversor y las garantías o derechos que se le reconocen. Así, por una parte, todo el sistema de autorización de las instalaciones de energías renovables está plagado de avales que garanticen que el promotor no desistirá del proyecto hasta su efectiva puesta en marcha. Sin embargo, este compromiso a largo plazo no se ve compensado por una seguridad jurídica, sino que como hemos comentado antes la normativa y los requisitos aplicables al sector cambian constantemente. Esta incertidumbre

mina la toma de decisiones y dificulta la inversión en un sector considerado estratégico por todos, poderes públicos y sector privado.

Por otra parte, en el último año se ha incrementado la aportación fiscal de las instalaciones de producción de energía a partir de fuentes renovables. La interpretación de algunos ayuntamientos y tribunales de la aplicación del impuesto sobre construcciones, instalaciones y obras (ICIO) a las instalaciones eólicas y fotovoltaicas, así como la consideración de las instalaciones de producción de energía en régimen especial como bienes inmuebles de características especiales a efectos del impuesto sobre bienes inmuebles, han incrementado la partida de impuestos que han de satisfacer los promotores.

Se trata de una aportación relevante y positiva no sólo a la Administración pública sino al conjunto de la sociedad, que ve cómo las instalaciones de energías renovables toman el relevo de sectores en crisis a la hora de financiar el gasto municipal. Así, las externalidades positivas derivadas del apoyo a las energías renovables no sólo se traducen en la reducción de emisiones y la lucha contra el cambio climático, sino también en el desarrollo económico tangible a todos los niveles.

Es indiscutible que la inversión en energías renovables es una actividad que añade valor al suelo en el que se emplaza (normalmente no urbanizable). Sin embargo, la Administración tributaria ha de valorar correctamente este incremento de valor y aplicar los mismos criterios normativos que a otro tipo de actividades industriales. Nuevas obligaciones, como la inclusión de los módulos fotovoltaicos en la base imponible para el cálculo del ICIO, afectan de lleno al plan de inversión y deberían verse compensadas con un régimen retributivo estable que permita al inversor saber cuánto va a generar la instalación.

Sin embargo, la incertidumbre retributiva y la excesiva carga administrativa con procedimientos largos, complejos y mutables explican la tendencia a deslocalizar las inversiones en energías renovables. Así, promotores e inversores tienen la mirada puesta en los


países del este europeo, así como en economías emergentes (Brasil, la India y la China). También destaca el movimiento inversor hacia los Estados Unidos, resultado de la clara apuesta de la Administración Obama a favor de las renovables.

A pesar del difícil panorama descrito, las últimas novedades en materia energética invitan al optimismo. Según el Plan de renovables 20112020 elaborado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en cum plimiento de la Directiva 2009/28/CE, se prevé el desarrollo de la generación eléctrica a partir de energías renovables con una previsión de la contribución a la generación bruta de electricidad del 42,3% en el 2020.

En cuanto a Cataluña, la revisión del Plan de la ener gía de Cataluña 20062015, realizada en el 2009, trans mite la voluntad de pasar del modelo energético actual a un nuevo modelo sostenible rápidamente y de fijar un doble objetivo: reducir la demanda energética y garantizar una oferta de “baja emisión de carbono”, ma ximizando para ello la utilización de las energías renovables.

Dicha planificación, como tal, está destinada a diseñar una estrategia que estimule las inversiones en Cataluña y que persiga la mejora de la competitividad económica y el desarrollo sostenible. El Plan concibe las energías renovables como una “opción estratégica de futuro para Cataluña”, un vector de crecimiento y un sector relevante en el ámbito industrial que contribuirá a la mejora de la productividad y a la creación de puestos de trabajo, afirmaciones con las que COMSA EMTE está plenamente de acuerdo, tal y como refleja su apuesta por el sector.

Las manifestaciones que se recogen en la citada revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015 suponen una declaración de intenciones de trascendencia particular, ya que el despegue definitivo del sector de las energías renovables en Cataluña todavía no se ha producido.

A falta de datos definitivos para el año 2009, en la información publicada por el ICAEN para el año 2007 se puede ver claramente que las energías renovables representan un porcentaje muy pequeño de la gene

ración eléctrica total en Cataluña (en concreto, un 1,2%).

Tras su revisión, el Plan de la energía de Cataluña 20062015 establece unos objetivos de 500 MW en tecnología solar fotovoltaica (cinco veces más que en la versión anterior) y 202,5 MW en solar termoeléctrica, y mantiene los objetivos eólicos (3.500 MW) y de biomasa forestal para el 2015, por citar las actividades en que está presente COMSA EMTE.

Para incrementar de forma real y efectiva la presencia de las energías renovables en el mix energético catalán es necesario que el Gobierno de la Generalitat realice una apuesta clara y eficaz que aporte seguridad jurídica y un marco de transparencia y certidumbre que retenga a los promotores catalanes y atraiga al inversor externo.

Una primera muestra de esta voluntad ha sido la aprobación del Decreto 147/2009,15 en septiembre de 2009. Tras una larga tramitación, entendemos que se abre una puerta a la situación de parálisis en que se encontraba la energía eólica y fotovoltaica en Cataluña.

15. Decreto 147/2009, de 22 de septiembre, por el que se regulan los procedimientos administrativos aplicables para la implantación de parques eólicos e instalaciones fotovoltaicas en Cataluña (DOGC 5472, de 28.9.2009, página 71915).

Gráfico 2

Porcentaje de las energías renovables en la generación eléctrica total. Cataluña

Carbón777,5 GWh - 1,7%Fuel/gas436,2 GWh - 1%

Ciclos combinados11.271 GWh25,4%

Nuclear20.870,6 GWh

40,7%

Otras renovables 528,3 GWh - 1,2%

Otras R.E. no renovables1.459,6 GWh3,3%

Hidráulica3.576,4 GWh - 8%

Cogeneración5.528,3 GWh12,4%

Fuente: ICAEN, balance energético de Cataluña. Año 2007.


4

La apuesta de COMSA EMTE en materia de energías renovables

COMSA EMTE, tras la integración formalizada a finales de julio de 2009, cuenta con más de 8.600 per sonas y más de sesenta sociedades en los distintos ámbitos de negocio en los que desarrolla su actividad, entre ellos las energías renovables y la valorización energética de residuos.

Si bien la actividad principal del grupo continuará siendo el sector de las infraestructuras y la tecnología, la integración de las actividades acogidas al régimen especial ha reforzado su posición en el sector y le ha otorgado mayor capacidad para ofrecer un servicio integral al cliente público y privado, de modo que le permite abordar más proyectos y de mayor dimensión en nuestro país y a escala internacional.

Actualmente COMSA EMTE está presente en el sector eólico, tanto en España como en Polonia; en el sector de la energía solar fotovoltaica en suelo y en cubierta, así como en energía termosolar. Igualmente cuenta con instalaciones dedicadas al tratamiento de

purines, desgasificación y secado térmico de fangos, así como varias instalaciones de biomasa forestal en promoción.

La actividad de COMSA EMTE abarca todas las fases de implementación de una instalación de energía renovable, desde su promoción, construcción y puesta en marcha hasta su operación y mantenimiento.

En el año 2009 COMSA EMTE generó 92,7 GWh a partir de fuentes de energía acogidas al régimen especial. Esta producción equivale al consumo eléctrico medio de 27.530 viviendas en Cataluña, de forma que podría abastecer a 74.000 habitantes, lo que equivale a la población de la comarca del Montsià.

Hasta la fecha, COMSA EMTE, en conjunto, ha realizado inversiones por un importe aproximado de 130 millones de euros y ha creado sesenta puestos de trabajo, de los cuales 53 corresponden a Cataluña.

Para el próximo periodo de planificación estratégica 20102015, COMSA EMTE continuará su desarrollo en el sector, y tiene la intención de reforzar sus inversiones en Cataluña y comprometerse, como empresa, a la mejora continua del entorno social y ambiental en el que están inmersas sus actividades.

217Monográfico

Retos y oportunidades de la energía eólica en Cataluña

Alfonso FaubelAlstom Wind

El calentamiento del planeta es, seguramente, el desafío medioambiental más importante al que se enfrenta el mundo. Por eso, es imprescindible que todos los sectores, la industria, los gobiernos y la sociedad, contribuyan a frenar los efectos del cambio climático. Es un reto de tal magnitud que nadie puede quedar al margen.

Las cifras son claras: los países industrializados tendrán que reducir las emisiones entre un 25% y un 40% el año 2020. Al mismo tiempo, se prevé que la demanda mundial de energía se duplicará el año 2030.

Desde Cataluña tenemos que contribuir firmemente a implantar un cambio de modelo energético, un modelo sostenible que garantice la cobertura de la demanda energética de nuestro país.

Cataluña, que siempre se ha caracterizado por su espíritu emprendedor, no puede perder la oportunidad de liderar un cambio de modelo que en un contexto de crisis económica es especialmente necesario. Cataluña dispone del tejido empresarial y el conocimiento para hacerlo.

1

El sistema energético catalán

Según los últimos datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), el año 2009 registró un importante incremento de la energía eólica instalada en España, con un total de 2.459 megavatios (MW), un 14,74% más que el año anterior. La potencia instalada llega a los 19.148,8 MW. Por comunidades autónomas, Castilla y León es la que más energía eólica tiene instalada en España, con un total de 3.882,72 MW. Pero el incremento más importante lo registró Andalucía (con un aumento del 61,1%), la Comunidad Valenciana (41,6%) y Cataluña (25,1%).

Si nos centramos en Cataluña, el número de megavatios instalados acumulados al final de 2009 asciende a 524,54. Aunque el año 2009 registró uno de los incrementos más importantes de España, se encuentra muy lejos de las primeras posiciones del ranking por comunidades autónomas con respecto a potencia instalada.


Además, nos queda un largo camino por recorrer para alcanzar los 1.600 MW previstos para el 2010 en el Plan de la energía de Cataluña establecido por el actual gobierno. Teniendo en cuenta estos datos será necesario un gran esfuerzo de todas las partes impli

cadas si queremos llegar a los 3.500 MW proyectados para el año 2015. Un primer paso que todo el sector ha acogido muy satisfactoriamente es la reciente publicación de las zonas de desarrollo prioritario de la energía eólica, que aportarían más de 800 MW adicionales a Cataluña.

Los próximos años serán determinantes para alcanzar este hito, que requerirá un cambio en el modelo energético. Tenemos que tener en cuenta que el sistema energético catalán tiene una gran dependencia de los combustibles fósiles, que suponen el 72,4% del consumo de energía primaria, y del petróleo, que representa el 48,1% del consumo de energía primaria.

Además, Cataluña no dispone prácticamente de petróleo ni de gas natural y tiene unos recursos limitados de carbón de baja calidad. Tal como apunta el Grupo de expertos en energía, autores del informe “La Política energética en el nuevo escenario mundial: reflexiones y propuestas desde Cataluña”, en el desarrollo de estrategias y medidas para reducir nuestra dependencia de los combustibles fósiles se tiene que tener en cuenta que más del 25% del petróleo que Cataluña utiliza se destina a la fabricación de plásticos y no a procesos de combustión.

La energía eólica se convierte en la mejor opción para reducir esta dependencia del petróleo. Las cifras lo avalan: un millar de megavatios de potencia eólica

Gráfico 1

Potencia eólica instalada anual y acumulada en el Estado español

MW

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

839

19.149

16.689

15.104

11.586

10.028

8.504

6.2064.879

3.3892.198

1.585

Anual Acumulada

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente: AEE.

Cuadro 1

Potencia por comunidades autónomas 2008-2009

Comunidadautónoma

Potencia instalada el 2009 (MW)

Potencia acumulada a 31/12/2009

(MW)

Tasa devariación

(%)

Castilla y León 548,68 3.882,72 16,5%

Castilla-La Mancha 284,00 3.699,61 8,3%

Galicia 91,05 3.231,81 2,9%

Andalucía 1.077,46 2.840,07 61,1%

Aragón 4,50 1.753,81 0,3%

C. Valenciana 289,75 986,99 41,6%

Navarra 3,00 961,77 0,3%

Cataluña 105,10 524,54 25,1%

La Rioja 0,00 446,62 0,0%

Asturias 51,65 355,95 17,0%

País Vasco 0,00 152,77 0,0%

Murcia 0,00 152,31 0,0%

Canarias 4,25 138,34 3,2%

Cantabria 0,00 17,85 0,0%

Baleares 0,00 3,65 0,0%

Total 2.459,44 19.148,80 14,74%

Fuente: AEE.

219Monográfico. Retos y oportunidades de la energía eólica en Cataluña

equivalen a ahorrar casi 500.000 toneladas de petróleo al año. Además, el uso de la energía eólica garantiza la protección medioambiental porque la generación de electricidad se produce sin los impactos originados por los combustibles fósiles causados por la extracción, la transformación y la combustión.

Cada megavatio eólico instalado en Cataluña evita cada año la emisión a la atmósfera de 2.900 toneladas de dióxido de carbono, de 75 toneladas de dióxido de azufre y de 1,5 toneladas de nitrógeno, entre otros gases nocivos.

Aunque la energía eólica en España ha ido subiendo posiciones con respecto al resto de las fuentes de energía, todavía se sitúa detrás del ciclo combinado en potencia instalada (24,03%) y supera ligeramente la hidráulica (17,36%), por delante del carbón (12,37%), el fuel + gas (7,42%) y la nuclear (8,04%).

Aun así, tenemos que tener en cuenta un dato muy esperanzador, y es que el 8 de noviembre de 2009 se registró el último récord de energía eólica diaria con 251.543 MWh, una producción que permitió cubrir el 44,9% de la demanda de aquel día. Sin embargo, en noviembre 2009 se produjo un máximo mensual de energía eólica que cubrió el 22,7% de la demanda de aquel mes, superando por primera vez la aportación de la energía nuclear (un 19,5%).

Teniendo en cuenta las previsiones de un importante incremento de la demanda energética, toda política tiene que ir dirigida a racionalizarla. El Grupo de expertos de la energía cree que “la política energética tiene que ir dirigida a contener y racionalizar la demanda, a incrementar la eficiencia y a apostar, con el fin de satisfacerla, por una oferta sobradamente diversificada que permita una adecuada fiabilidad y seguridad en el

Gráfico 2

Potencia instalada en el sistema eléctrico español por tecnologías a finales del año 2008

Resto régimenespecial13,34%

Eólica17,45%

Ciclo combinado24,03%

Fuel-gas7,42%

Carbón12,37%

Nuclear8,04%

Hidráulica17,36%

Fuente: REE y AEE.

Gráfico 3

Cobertura de la demanda de energía eléctrica 2009

Eólica14,39%

Consumosen bombeo

-1,71%Resto régimen

especial(según REE)

17,23%

Saldo intercambiosinternacionales

-3,23%Hidráulica

9,50%

Nuclear20,97%

Carbón13,46%

Fuel-gas0,86%Ciclo combinado

31,17%

Fuente: REE y AEE.

Gráfico 4

Generación de energía eólica el 8 de noviembre de 200912.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

022 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 0 2

Horas

MW

El 8 de noviembre se registró el último récord de energía eólica diaria con 251.543 MWh, una producción que permitió cubrir el 44,9% de la demanda de ese día.Fuente: REE i AEE.


suministro, con un coste competitivo, y el menor impacto ambiental posible”. En este sentido, la energía eólica cumple todos los requisitos, ya que dispone de un recurso limpio, gratuito e inagotable.

2

Oportunidad de crecimiento económico

Al margen de los beneficios medioambientales, la inversión en energía eólica constituye una auténtica oportunidad de crecimiento económico. Según la asociación EOLICCAT, el sector de la energía eólica crea entre dos y cinco veces más puestos de trabajo que las fuentes energéticas convencionales, buena parte de los cuales arraigados al territorio donde se implantan los parques eólicos y, por lo tanto, con un claro valor añadido. Esta industria generó 20.781 ocupaciones en España de forma directa el año 2007, una cifra que asciende a los 37.730 lugares si contamos también los indirectos, según recoge un estudio de Deloitte. Este mismo estudio indica que, a pesar de la crisis, la industria eólica tendrá un papel relevante los próximos años, ya que se prevé que la cifra de ocupaciones directas en España llegue a 30.000 en el 2012.

En un contexto de crisis económica mundial como el que estamos viviendo, la energía eólica se convierte en una apuesta segura en la generación de riqueza. Las iniciativas destinadas a impulsar la energía eólica en Cataluña contribuirán, sin duda, a la reducción de la actual dependencia energética exterior. Sin embargo, supone una oportunidad única para desarrollar una nueva industria basada en las nuevas tecnologías y en el conocimiento, elementos esenciales para la creación de un nuevo modelo productivo que contribuirá a superar esta crisis.

Además, la energía eólica revierte directamente en el territorio, potenciando la economía local dando la oportunidad de mejorar infraestructuras energéticas, telecomunicaciones y caminos rurales. Asimismo, incrementa el PIB local por transferencias de rentas. Según el Plan de la energía, se calcula una inversión de 3.700 millones de euros dispersa en el territorio de

Cataluña y una transferencia de renta de más de 16 millones de euros cada año con la implantación eólica.

De manera estratégica, Alstom escogió Barcelona para instalar la sede mundial de Alstom Wind, área de negocio que se dedica a diseñar, ensamblar e instalar una amplia variedad de aerogeneradores, con una potencia que oscila entre los 1,67 MW y los 3 MW. En Barcelona, nuestra compañía cuenta con más de 300 titulados altamente cualificados, que representan el 80% de nuestra plantilla, y un centro de investigación y desarrollo (I+D+i) donde se trabaja para desarrollar la tecnología más avanzada.

Desde la sede central de Barcelona se dirige el negocio global de Alstom Wind y como centro de decisión dirige también su expansión e implantación internacionales. Recientemente la compañía anunció la intención de entrar en el mercado eólico latinoamericano, con la instalación de su primera planta de ensambladura de aerogeneradores en el Brasil.

En el resto del mundo, Alstom Power cuenta con 25 centros de desarrollo y 13 laboratorios.

3

La investigación, un valor de futuro

De hecho, el papel de la tecnología energética es un factor clave para convertir este sector en un auténtico vector económico para Cataluña. En esta línea, es imprescindible una apuesta decidida para promover centros de I+D+i, que permitan crear desde Cataluña tecnología punta, exportable en todos los países. Cataluña es líder mundial en desarrollo tecnológico y de conocimiento de energía eólica y exporta su tecnología a países como India, Japón y Estados Unidos.

Es gracias a nuestra tecnología que Alstom ha conseguido posicionarse como líder en la industria de la generación de energía. Los aerogeneradores de Alstom tienen un concepto de diseño único, ALSTOM PURE TORQUE™, que se caracteriza por un soporte único para el rotor, que protege el multiplicador de las cargas de flexión y, de esta manera, consigue más fiabilidad. Nuestros últimos aerogeneradores, el ECO 100 y ECO

221Monográfico. Retos y oportunidades de la energía eólica en Cataluña

110, diseñados en Barcelona y los prototipos de los cuales están en el Perelló (Tarragona) y en Albacete, son de los más potentes del mundo.

Por otra parte, es necesario promover la formación especializada para poder contar con profesionales expertos en energía, actualmente escasos. Una apuesta decidida por la energía eólica tiene que ir acompañada por un impulso en la formación específica en esta materia. La colaboración entre los sectores empresarial, académico y la Administración es imprescindible para impulsar un sector energético en Cataluña competitivo.

En esta línea, Alstom siempre ha querido colaborar estrechamente con la universidad. Actualmente, Alstom Wind tiene convenio con diferentes escuelas de la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC), el Instituto Federal Sueco de Tecnología en Zurich, la Universidad de Tecnología de Delft, en los Países Bajos, y la Universidad de Durham del Reino Unido. Además, nuestro afán por la investigación nos llevó a crear el año 2008 la Cátedra Alstom, junto con la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC), con sede en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial de Barcelona (ETSEIB), con el objetivo de impulsar una plataforma tecnológica para desarrollar actividades de formación e investigación en el campo ferroviario y de las energías limpias.

Teniendo en cuenta todas estas necesidades, tendríamos que establecer las bases de un nuevo modelo productivo que priorice el conocimiento y la excelencia. Sólo así podremos conseguir una economía competitiva y sostenible en el tiempo. El cambio de modelo energético ya no es una opción, sino que es una necesidad, no sólo por los objetivos fijados en el ámbito internacional y nacional, sino porque la energía eólica es la opción de futuro.

El sector empresarial, junto con las administraciones, tiene que asumir el liderazgo para impulsar este cambio, y apostar por la innovación y la sostenibilidad. En este sentido, la industria energética tiene que luchar para reducir de forma significativa las emisiones de CO2, ya que es responsable del 40% de estas emisiones.

Conscientes del papel fundamental que tiene la industria energética en el cambio climático, Alstom desde sus inicios centra su cartera de productos en tecnologías de la generación más limpia. Creemos que se necesita un mix energético con una consideración especial por las energías limpias, como la eólica; una mayor eficiencia energética tanto de nuevas instalaciones como la base instalada; y la aplicación de sistemas de captura y almacenaje de CO2, que Alstom ya está desarrollando y de los cuales es pionera. Con este objetivo, Alstom cuenta con un equipo de más de 80.000 personas repartidas en más de 70 países por todo el mundo, que trabajan día a día para conseguir una energía limpia, sostenible, segura y competitiva.

Tal como apunta el Grupo de expertos, todo el sector coincide en afirmar que la coyuntura actual ofrece una oportunidad inmejorable de iniciar con determinación la transición hacia un modelo que dé prioridad a las energías renovables y a la conservación energética. Por eso, también es necesaria la acción de las administraciones, que tienen que hacer una inversión importante para impulsar la energía eólica.

Además, los constantes cambios de regulación perjudican seriamente al sector, que necesita estabilidad. En este sentido, creemos necesario crear una legislación consensuada con todas las fuerzas políticas que no sea susceptible a los cambios de gobierno. Una normativa que permita regular el sector a largo plazo y que le dé estabilidad.

Cataluña dispone de los ingredientes necesarios para impulsar de manera decidida la energía eólica y situarla como la fuente energética del futuro. Contamos con una industria líder en el sector, profesionales altamente cualificados y centros de I+D+i. Ahora sólo hay que reforzar la voluntad política para hacerlo realidad.

En definitiva, éste es uno de los sectores energéticos, tecnológicos y empresariales que hay que impulsar con el fin de hacer un paso adelante en la generación limpia y autóctona de energía eléctrica a favor del medio ambiente, añadiendo además un valor real al tejido económico, empresarial y de la innovación en Cataluña.

223Monográfico

1

Introducción

El avance de los países desarrollados se ha basado en el consumo masivo de los combustibles fósiles. Para los países en vías de desarrollo, las necesidades energéticas todavía son más vitales si pretenden equipararse con países que disponen de unas infraes truc turas y de unos niveles de industrialización ya consolidados.

Los graves efectos medioambientales en el clima regional y global provocados por el actual sistema energético hacen que la sociedad tome conciencia de la necesidad de plantearse cambios en este sistema. Estos cambios se dirigen hacia el desarrollo de sistemas más eficientes, hacia el fomento de una cultura de consumo más razonable y en la implantación de tecnologías energéticas que utilicen fuentes de energías renovables con la finalidad de conseguir un modelo energético sostenible.

El sistema energético actual se caracteriza porque la mayor parte del consumo final de energía tiene lugar en forma de calor y trabajo, en muchos casos a través de electricidad como forma energética de alta calidad y gran comodidad de transporte. Esto, unido a la importancia de la energía solar como fuente de energía renovable, hace que las centrales solares termoeléctricas como sistemas generadores de energía eléctrica adquieran una gran relevancia de cara a asegurar las necesidades energéticas de una sociedad respetuosa con el medio.

2

Los principios básicos de la solar termoeléctrica

En general, una central termoeléctrica es un sistema capaz de generar energía eléctrica a partir de energía térmica mediante lo que se conoce como ciclo de potencia, y para poder desarrollar este ciclo

Presente y futuro de la energía solar termoeléctrica en Cataluña

Marc GummàAbantia


se necesita una fuente de energía primaria a partir de la cual se pueda obtener la energía térmica necesaria.

Si la fuente de energía primaria es la energía química de un combustible fósil (carbón, gas o fuel), la central termoeléctrica se llama central termoeléctrica convencional. Si la fuente de energía primaria es la radiación solar, la central termoeléctrica recibe el nombre de solar termoeléctrica. Al contrario de una instalación fotovoltaica, una central solar termoeléctrica no genera electricidad directamente a partir de la radiación solar, sino que transforma esta radiación en energía térmica que es aportada a un ciclo de potencia convencional que transforma esta energía térmica en energía mecánica. Posteriormente, mediante un generador eléctrico se transforma la energía mecánica en energía eléctrica, siendo esta última la que se inyecta a la red eléctrica y llega a los puntos de consumo.

Las centrales solares termoeléctricas pueden incorporar un sistema de almacenamiento de energía, lo cual permite seguir suministrando energía en ausencia de radiación solar. Dependiendo de la capacidad del sistema de almacenamiento variará el intervalo de tiempo diario durante el cual se podrá seguir suministrando energía eléctrica.

En el gráfico 1 se representa el esquema simplificado de una central solar termoeléctrica en la cual se ha incluido un soporte con combustible fósil. En rea

lidad, únicamente el concentrador y el receptor son sistemas específicos, y forman lo que se denomina campo solar; el resto son sistemas comunes para cualquier central termoeléctrica.

El sistema concentrador está constituido por superficies reflectoras que interceptan, concentran y reflejan la radiación solar y la dirigen hacia el receptor, que se encarga de captar esta radiación concentrada e introducirla en el sistema. Como el objetivo es concentrar los rayos solares sobre la superficie del receptor, el sistema concentrador tiene que disponer de un mecanismo de control que le permita seguir la trayectoria del Sol de manera que siempre esté enfocado. Una vez que la radiación concentrada llega al receptor, éste la convierte en energía térmica mediante una transferencia de energía en el fluido de trabajo. Por último, el sistema de conversión de energía térmica transforma esta energía en energía eléctrica. Una característica diferencial de los sistemas solares termoeléctricos es que la concentración de la radiación la realizan mediante reflexiones especulares, y eso hace que únicamente se pueda aprovechar el componente directo de la radiación solar.

3

Tipología de tecnologías

3.1

Sistema de colectores cilindro-parabólico (CCP)

La tecnología cilindroparabólica es una tecnología limpia, madura y con un extenso historial que demuestra que está preparada para la instalación a gran escala. Esta tecnología se instala comercialmente desde los años ochenta con un comportamiento excepcional. Desde entonces, ha experimentado mejoras importantes con respecto a costes y rendimientos.

La tecnología cilindroparabólica basa su funcionamiento en el seguimiento solar y la concentración

Gráfico 1

Esquema simplificado de proceso de una planta solar termoeléctrica

Aceite a 390°C

Aceite a 295°C

Vapor a 104 bar/371°C

Sobrecalentador

Recalentador

Circ

uito

de

acei

te

Campo de colectores

solaresDesgasificador

Caldera auxiliar

Generador de vapor

Dep. expansión aceite

Condensador

Turbina de vapor

225Monográfico. Presente y futuro de la energía solar termoeléctrica en Cataluña

de la radiación solar en unos tubos receptores de alta eficiencia térmica localizados en la línea focal de los cilindros. En estos tubos, un fluido transmisor de calor, aceite sintético, se calienta aproximadamente a unos 400º C por los rayos solares concentrados. Este aceite es bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado. El calor que hay en este vapor se convierte en energía eléctrica en una turbina de vapor convencional.

Los componentes principales del campo solar de la tecnología cilindroparabólica son los siguientes:

1. El reflector cilindroparabólico: la misión del receptor cilindroparabólico es reflejar y concentrar sobre el tubo absorbente la radiación solar directa que incide sobre la superficie. La superficie especular se consigue a través de películas de plata o aluminio depositadas sobre un soporte que le da bastante rigidez.

2. El tubo absorbedor: consta de dos tubos concéntricos separados por una capa de vacío.

3. El sistema de seguimiento del Sol: el sistema seguidor más común consiste en un dispositivo que gira los reflectores cilindroparabólicos del colector en torno a un eje.

4. La estructura metálica: la función de la estructura del colector es la de dar rigidez al conjunto de elementos que lo componen.

3.2

Sistema de torre central

La tecnología de torre se posiciona como una tecnología termosolar con un grado de madurez media.

En los sistemas de torre, un campo de helióstatos o espejos móviles que se orientan según la posición del Sol reflejan la radiación solar para concentrarla hasta 600 veces sobre un receptor que se sitúa en la parte superior de una torre. Este calor se transmite en un fluido con el fin de generar vapor que se expande en una turbina unida a un generador para la producción de electricidad

El funcionamiento de la tecnología de torre se basa en tres elementos característicos: los helióstatos, el receptor y la torre.

1. Los helióstatos tienen la función de captar la radiación solar y dirigirla hacia en el receptor. Están formados por una superficie reflectora, una estructura que le sirve de apoyo y mecanismos que permiten orientarlo para ir siguiendo el movimiento del Sol. Las superficies reflectoras más utilizadas actualmente son de espejos de cristal.

2. El receptor, que transfiere el calor recibido en un fluido de trabajo que puede ser agua, sales fundidas, etc. Este fluido es el encargado de transmitir el calor a la otra parte de la central termosolar,

Gráfico 2

Planta solar termoeléctrica con tecnología CCP

Tubo absorbente

Reflectores parabólicos

Tuberías

Gráfico 3

Planta solar termoeléctrica con tecnología de torre central

Receptor

Helióstatos


generalmente a un depósito de agua, que obtiene vapor a alta temperatura para producir electricidad mediante el movimiento de una turbina.

3. La torre sirve de soporte al receptor, que se tiene que situar a una cierta altura sobre el nivel de los helióstatos con el fin de evitar, o al menos reducir, las sombras.

3.3

Disco Stirling

Un sistema de concentrador disco Stirling está formado por un concentrador solar de alta reflectividad, por un receptor solar de cavidad, y por un motor Stirling o una microturbina que se acopla a un alternador. El funcionamiento consiste en calentar un fluido localizado en el receptor hasta una temperatura en torno a los 750 ºC. Esta energía se utiliza para generar energía para el motor o la microturbina. Para un funcionamiento óptimo, el sistema tiene que disponer de los mecanismos necesarios para poder hacer un seguimiento de la posición del Sol en dos ejes.

4

Ventajas de la solar termoeléctrica

La tecnología solar termoeléctrica es capaz de producir electricidad a partir de un recurso ilimitado como es el Sol sin emitir emisiones contaminantes. Algunas de las principales ventajas de esta tecnología respecto de otras tecnologías son las siguientes:

• Protección ambiental al no emitir emisiones de CO2 ni residuos contaminantes.

• Combustible gratuito, ilimitado y abundante.• Genera puestos de trabajo cualificados, que pue

de ser un elemento de desarrollo económico regional.

• Aporta estabilidad al sistema eléctrico gracias a la posibilidad de hibridar y almacenar energía durante los periodos de tiempo en que no hay Sol.

• Tecnología suficientemente madura.

5

Situación del mercado en España y Cataluña

5.1

España

España se ha situado en los últimos años como una potencia líder en el ámbito mundial en la tecnología solar termoeléctrica, gracias, en gran medida, a la disponibilidad de unos elevados índices de radiación solar directa (especialmente en las regiones del sur), un régimen de primas y tarifas favorables establecidas en el Real decreto 661/2007 que regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como también gracias a una apuesta decidida de I+D de las instituciones y empresas españolas que las ha llevado a liderar tecnológicamente este sector.

Hoy en día, hay un total de 8 instalaciones en funcionamiento que representan un total de 182 megavatios, la mayoría concentrados en la comunidad autónoma de Andalucía.

El escenario en los próximos 3 años situará España con una potencia instalada en solar termoeléctrica que superará los 2.300 megavatios instalados, muy por encima de los 500 megavatios establecidos como ob

Gráfico 4

Planta solar termoeléctrica con tecnología de disco Stirling

Receptor/motor

Reflector


jetivo en el Plan de energías renovables 20062010 (PER 20062010). Las comunidades autónomas de Andalucía, CastillaLa Mancha y Extremadura reúnen el 95% de los proyectos que serán operativos el año 2013, tal como se puede observar en el gráfico 5, donde se refleja la distribución de megavatios por comunidades autónomas inscritas en el Registro de preasignación del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo.

5.2

Cataluña

Si bien Cataluña, y concretamente la llanura de Lérida, dispone de unos valores de radiación solar directa significativos, la realidad es que hoy en día se sitúa a la cola de las comunidades autónomas con presencia de plantas solares termoeléctricas. Efectivamente, su peso específico representará el 0,96% de los megavatios totales instalados en el Estado español en el 2013, muy alejada de otras comunidades autónomas como Extremadura (40,5%), Andalucía (37%) o CastillaLa Mancha (18%).

La única instalación inscrita en el Registro de preasignación del Ministerio y que, por lo tanto, tiene asegurado el derecho de percibir la prima establecida en el Real decreto 661/2007 es la planta

solar termoeléctrica de 22,5 megavatios que se instalará en el municipio de las Borges Blanques (Lérida).

Hay varias razones que explican el poco peso que tiene Cataluña en la implantación de este tipo de tecnología:

• Los índices de radiación solar directa en Cataluña si bien no son nada despreciables, en especial en la llanura de Lérida, son considerablemente inferiores si se comparan con otras regiones de España como Andalucía, Extremadura o CastillaLa Mancha, donde encontramos temperaturas más elevadas a lo largo de todo el año.

• La gran complejidad y duración en el proceso de tramitación administrativa de este tipo de instalaciones en Cataluña, en comparación con otras regiones del Estado, dificulta que las empresas puedan sacar adelante un proyecto de estas características.

• La necesidad de grandes extensiones de terreno, sumada a una estructura de propiedad del suelo caracterizada por la existencia de una gran cantidad de propietarios de extensiones pequeñas de terreno, hace que sea muy complicado disponer de los terrenos necesarios para sacar adelante cualquier proyecto.

6

Perspectivas de futuro en Cataluña

El Plan de la energía de Cataluña 20062015, aprobado por el Gobierno de la Generalitat el 11 de octubre de 2005, preveía para el caso de la tecnología solar termoeléctrica unos objetivos de potencia instalada de 50 megavatios para el 2015.

La Generalitat aprobó el 2009 la revisión del Plan de la energía de Cataluña 20062015, en el cual se fijan, para la tecnología solar termoeléctrica, unos nue vos ob jetivos por alcanzar en el 2015, y pasar de los 50 megavatios previstos en la versión inicial a los 202,5 megavatios fijados en la revisión, y que representa un aumento del 405%.

Gráfico 5

Distribución por comunidades autónomas de la potencia inscrita en solar termoeléctrica en el Registro de preasignación

C. Valenciana49,9 MW(2,2%)

Cataluña22,5 MW(0,96%)

Andalucía866,4 MW (37%)

Extremadura949 MW (40,5%)

C. La Mancha420,79 MW

(18%)

Murcia31,4 MW(1,4%)


El escenario para el 2013 prevé qué la potencia instalada en Cataluña representará el 11% del total de megavatios fijados como objetivo en el Plan de la energía para el 2015, por lo cual se hace difícil pensar que se puedan alcanzar las cifras previstas en el Plan de la energía de Cataluña.

Por otra parte, la potencia inscrita en el Registro de preasignación en la tecnología solar termoeléctrica ha superado los objetivos establecidos en el Plan de energías renovables 20052010, y por eso el Ministerio ha cerrado el registro para esta tecnología, hecho que implica que sólo tienen garantizada la tarifa o prima de venta de energía eléctrica establecida en el Real decreto 661/2007 aquellas instalaciones que se hayan podido inscribir (en el caso de Cataluña, la planta solar termoeléctrica de 22,5 megavatios de las Borges Blanques). Habrá que esperar que el Gobierno español apruebe el nuevo Plan de energías renovables 20112020 y la futura ley de régimen especial, que fijarán los nuevos objetivos que hará falta que alcance este tipo de tecnología así como las tarifas asociadas por la venta de energía eléctrica, y que establecerán el marco de futuro para los nuevos proyectos, para determinar si se podrán alcanzar los objetivos fijados para la solar termoeléctrica en el Plan de la energía de Cataluña.

7

Experiencias en Cataluña

La primera experiencia de aplicación de energía solar termoeléctrica en Cataluña se llevará a cabo en la comarca de las Garrigues (Lérida), en concreto en el municipio de las Borges Blanques. Se trata de una planta de 22,5 megavatios promovida por la Sociedad Termosolar Borges, SL, la cual está participada al 50% por los grupos industriales catalanes Abantia y ComsaEmte. La Generalitat de Catalunya tiene previsto entrar próximamente en el accionariado de la sociedad con una participación minoritaria.

7.1

Descripción general del proyecto

La planta termosolar de las Borges Blanques utilizará la tecnología más extendida en la actualidad, el sistema de colectores cilindroparabólico.

La instalación estará integrada por cuatro grandes bloques: el campo solar, el bloque térmico, el bloque eléctrico y los elementos auxiliares.

7.1.1

Campo solar

Los componentes principales del campo solar son los siguientes: (1) el colector, compuesto por una estructura metálica apoyada sobre unos pilones estructurales y donde se soportan los espejos cilíndricoparabólicos y los tubos concentradores; (2) los espejos, los cuales captan la radiación solar y la reflejan en los tubos concentradores situados sobre el eje del colector; (3) el tubo concentrador, que es el elemento que recibe la energía solar reflejada por los espejos y la transfiere al fluido térmico que circula por su interior; (4) el fluido térmico, que es el responsable de transportar la energía solar captada por los espejos una vez reflejada en el tubo concentrador y con la temperatura incrementada hasta el bloque térmico para generar vapor.

El campo solar ocupa una superficie de 62,7 ha y está formado por 56 lazos de 600 m de longitud. Cada lazo integra 4 colectores cilíndricoparabólicos de 150 m de longitud, y está gobernado por un siste

Gráfico 6

Esquema de conceptualización básica de la central

Camposolar

Bloquetérmico

Bloqueeléctrico

Auxiliares


ma de accionamiento hidráulico para hacer el seguimiento de la posición del Sol en todo momento. Cada colector dispone de 12 módulos de 12 m de longitud, con una longitud total para el conjunto del campo solar de 33.600 m. En la línea focal de cada uno de estos colectores se coloca el tubo absorbedor, por cuyo interior circula el fluido de transferencia de calor (aceite térmico).

Los colectores siguen la trayectoria del Sol desde la mañana hasta la noche, y así aprovechan al máximo la radiación solar. Cada uno refleja la radiación solar directa sobre el tubo absorbedor, calentando el fluido desde aproximadamente 293 ºC hasta los 393 ºC.

La energía térmica absorbida por el fluido es transferida en el bloque térmico a un ciclo aguavapor que varía de nuevo la temperatura desde 393 ºC en la entrada del recuperador hasta 293 ºC en la salida. A esta temperatura de salida, el fluido térmico se recircula de nuevo mediante un sistema de bombeo en la entrada del campo solar y cierra así el ciclo campo solarrecuperador.

7.1.2

Bloque térmico

El bloque térmico es el responsable de la transferencia de la energía solar acumulada en el fluido térmico en el bloque eléctrico mediante la transformación a energía térmica en forma de vapor que al turbinarse cambia la energía mecánica por la eléctrica.

El bloque térmico incluye las calderas con gas natural para la hibridación, el tren de recuperación térmico y una caldera auxiliar.

Las calderas de hibridación son las responsables de completar el contenido energético del fluido térmico en momentos en que no hay bastante radiación para hacer posible un rendimiento de la turbina adecuado.

El tren de recuperación está constituido por un conjunto de equipos cambiadores de calor responsables de la transferencia energética desde el fluido térmico hasta el ciclo de condensador / vapor para la

generación de vapor sobrecalentado a 375380 ºC a 100 bares de presión, que alimentará la primera etapa de la turbina de vapor, y por el recalentamiento del vapor procedente de la primera etapa de la turbina hasta la segunda etapa.

La caldera auxiliar tiene el objetivo de cubrir las necesidades particulares de la instalación, como son la alimentación a los cierres de la turbina cuando ésta está fuera de operación así como para incrementar la temperatura del fluido térmico del campo solar para asegurar la ausencia de riesgo de solidificación del fluido en caso de heladas o inclemencias graves del clima.

7.1.3

Bloque eléctrico

El vapor producido en el recuperador del bloque térmico alimenta el bloque eléctrico constituido por una turbina de dos etapas, que en el alternador genera la correspondiente energía eléctrica a una tensión de 10,5 kW que se eleva a un centro de transformación hasta una tensión de 25 kW, que son las condiciones del punto de conexión de servicio para exportar la energía a la red de distribución.

Forma parte del bloque eléctrico la turbina, el condensador de la turbina, el sistema de recirculación de los condensados, el centro de transformación de alta tensión para facilitar la exportación de energía a la red, el centro de transformación de baja tensión para cubrir los autoconsumos de la central y los centros de control de motores asociados para la central.

7.1.4

Instalaciones auxiliares

La central dispone de un conjunto de instalaciones auxiliares que son principalmente las siguientes: (1) el sistema de captación, almacenaje y tratamiento de agua para la refrigeración, aportación al sistema de condensados y limpieza de los espejos del campo solar y consumo sanitario; (2) el sistema de refrigeración de la turbina; (3) el sistema de produc


ción de aire comprimido para instrumentos y aire de planta; (4) el sistema de abastecimiento de nitrógeno por inertización; (5) el sistema de medida y regulación de las condiciones de suministro de com

bustible de gas natural para las calderas de hibridación.

La planta se opera automáticamente mediante un sistema de control distribuido.

Cuadro 1

Resumen de las principales características del proyecto

Promotor Termosolar Borges, SL

Ubicación Las Borges Blanques (Lérida)

Tecnología seleccionada Colector cilíndrico-parabólico

Potencia eléctrica instalada 25 MWe

Potencia eléctrica limpia exportada 22,5 MWe

Superficie total de ocupación 63,6 ha

Horas totales de funcionamiento 2.176 horas

Generación eléctrica total exportada 52.344 MWh/año

Generación eléctrica de origen solar 44.492 MWh/año

Generación eléctrica con gas natural (15%) 7.852 MWh/año

Punto de conexión a la red eléctrica SE Juneda (1,8 km LE enterrada)

Consumo de agua 208.902 m3/año

Inversión total 128 M€

Generación de puestos de trabajo directos 25 personas

Generación de puestos de trabajo indirectos 50-100 personas

Toneladas de CO2 evitadas a la atmósfera 50.000 t/año

231Monográfico

1

Introducción

Normalmente, en las tierras de habla catalana con el fin de evitar desdicha usamos la expresión tocar hierro, y no tocar madera. Pero la mayoría de lenguas vecinas sí que lo hacen: knock on wood en los países anglosajones, toucher du bois en Francia o tocar made-ra en lengua castellana.

Poca importancia hemos dado en las últimas décadas a la madera, a no remover madera, ni para encomendarnos a la suerte; de hecho, cuando se habla de un potencial en Cataluña de 73.499,4 millares de toneladas/año1 de producción leñosa aérea total desperdiciada, más del 35% del territorio catalán son bosques, recientes estudios2 hablan de que sólo en el Montseny

1. Inventario ecológico y forestal de Cataluña, CREAF actualizado anualmente.

2. La Biomassa com a font de matèries primeres i energia: estudi de viabilitat en el Montseny i Montnegre-Corredor. Fundación Abertis (2009).

y en el MontnegreCorredor hay un equivalente anual de más de 140.000 toneladas de petróleo (tep), y todo a punto de quemar en un mal verano, quiere decir que hay alguna cosa que no estamos haciendo nada bien, todavía hoy no hemos sabido encontrar una alternativa real y viable y/o complementaria a los usos tradicionales de la madera.

2

Usos y factores limitantes del monte

Pero lejos de lamentarse, hay sectores económicos que apuestan por esta materia prima, renovable y estratégica en cuanto a valores sociales, ambientales y económicos:

1. El uso social del bosque y del paisaje: en una sociedad como la catalana, mayoritariamente urbana, los espacios agrarios y forestales se convierten en una necesidad de la población.

2. El uso ambiental del bosque: sólo hay que pisar un lugar después de un incendio forestal para captar

Aprovechamiento energético de la biomasa en Cataluña, tocar hierro y no madera

Carles Vilaseca i PadrósApropellets, Asociación de productores de pellets de madera del Estado español


el impacto de esta perturbación, erosión y pérdida de suelo, deforestación versus desertización. Tampoco podemos despreciar la importancia del bosque como reservorio de CO2 ante los desequilibrios que nos depara el cambio climático, también en el área mediterránea, la falta de agua.

El bosque retiene el agua de lluvia y nos la dosifica poco a poco, y aunque la falta de gestión forestal provoca densidades muy elevadas de árboles por hectárea, en competencia hídrica, que debilitan las aportaciones al sistema hídrico, es evidente que el bosque tiene un papel fundamental en el ciclo del agua y que éste se convierta en sostenible.

3. El uso económico del bosque.3 Desgraciadamente, este valor, hoy en números rojos, interactúa de manera negativa hacia los otros valores, el social y el ambiental, cuando no somos capaces de generar riqueza, valor económico, cuando el bosque no comporta beneficios para los propietarios, el bosque se abandona y automáticamente la tutela de los valores sociales y ambientales del patrimonio natural pasan a ser responsabilidad de la Administración pública, básicamente tareas de mantenimiento y millones de euros destinados a la extinción de incendios forestales cada verano, desperdiciando la mejor tecnología de fijación de carbono que conocemos, la fotosíntesis.

Hoy vivimos en la paradoja de disponer de unos cuerpos de choque ante los incendios forestales muy efectivos, de incrementar año tras año la carga de combustible forestal para el próximo GIF (gran incendio forestal), cada vez el gasto en esta guerra contra el fuego en climas mediterráneos es mayor y el riesgo de sufrir desastres co

3. “En el 90% de los bosques catalanes mediterráneos de propiedad privada predomina la recolección sobre cualquier otro sistema de gestión forestal. Recolección significa que los únicos trabajos que se hacen en el bosque son el corte y la extracción de los pies comerciales que interesan en el mercado. El resultado de este sistema, en la mayoría de los casos, es la consolidación de un bosque anárquico en que competen, más que conviven, árboles de todas las edades con fenotipos cada vez más lamentables.” Modelos silvícolas en bosques privados mediterráneos. Serie Territorio, 5. Diputación de Barcelona.

mo los incendios recientes de Grecia, California o Portugal es también mucho más probable.

Así pues, sería lógico pensar que el aprovechamiento energético de la biomasa forestal en tierras medi terráneas, en un contexto de crisis energética y cli máti ca, tendría que tener una importancia clara. Lamentablemente no es así, a diferencia de países centroeuropeos o escandinavos, y este hecho obedece a diferentes factores sociales, ambientales y económicos.

2.1

Factor social

La percepción que tenemos que los bosques son sistemas naturales intocables está muy arraigada; cuando en los de libros de texto de las escuelas se enseñan ataques al medio ambiente a menudo aparece alguien equipado como forestal cortando un árbol, y no se diferencia un bosque mediterráneo de un bosque de la frágil pluviselva tropical. A menudo desde determinados ámbitos se defiende la no intervención al monte, cosa que dificulta el equilibrio entre la gestión económica de éste con el mantenimiento de los valores no intervencionistas.

Recientemente hay que incorporar determinados efectos Nimby4 en Cataluña contra la tecnología de aprovechamiento energético de la biomasa, normalmente organizados socialmente en forma de plataformas ciudadanas, vinculados a grupos antiincineración de residuos. La percepción negativa que la biomasa como fuente de energía es quizás renovable, pero también contaminante, ha arraigado bastante en las áreas urbanas, paradójicamente más dependientes energéticamente y también más emisoras de gases efecto invernadero, factores que el uso energético de la biomasa contrarrestaría. La principal base argumental de estas corrientes contrarias al aprovechamiento energético de la biomasa es el deterioro de la calidad del aire.

4. Nimby (Not in My Back Yard), acrónimo inglés que hace referencia a la cultura del no.

233Monográfico. Aprovechamiento energético de la biomasa en Cataluña, tocar hierro y no madera

2.2

Factores ambientales

La orografía del país con fuertes pendientes no facilita la movilización de la biomasa forestal residual; pendientes superiores al 60% hacen difícil y costoso el aprovechamiento silvícola.

2.3

Factores económicos

El sector forestal como sector económico no aporta más que el 4,28% del PIB de Cataluña;5 si tenemos en cuenta que dos terceras partes del territorio catalán están definidas como territorio forestal, nos hacemos una clara idea de la poca productividad de este sector.

Hasta el 2007 no se dispone en el Estado español de un decreto6 que fomenta las energías renovables, en el cual se establece un equilibrio económico y financiero razonable entre costes y beneficios del uso de la biomasa como fuente renovable de energía. Otros países europeos, como Alemania, disponen de una ley de impulso de las energías renovables desde el año 2004,7 hecho que ha permitido a este estado que en 3 años se consolidaran más de 160 instalaciones con una potencia de 980 MWel.8

3

Descripción genérica de tecnologías viables de aprovechamiento energético de la biomasa sólida

Hay mucha confusión ante un concepto tan amplio como el de la biomasa. En la web del Consorcio Fo

5. Eduard Plana y Glòria Domínguez. Diagnosis dels boscos i el sector fores-tal a Catalunya, CTFC (Centro Tecnológico Forestal de Cataluña).

6. Real decreto 661/2007.

7. ErneuerbareEnergienGesetz (EEG) 31/07/2004.

8. Monitoring zur Wirkung desde novellierten Erneuerbare-Energien-Geset-zes (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aves Biomasse. Instituto für Energetik und Umwelt gGmbh, Leipzig (2007).

restal de Cataluña (www.observatoribiomassa.forestal.cat) en el 2009 se daba esta definición:

“Biomasa es un término muy amplio que, según define el Instituto Catalán de la Energía (ICAEN), se refiere al conjunto de toda la materia orgánica de origen vegetal o animal, que incluye los materiales que proceden de la transformación natural o artificial. La energía que se puede obtener de la biomasa proviene de la luz del Sol. Gracias al proceso de fotosíntesis, las plantas verdes transforman la luz solar en energía que queda acumulada en el interior de sus células. Esta energía almacenada se puede liberar sometiéndola a diversos procesos de aprovechamiento energético.

Existe una gran diversidad de productos que se pueden considerar biomasa. Hay de tipo forestal, agrícola, del sector ganadero y agroalimentario y de tipo residual. También están los cultivos destinados de manera específica a la producción de energía (cultivos energéticos).

Según la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, se define la biomasa como la fracción biodegradable de los productos, material de rechazo y residuos de origen biológico procedentes de actividades agrarias –incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal–, de la silvicultura y de las industrias conexas –incluidas la pesca y la acuicultura, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales.

La biomasa es una fuente de energía renovable de gran importancia. Las posibilidades de aprovecharla como energía son muy diversas, con la gran ventaja, entre otras, que su uso no contribuye a incrementar el efecto invernadero, porque el balance de emisiones de CO2 es prácticamente neutro.”

Por lo tanto, depende de los orígenes de la biomasa, si hablamos de biomasa en estado sólido o líquido, procedente de residuos agroforestales, industriales o domésticos es evidente que la tecnología que hay que


aplicar variará mucho, y no hay una tecnología genérica de la biomasa, hoy día hay diferentes tecnologías que en función de la tipología y la caracterización de la biomasa nos permiten sacar el máximo partido de su potencial energético.

Apostar para el aprovechamiento energético de la biomasa sólida pasa no sólo por el aprovechamiento de fracciones residuales biomásicas, sino también, y especialmente, por combinar estos sistemas de aprovechamiento energético con procesos como los de la fabricación industrial de biocombustibles sólidos, los denominados pellets.

3.1

Combustión de biomasas sólidas para obtener energía

CxHy + (x + y/2)O2 → xCO2 + yH2O

La oxidación total de la leña, astillas o pellets en hornos de diferentes características y potencias, para calentar agua de una caldera y así, con el denominado ciclo de Rankine (caldera de vapor y turbina acoplada a un alternador), poder producir energía eléctrica en un ciclo cerrado (el agua pasa de estado líquido a vapor y vuelve a líquido por la condensación en la caldera), es la manera más contrastada de producir la electricidad existente en el mercado. De hecho, la máquina de vapor es la tecnología más conocida y probada desde los inicios de la Revolución Industrial.

Recientemente ha aparecido en el mercado la tecnología ORC (ciclo orgánico de Rankine); en lugar de agua se utiliza un solvente orgánico que tiene un punto de ebullición más bajo que el agua, y que permite trabajar a temperaturas más bajas. Este sistema es adecuado para instalaciones de potencia eléctrica hasta 2 MW.

Los restos forestales de actividades de prevención de incendios o bien las podas de jardinería urbana nos configuran un tipo de biomasa muy heterogéneo; la mejor tecnología para extraer el potencial energético es la oxidación de la biomasa con presencia de O2,

liberando energía en forma de (Q) calor,9 ya que las otras tecnologías requieren materiales muy homogéneos y estables en su composición para ser procesados.

La combustión de estos materiales, previa trituración y cribage de inertes, en hornos de parrilla, con sistema de parrilla circular o bien en camas fluidificados, garantizan las horas de funcionamiento de las instalaciones y facilitan el mantenimiento fácil y rápido que cualquier central térmica requiere, y garantizan al titular de la central el equilibrio económico y financiero.10

La posibilidad de establecer una línea de secado industrial de la madera, aprovechando el calor residual de baja entalpía de la central térmica de cogeneración, puede permitir desarrollar, económicamente y ambientalmente, una planta de producción de pellets de madera. Ésta es la apuesta industrial que permite completar un modelo de aprovechamiento energético de la biomasa plenamente eficiente, que atienda dos necesidades: el aprovechamiento de la BFR (biomasa

9. Por cada átomo gramo de carbono (14 g) absorbe 112 kcal de energía solar a partir de la fotosíntesis.

10. El marco regulador de las centrales productoras de energía a partir de fuentes renovables es el Real decreto 661/2007 y de forma simultánea se potencia la cogeneración, es decir, la producción combinada de electricidad y calor y/o frío mediante el Real decreto 616.

Gráfico 1

Estado de la tecnología en Alemania en la producción de electricidad a partir de biomasa lignocelulósica

Potencia eléctrica en kW

Conceptos de combustión

Ciclo Rankine

Motor turbina de biomasa polvo

Proceso ORC (ciclo orgánico de Rankine)

Motor Stirling

Turbina de gas caliente

Conceptos de gasificación

Motor de gas-diésel

Turbina de gas

Pila de combustible

Concepto de pirólisis

Motor de gas-diésel

Turbina de gas

10

Investigación Planta Planta En elpiloto demo mercado

100 1.000 10.000

Fuente: Informe Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), 2007.


forestal residual) y la producción de maderas para la fabricación de biocombustibles, los pellets.

3.2

Densificación para usos térmicos, pellets

El pellet se consigue a partir de la trituración, separación de inertes y posterior moltura de la madera y secado. Este serrín con humedad en torno al 8% es granulado en la pelletizadora, y el resultado es un granulado (pellet). Este biocombustible tendrá que cumplir en el 2010 unas especificaciones para usos domésticos para toda la Unión Europea, especificaciones similares a los requerimientos de la actual normativa alemana (cuadro 1).

Cuadro 1

Propiedades de los pellets de madera según DIN Plus Alemania

Diámetro (mm) Indicar

Longitud (mm) < 5 * diámetro

Densidad real (kg/m3) > 1,12 kg/m3

Humedad (% masa) < 10

Cenizas (% masa) < 0,5

Poder calorífico (MJ/kg) > 18

Azufre (% masa) < 0,04

Nitrógeno (% masa) < 0,3

Cloro (% masa) < 0,02

Arsénico (mg/kg) < 0,8

Cadmio (mg/kg) < 0,5

Cromo (mg/kg) < 8

Cobre (mg/kg) < 5

Mercurio (mg/kg) < 0,05

Plomo (mg/kg) < 10

Cinc (mg/kg) < 100

Densidad aparente Indicar

Durabilidad < 2,3%

Aditivos < 2%

Nos encontramos ante un combustible sólido con un PCI superior a 18 MJ/kg, la mitad del gasóleo, un combustible fácil de manipular, de hecho, se comporta como un fluido, se puede transportar a domicilio de la misma manera que se hace con otros combustibles fósiles.

El pellet como biocombustible tiene diversas ventajas: la primera es económica, su precio está muy por debajo de los precios determinados por el barril de petróleo, podemos decir que el precio sigue el IPC y no el barril de petróleo, por lo tanto, es un biocombustible un 40% más barato que el gasóleo.

La segunda ventaja es ambiental; el pellet es un biocombustible renovable e implicado con el desarrollo del territorio, un producto que puede dar un nuevo impulso a maderas que hoy sufren una grave crisis de mercado. La haya, el castaño y el chopo son frondosos y junto con las coníferas tradicionales nos dan un producto de mucha calidad y eficiencia energética. Podemos decir que las calderas que combustionan pellets tienen rendimientos superiores al 95%.

La combinación de plantas de cogeneración con plantas de fabricación de pellets es una simbiosis industrial necesaria. Aprovechar el calor residual de la producción de electricidad de las centrales de biomasa forestal residual para establecer una línea de secado de serrines de madera permitirá desarrollar una nueva industria de fabricación de biocombustibles.

3.3

Co-combustión

La cocombustión es la introducción de dos combustibles diferentes en un horno de una central para la producción de electricidad o bien la obtención de calor para secados industriales. Normalmente se utiliza la combinación de la biomasa con carbón con el fin de reducir las emisiones de CO2, y esta práctica se ha generalizado en el momento de aplicar el Protocolo de Kioto en el sector industrial.

Cementeras e industrias que requieren calor en grandes cantidades para sus procesos industriales se han convertido en nuevos clientes para un tipo de biomasas que por sus características necesitan instalaciones adaptadas para quemar otros combustibles potencialmente contaminantes como el carbón y sus derivados.


Durante el año 2008 las plantas de reciclaje recibieron en España 528.000 toneladas11 de materiales lignocelulósicos, de los cuales una parte significativa procede de los centros de recogida, de la recogida de muebles viejos, de los residuos de la construcción y también de la industria. Estas maderas se seleccionan y después de diferentes procesos de trituración y reconocimiento específico se convierten en chips o serri nes, combustibles sólidos recuperados (CSR) y su ministrados a diferentes industrias que hacen la cocom bustión.

3.4

Gasificación

La gasificación de la biomasa es el tratamiento de ésta en reactores. La biomasa en un ambiente pobre en oxígeno se somete a diferentes reacciones termoquímicas que como resultado dan un gas de síntesis (syngas; véase el cuadro 2), que tiene un PCI equivalente a la sexta parte del PCI del gas natural y que se puede utilizar en motores especializados.

Cuadro 2

Gas de síntesis.Composición media (% en volumen)

N2 43%-45%

H2 18%-20%

CO 19%-20%

CO2 13%-15%

CH4 2,5%-3,5%

CxHy 0,1%-0,3%

PCI [kcal/Nm3] 1.250

En la gasificación, la celulosa se transforma en hidrocarburos más ligeros, a menudo también con CO y H2, pero esta tecnología todavía está en fase de desarrollo. Los motores que tienen que producir electricidad presentan diferentes problemas en la carburación del gas, el más importante de los cuales todavía no está del todo resuelto en biomasas heterogéneas como las forestales es la limpieza del syngas; la forma

11. El sector de la recuperación de la madera en España, informe de situación. ASERMA.

ción de alquitranes es uno de los inconvenientes más importante de esta tecnología.

Se calcula que hasta el 2012 no se dispondrá de una tecnología suficientemente contrastada para trabajar con biomasa forestal. Es importante señalar que se obtienen muy buenos resultados con otras biomasas más homogéneas, cáscaras de frutos secos y barros de depuradora.

3.5

Biotecnología, las microalgas en la captación de CO2

En la Universidad Autónoma de Barcelona, la de Alicante, la de Sevilla, en centros de investigación en Ber lín, Canarias, Massachusetts, Graz, Nueva Zelanda los investigadores tienen el objetivo común de encontrar mecanismos de fabricación de biocarburantes y obtener energía, y tienen una importancia especial los trabajos relacionados con la obtención de biodiésel, etanol o metano a partir de materias no relacionadas con la producción de alimentos.

Las microalgas son organismos unicelulares responsables de más del 50% de la fotosíntesis del planeta, transforman el CO2 en biomasa verde, de hecho, son los más efectivos fijadores de CO2. Hay muchas especies de microalgas, viven en medio acuático, en aguas dulces como saladas, más limpias o muy sucias, pero una característica las hace comunes: están formadas por un 50%80% de lípidos.

La biotecnología aplicada a la captación del CO2 puede hacer posible a corto plazo modelos energéticos de emisión cero en las plantas industriales o en las plantas de cogeneración. A título de ejemplo, la combustión de las 60.000 toneladas de biomasa forestal produce unas emisiones de aproximadamente 56.520 toneladas/año de CO2, caudal de gases que se puede reducir en un 80% en días soleados y en un 50% en días nublados. Puede producir biomasa algal con un alto contenido oleaginoso para la producción de biodiésel, y los restos pueden volver a ser combustionados en la planta de cogeneración mejorando sensiblemente el ciclo de vida del carbono en planta controlada, y


produciendo mucha más energía por kilogramo de biomasa forestal utilizada.

4

Una nueva economía del carbono, energía de la biomasa. El secuestro del CO2

La producción de energía eléctrica a partir de biomasa forestal dinamiza de manera transversal diferentes sectores económicos y abre nuevas expectativas energéticas.

Las empresas que hemos apostado por la fabricación de biocombustibles de madera en el Estado español lo tenemos muy claro, decididamente queremos convertirnos en una industria productora de biocombustibles sólidos significativa en la combinación energética española.

Somos empresas que nos hemos dado cuenta de la oportunidad que implica la movilización de recursos locales, creemos que hay que apostar por la elaboración de productos energéticos de calidad que puedan competir económicamente con los combustibles fósiles, y garantizar una cadena de valor del recurso madera que repercuta en nuestro patrimonio forestal.

La gestión de la biomasa repercute socialmente, ambientalmente y económicamente en el conjunto de

la sociedad, sólo depende de cómo se haga, de manera inteligente y aprovechando el potencial energético, o bien como hasta ahora, de manera descontrolada cada verano.

Las oportunidades que se entreven en el mercado del CO2 abren las puertas a un nuevo modelo de la gestión del territorio, y es importante que las administraciones tomen conciencia de esta oportunidad, el estímulo de los usos energéticos de la biomasa tiene una incidencia en todos los sectores económicos, el primario, el secundario y el terciario.

5

Conclusiones. ¿La biomasa como recurso, eje vertebrador del país?

Desde hace décadas vivimos de espalda al bosque, ni las administraciones ni los propietarios forestales han encontrado fórmulas que hicieran rentable la gestión forestal. Y hay muchas razones: bajo rendimiento de nuestro monte, una orografía accidentada, cierre de industrias vinculadas, terciarización de la sociedad y una larga retahíla de razones, algunas de las cuales se han intentado desgranar en este artículo.

Es evidente que hoy gestionar una hectárea forestal cuesta dinero y nadie se encuentra en condiciones de descapitalizarse sin más, la no gestión forestal de las últimas décadas y la repetida pérdida de terrenos agrícolas, ante una crisis agraria sin precedentes, ha hecho imposible garantizar un estado de nuestros bosques más o menos aceptable; podríamos decir que la mayor parte del monte se encuentra en estado de no ser rentable; aunque Cataluña es un país de bosques, un 35% de la superficie es de masa forestal, superficie muy por encima de otros países centroeuropeos. También es cierto que la producción de madera está muy por debajo de la media de otras zonas, y que en nuestro país hay mucha diversidad de vegetación. Es evidente que desde los Pirineos hasta la costa hay “para dar y vender”, y nunca mejor dicho, para dar seguro, ya que para vender, ni las perchadas de haya y castaño, y los

Gráfico 2

Repercusión de la biomasa

Planta de cogeneracióncon biomasa forestal.Producción de calor

Planta de cogeneracióncon biomasa forestal.

Producción de electricidad

Secado de maderaforestal para producir

pellets

Recuperación de CO2 conbioreactores de microalgas

para producir biodiésel


bosques comunales de la Cerdaña hoy no encuentran a muchos compradores.

Por otra parte, la mayoría de las urbanizaciones, que hoy ya son primeras residencias, se encuentran peligrosamente y literalmente dentro de una frondosa masa forestal. Las administraciones catalanas dan ayudas, se preocupan de disponer mecanismos de intervención inmediata en caso de incendio forestal y cabe decir que de momento ha funcionado más o menos bien, pero con excepciones lo bastante evidentes de lo que nos puede pasar si no ponemos remedio.

Hoy, después de las nevadas y ventoleras de estos últimos inviernos, la biomasa acumulada en determinadas zonas del país se perfila como muy peligrosa, los mercados de la madera tradicionales están tocados de muerte y el sector se hunde inexorablemente; se necesitan actuaciones decididas, la inacción nos llevará inevitablemente a la californialización del territorio.

A pesar de todo, nos encontramos con un territorio muy bien documentado, se ha hecho poca gestión pero se han elaborado muchos estudios y trabajos. Sabemos muy bien como tenemos nuestros bosques, el CREAF, Centro de Investigación Ecológica y Aplicaciones Forestales, ha hecho un muy buen trabajo, conocemos el crecimiento vegetativo que la fotosíntesis origina, lo sabemos palmo a palmo, en todas las comar cas, y hoy día nadie se atreve a discutir, con un mínimo de credibilidad, que nos hace falta una reducción drástica de la combustibilidad de nuestro monte, de los Pirineos hasta la cordillera litoral, y eso sólo quiere decir reducir la biomasa a umbrales aceptables, tanto para plantearse una gestión forestal rentable como para garantizar la protección de bienes y personas en las zonas forestales urbanizadas (Ley 5/2003 y Decreto 123/2005).

Por otra parte, preocupan las modelizaciones de los científicos del IPCC (GIECC, Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático) de las Naciones Unidas en el planeta y muchas son las probabilidades que el cambio climático, ya en un proceso bastante evidente, pueda afectar al área mediterránea, menos lluvia y más calor. Este hecho tiene una especial importancia y relación con las dinámicas que sucederán en nuestro monte y especialmente en la gestión

del agua de nuestras cuencas internas, es decir, si las previsiones se cumplen, y todo hace pensar que ya ha empezado y no hay marcha atrás, nos esperan periodos de sequía mucho más intensos y regulares que hasta ahora. Y eso sólo tiene un nombre, grave peligro de incendios forestales y riesgo de disponibilidad de agua potable para la población. Es del todo conocida la importancia del bosque en la regulación de las lluvias y su retención en el subsuelo y en la moderación de los procesos de escorrentía después de lluvias torrenciales, tan típicas de nuestra cuenca mediterránea.

Ante esta posibilidad tenemos que actuar inmediatamente para adaptar el modelo económico y social a esta realidad ambiental tan evidente, el riesgo es demasiado alto para no hacer nada. Una de las primeras medidas que hay que tomar es valorar un recurso tan preciado en otras partes del planeta y tan poco valorado en nuestro país: la biomasa forestal.

El aprovechamiento energético de la biomasa se puede convertir, en este nuevo escenario, en el eje vertebrador del país, podemos recuperar el 60% del territorio en valor económico y en valor social, podemos integrar ciudad y el interior del país con un único objetivo: la gestión correcta de los recursos naturales que como país disponemos, tenemos que hacer entender a la ciudadanía que la gestión del bosque es necesaria, no sólo para el disfrute personal y familiar sino para la protección de un recurso tan preciado como es el agua, de la misma manera que este recurso biogénico que es la biomasa forestal se convierte en fábrica de producción de energía renovable, activa infraestructura fotosintética de reducción de las emisiones de CO2. Si un monte sano actúa como responsable de la desaparición de CO2, no hay duda que los bosques jóvenes son mucho más activos en la fijación del gas que más nos tiene que preocupar.

6

Referencias

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La planta de biomasa de Talavera

Ramon Trullols, alcalde de Talavera

La escasez y el constante aumento de precio de los combustibles fósiles, junto con la creciente presencia de los niveles de CO2

en la atmósfera, ha desembocado en la necesidad de buscar soluciones alternativas para generar energía eléctrica. El

aprovechamiento energético de fuentes de energía renovable constituye una fuente eficiente que contribuirá a alcanzar los

objetivos fijados en el Programa de energías renovables 2005-2015 (PER).

La producción descentralizada de energía y el uso de biomasas portadoras de energía pueden tener un papel significativo en la

alteración tanto de los patrones de uso de la tierra como de la energía, y puede abrir nuevas oportunidades de desarrollo

económico sostenible para las zonas rurales.

1. La biomasa

La biomasa es un término genérico que hace referencia a la cantidad de materia viva producida por plantas, animales, hongos o

bacterias en una área determinada. Se suele utilizar para hacer referencia al combustible energético que se obtiene directamente

o indirectamente de estos recursos biológicos.

La biomasa como fuente de energía renovable se puede clasificar en:

• Residuos forestales

• Residuos agrícolas leñosos

• Residuos agrícolas herbáceos

• Residuos de industrias forestales y agrícolas

• Cultivos energéticos

La decisión de un territorio de generar la propia electricidad a partir de residuos tiene amplias repercusiones socioeconómicas

ya que los sistemas energéticos de biomasa son una fuente importante de ocupación y de ingresos y, por lo tanto, pueden tener

un papel destacado para impulsar el dinamismo económico en las zonas rurales:

• La generación de puestos de trabajo y de ingresos tanto a escala individual como para la comunidad en general donde está

situado el proyecto, y la redistribución de la renta local.

• La rentabilidad de actividades rurales asociadas derivadas del uso de subproductos (residuos en muchos casos) agroforestales,

que disminuye el riesgo de incendios forestales. Además, el aprovechamiento de estos residuos contribuye a resolver el

problema de cómo se pueden eliminar, que generalmente ocasiona molestias y contaminación.

• La diversificación de las actividades rurales con la consiguiente apertura de nuevas oportunidades de negocio.

Aprovechar los residuos agrícolas y forestales para biomasa y establecer plantaciones y cultivos energéticos puede contribuir a

paliar el problema de la desertización de las zonas rurales. Particularmente, los cultivos perennes pueden ayudar a prevenir

problemas de erosión porque reducen el impacto de la lluvia y el transporte de sedimentos. Generar energía a partir de la biomasa

también contribuye a disminuir la contaminación del aire.

2. La planta de biomasa de Talavera

La implantación de energías renovables en el territorio es una alternativa a la agricultura y la ganadería; es el gran complemento

en el mundo rural que puede generar puestos de trabajo y servicios en el territorio y, por lo tanto, puede contribuir a mantener la

población.

Talavera es un municipio de la comarca de la Segarra situado en la parte suroeste. A demás de la capital municipal, que es

Talavera, forman parte del municipio los núcleos de población de Pallerols, Bellmunt, Civit, Pavia y Suró, con una extensión de

30 km2 y una población total de 304 habitantes. Desde el punto de vista económico, el municipio destaca por la existencia de una

actividad agrícola y ganadera importante: más de la mitad de su actividad está dedicada al cultivo de la tierra.


La planta de biomasa de Talavera

Talavera tiene muy adelantada la tramitación de un plan especial para implantar otra fuente de energía renovable y una planta

de generación eléctrica a partir de la biomasa dentro de su término municipal. La implantación de esta fuente de energía renovable

se hace teniendo en cuenta que se integre al máximo en el medio que lo rodea a fin de que forme parte de él.

Con este planteamiento el proyecto prevé la construcción de un complejo energético destinado a aprovechar la biomasa, la cual,

mediante un proceso de transformación, sea capaz de generar electricidad de forma sostenible. Paralelamente, próximo a la zona

de actuación se ha desarrollado un parque eólico que hará que, junto con la planta de biomasa, se concentren en la zona las

principales tecnologías existentes para la generación de energía mediante recursos renovables.

Se prevé que el combustible de la planta sea una mezcla de diversos tipos de biomasa, priorizando la que se pueda extraer de

los alrededores de Talavera que, como estimación, se prevé que provenga de los llamados cultivos energéticos y de los residuos

agrícolas y forestales.

• Cultivos energéticos: 80%, 70.000 t/año

• Residuos agrícolas y forestales: 20%, 17.300 t/año

Los cultivos energéticos son cultivos de especias vegetales destinados específicamente a la producción de biomasa para uso

energético. Entre las diferentes especies agrícolas herbáceas susceptibles de convertirse en cultivos energéticos destacan el cardo,

con un gran poder calorífico, el sorgo y la colza etíope; también hay que tener en cuenta el cultivo de tabaco. Los residuos agrícolas

corresponderán a subproductos derivados de la paja del cereal, cultivo muy extendido y que predomina en la zona de Talavera.

El proceso que se llevará a cabo en una instalación de biomasa será una combustión directa de la biomasa mediante un horno-

parrilla, junto con un ciclo térmico agua-vapor que busca el objetivo de generar electricidad. En la combustión producida en una

planta de biomasa se considera que el balance de emisiones es neutro. La biomasa consiste básicamente en carbono y oxígeno;

al quemar la biomasa se genera CO2 y H2O. El dióxido de carbono que se emite en la utilización energética de la biomasa ya se

había fijado previamente en el crecimiento de la materia vegetal que había generado, por lo cual no contribuye a incrementar

la proporción a la atmósfera y, por lo tanto, no es responsable del aumento del efecto invernadero. Con respecto a los gases de la

combustión de la biomasa, una vez tratados se evacuarán a través de una chimenea con bastante altura para garantizar la correcta

dispersión de las emisiones cuando estén limpios de impurezas.

Las ventajas de la biomasa son, en primer lugar, estratégicas, porque reduce la dependencia energética externa, contribuye a la

diversificación del sistema y potencia la utilización de los recursos sobrantes; en segundo lugar, medioambientales, porque la

combustión de la biomasa no genera emisiones de gas de efecto invernadero y contribuye a limpiar nitratos en terrenos agrícolas,

a limpiar bosques y a prevenir incendios y plagas; y, en tercer lugar, socioeconómicos, porque la creación de un mercado para el

tratamiento y la gestión de la biomasa generará puestos de trabajo en el medio rural.

Los beneficios sociales directos se inician sobre todo durante la fase de construcción, que genera y activa la actividad dentro

del sector de la construcción. Una vez la planta está en funcionamiento se genera un segundo círculo de actividades para el

municipio (pequeñas empresas asociadas o servicios) y para los campesinos del territorio, ya que se crea un mercado para los

residuos agrícolas y los cultivos energéticos.

243Monográfico

1

Introducción

Parece que cuando encendemos el interruptor de la luz en una habitación y ésta se ilumina alguien hubiese estado preparado para ponerse a generar en ese momento la electricidad necesaria para alumbrar la estancia; o que la energía hubiera estado almacenada en un depósito, lista para ser usada en el momento necesario. Sin embargo, el sistema eléctrico, por la naturaleza física de la energía que genera, transporta y consume, no puede, todavía, almacenar energía instantánea ni responder de forma individual a los movimientos de la demanda particular. Además, la naturaleza física de la electricidad, como es sabido, necesita que la producción y el consumo de electricidad sean iguales en cada instante. Esto se consigue porque los millones de interruptores de la luz que hay en los hogares mantienen una media de consumo predecible, con un pequeño error. Este error lo corrige, en tiempo real, el operador del sistema espa

ñol, primero utilizando la capacidad de interconexión con el sistema eléctrico francés, que por su tamaño e inercia es capaz de proveernos de regulación instantánea –primaria– para igualar de forma inmediata la generación al consumo; segundo haciendo que las instalaciones de generación designadas cambien sus niveles de producción de forma casi inmediata –regulación secundaria–, y tercero llamando a variar sus niveles de generación al resto de centrales cuando el error se mantiene en el tiempo –regulación terciaria y gestión de desvíos.

En sus inicios, la generación renovable en España comenzó a funcionar con la misma indiferencia que un consumidor: sin preocuparse por cuándo y cuánto generaba. En el estado inicial de desarrollo de la energía renovable en nuestro país, finales de los noventa y principios de la siguiente década, con unos cientos de megavatios instalados, el sistema era capaz de tratarla como un consumidor más utilizando la regulación del sistema para mantener el equilibrio constante de la frecuencia. Se instalaban los megavatios, se producía cuando soplaba el viento, corría el agua o

Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro

José SalmerónWind to Market, SA


brillaba el sol y al final de mes se pasaba una factura a la compañía distribuidora, multiplicando los kilovatios hora producidos por la tarifa correspondiente.

Mientras tanto, desde el año 1998 se había implantado un mercado mayorista de electricidad en el que cada día del año se compraba y se vendía –y todavía se hace– la electricidad para cada hora del día siguiente. A estos compromisos de consumo y de generación para cada hora del día siguiente, que surgían de la casación del mercado mayorista, se asoció una penalización económica. Si no se cumple lo previsto, al kilovatio hora, se paga esta penalización: el coste de los desvíos.

2

La incorporación de la generación renovable al mercado de electricidad

El sistema eléctrico español quiso apostar por las energías renovables, aumentando de forma significativa la potencia instalada para mejorar el autoabastecimiento, disminuir la contaminación ambiental y fomentar el desarrollo industrial. Para hacerlo era necesario que la generación renovable se integrase en el mercado mayorista, con el mismo nivel de exigencia y de oportunidades que otros productores. Una potencia instalada relevante para conseguir los objetivos antes expuestos debía contar con una previsión de producción horaria en el mercado y una penalización de desvíos asociada que incentivase una gestión de la energía lo más cercana al tiempo real que permitiese el mercado. La regulación establecida en el Real decreto 436/2004, de 12 de marzo, incentivó de manera correcta la participación de las instalaciones eólicas en el mercado de producción, permitiendo que la gestión de las ventas de su energía se agrupara en lo que entonces se llamó agentes vendedores. Estos agentes, ahora llamados representantes, podían constituir carteras que permitían la gestión del desvío de manera agregada.

La gestión de las ventas en el mercado de electricidad se debe hacer en el mercado diario, que casa la

generación y el consumo cada día para cada hora del día siguiente a las diez de la mañana, y en los seis mercados intradiarios, durante los cuales se puede ajustar la previsión de las horas restantes del día a partir de la cuarta hora después del cierre de la sesión. La minimización del desvío exigía, desde el principio, la gestión de ofertas durante las 24 horas del día.

Cuando se gestiona una instalación de régimen ordinario –por ejemplo, una planta termoeléctrica– el nivel de la generación en cada hora, suponiendo que la planta no tenga ningún fallo técnico, lo marca el precio que el mercado haya estado dispuesto a pagar. Si el precio de mercado cubre nuestros costes estaremos dispuestos a generar lo máximo que absorba la demanda. La regulación técnica de la central nos permitirá posteriormente ajustar la generación horaria a la energía comprometida en el mercado, haciendo que la diferencia entre lo que hayamos vendido y la generación real, el desvío, sea muy pequeña o nula.

Adicionalmente la generación ordinaria se agrupa en zonas de regulación, que integran todas o casi todas las plantas de generación de una compañía eléctrica. Esta zona de regulación, además de proveer servicio de regulación secundaria al operador del sistema eléctrico, controla la generación de todas sus instalaciones, autorregulando internamente las diferencias entre la energía vendida en el mercado y el nivel de generación en tiempo real, de modo que el desvío del conjunto sea mínimo. El nombre de zonas de regulación puede hacer pensar que se trata de regiones geográficas delimitadas. Tuvieron su origen en las zonas de distribución y generación eléctricas de empresas, que correspondían a zonas geográficas concretas. Hoy en día las empresas eléctricas no limitan la instalación de plantas de generación a su área de distribución eléctrica, sino que eligen el lugar más adecuado. Las zonas de regulación comprenden plantas distribuidas por todo el territorio peninsular que pertenecen a una misma compañía eléctrica, que funcionan como un perímetro de equilibrio de desvío y como proveedores de reserva de regulación al sistema, seguidas de forma centralizada por la empresa propietaria, que a su vez envía información en tiempo real al operado del sistema.

245Monográfico. Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro

En una instalación de energía renovable –por ejemplo, un parque eólico– el coste variable es prácticamente nulo, por lo que la generación solamente la determina la disponibilidad del recurso renovable en cada hora, con independencia del precio del mercado. Un parque no deja de funcionar a su máxima capacidad porque haya errado su previsión de generación, y vendiendo poca energía en el mercado. Si en tiempo real el viento sopla y puede generar más que lo previsto lo hará porque, a pesar de la penalización por desvío, el ingreso será mayor que su coste variable. El objetivo no es regular el nivel de generación para adaptarse a lo programado inicialmente, sino generar el máximo posible en cada hora, minimizando el error entre lo vendido y lo finalmente producido mediante una buena predicción de generación.

Cuando en Wind to Market se mantuvieron las primeras conversaciones con productores eólicos para empezar a gestionar la venta de su energía en el mercado, algunos nos miraban como si contáramos historias de ciencia ficción. Planteamos la posibilidad de realizar una predicción eólica horaria para las veinticuatro horas del día siguiente, antes de las diez de la ma ñana que es cuando cierra el mercado diario; la posibilidad de tener varias actualizaciones de las predicciones durante el día, para poder ajustar las previsiones en los mercado intradiarios; y para dar seguridad a nuestros clientes les aseguramos un desvío máximo en relación con su producción. Nosotros y nuestros clientes nos embarcamos en la aventura de gestionar la venta horaria de la electricidad eólica en el mercado con mucho análisis y trabajo previo, pero sin ninguna certeza.

Finalmente, la realidad superó las expectativas y la gestión de las ventas de la energía renovable en el mercado contó desde el principio con una predicción de la generación horaria suficiente, combinando modelos meteorológicos y estadísticos que mejoraban la predicción según se acercaban al momento de la generación. Las predicciones de producción eólica se actualizan entre cuatro y seis veces al día, permitiendo una gestión de las nuevas previsiones en los seis mercados intradiarios que gestiona el operador del mer

cado. Los modelos de predicción utilizados se ajustan a la realidad del comportamiento de los parques eólicos frente a las condiciones meteorológicas de manera periódica, con el fin de mejorar el error de las previsiones. Frente al desvío en una cartera, el error medio de la predicción individual de un parque eólico puede situarse en un 35%40% de energía desviada sobre la producción total de la instalación. La dispersión en torno a esa media es muy alta, e influye mucho la situación geográfica y la configuración del parque.

El efecto estadístico de compensación de errores de predicción entre las instalaciones que componen una cartera proporcionó unos cuantiosos ahorros del coste de los desvíos, que para un portafolio como el de Wind to Market se colocan actualmente entre el 50% y el 70% de ahorro. Este efecto estadístico de compensación en una cartera de plantas de generación se produce porque, en la mayoría de las horas, por errores de predicción o por problemas técnicos, hay unas instalaciones que producen más que la previsión enviada al mercado y otras menos, por lo que el error total es menor que la suma de los errores individuales. La gestión 24 × 7 de las predicciones renovables en el mercado eléctrico, junto con el “efecto cartera” mencionado, ha permitido que la generación eólica se co

Gráfico 1

Desvío programa de generación eólicaDesvíos netos horarios de RE eólico (% sobre programa). Año 2009

300%

250%

200%

150%

100%

50%

0%0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Des

vío

en v

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abs

olut

o %

Frecuencia %

Valor medio 16,39%

Fuente: REE.


loque en una media por debajo del 20% de error sobre la producción de los parques.

El Real decreto 661/2007, de 25 de mayo, que regula en la actualidad la actividad de generación de electricidad en régimen especial, avanzó en la incorporación de ésta al mercado de producción. Si en el real decreto anterior solamente podían vender al mercado las instalaciones que hubieran podido elegir tal posibilidad, completando el ingreso de mercado con una prima, en el nuevo real decreto todas las instalaciones de régimen especial tienen la obligación de vender su producción en el mercado mayorista, incluidas aquellas que tengan una tarifa fija como retribución, independiente del precio del mercado. Dentro de éstas últimas se incluyen las miles de plantas fotovoltaicas que se han puesto en marcha en los últimos años.

Hasta hace poco, la programación de la producción de un parque eólico se realizaba integrando la información que proporcionaba el modelo de predicción, estimado sobre la capacidad instalada del parque, con la disponibilidad de la instalación comunicada por el productor. Esta última se refiere a la capacidad real del parque de generar electricidad, descontando a la potencia instalada la capacidad que no pueda generar porque existan aerogeneradores averiados o en proceso de reparación o mantenimiento, porque una gran velocidad prevista de viento pueda desconectar algunos aerogeneradores por motivos de seguridad o porque haya habido un disparo en la línea de evacuación de la electricidad y el parque no pueda exportar la energía que produzca. En muchas ocasiones la disponibilidad de los parques no se comunicaba al gestor de las ofertas (el front office), o se hacía tarde, por lo que al error de la predicción había que sumar el provocado por enviar una programación al mercado que tenía en cuenta una capacidad superior a la que la instalación tendría en el momento de la generación.

Normalmente, a este problema había que añadir que los departamentos de front office disponían sólo de la información de la producción horaria de los parques de forma esporádica, cuando, una o dos veces al día, se descargaban la medida de generación de los

parques. Esta información raramente era útil para mejorar el error de las programaciones que se enviasen al mercado. Cuando la indisponibilidad del parque es debida al fuerte viento y ésta no se comunica al front office, puede darse el caso que gran parte de las instalaciones eólicas del sistema se encuentren en una situación similar –una alta generación vendida en el mercado y una baja generación real– y que, como consecuencia, el coste del desvío sea muy alto, por la cantidad de energía regulación que el operador del sistema tiene que utilizar para poder mantener iguales el consumo y la generación y evitar movimientos en la frecuencia del sistema.

El efecto cartera es una función asintótica en el que, llegado a un desvío medio alrededor de un 15% de la producción, la incorporación de nuevos parques no mejora la compensación estadística del error de los parques. Para reducir el desvío y mejorar la gestión, además de aumentar la cartera, es necesario mejorar la información sobre el estado y la producción de los parques para formar las ofertas en el mercado. La solución tiene dos vías complementarias: una es involucrar más a los operadores de los parques para que informen todos los días sobre el estado de las instalaciones y sobre la disponibilidad prevista, actualizando la información en cuanto se produzca una novedad; la segunda es alimentar los modelos de predicción eólica con datos de producción de los parques varias veces al día para que mejoren la previsión a corto plazo, entre 4 y 10 horas, antes de cada mercado intradiario.

3

La evolución necesaria de la gestión de la energía renovable en el mercado

La mejora de la gestión de las ventas de la energía renovable en el mercado mayorista pasa por la mejora de la información sobre la disponibilidad de los parques. Esto requiere un doble trabajo: trabajo de la operación y mantenimiento de los parques, que normalmente es quien dispone de la información del estado de las instalaciones, y trabajo de la gestión de

247Monográfico. Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro

ofertas. Es necesario mantener una comunicación per manente entre una y otra para que la formación de la oferta contenga la mejor información posible sobre el estado de la instalación y su capacidad de generación en las siguientes 1224 horas. No sólo es necesario tener en el front office información en tiempo real de lo que esté sucediendo en la instalación, sino también conocer los planes de reparación y mantenimiento del parque y de la red de evacuación, familiarizarse con el funcionamiento del parque en las diferentes condiciones meteorológicas y conocer las posibles consignas que el operador del sistema pueda enviar al parque para limitar su producción por motivos de seguridad del sistema.

La segunda vía en la que se debe trabajar es la integración de la información sobre la generación del parque en las últimas horas en los modelos de predicción. Se ha comprobado que la información sobre cuánto ha sido capaz de generar una instalación en las últimas 1224 horas es relevante para mejorar la predicción a muy corto plazo, entre 4 y 10 horas. El reto es poder alimentar los modelos con esa información, que hasta hace poco sólo estaba almacenada en los registradores del equipo de medida del parque y que había que descargar mediante una llamada al módem del equipo, cuya comunicación móvil no siem

pre funciona correctamente. Hoy en día, los centros de control son responsables de obtener y enviar la información instantánea de potencia activa de las instalaciones al operador del sistema. Son, por lo tanto, los que pueden y deben proveer de esa información a los modelos de predicción con el fin de mejorar el error de muy corto plazo en la programación de las instalaciones eólicas en el mercado.

Recientemente, el Ministerio de Industria ha aprobado el prerregistro de unos 6.400 MW de generación eólica y 2.300 MW de energía solar termoeléctrica, que entrarán en operación antes de tres años. Con ello, la potencia eólica instalada alcanzará unos 24.000 MW instalados y el total de la energía renovable en el sistema será de unos 33.000 MW. Los límites de potencia instalada, que se pensaban como tope gestionable por el sistema eléctrico, se han ido superando año tras año y es muy posible que la potencia instalada renovable siga aumentando más allá del 2013 hasta alcanzar unos 40.000 MW. Es necesario integrar cada vez más la realidad física y técnica de las instalaciones en cada momento con la venta de la energía en el mercado si queremos mejorar el resultado económico de las plantas de generación de energía renovable y posibilitar su integración en el sistema eléctrico español.

Apéndice

Abstracts of the articles included in this number 251

251Apéndice

Abstracts of the articles included in this number

The present and future of renewable energy in Spain

In recent years, an important change to the energy model has been produced in Spain with immediate effects: it decreases dependency and is more efficient and less polluting. Renewable energy, assisted by a very favourable support network, has experienced tremendous growth since 2004, so that in 2009 it was the second form of primary energy used to generate electricity, behind natural gas. Once the current level of maturity has been reached, the aim of the renewable energy sector should be to move toward a model of sustained growth. The Spanish government’s commitment is to elaborate the policies pursued to gradually increase the participation of renewable energy to achieve the objectives set for 2020.

The current energy crossroads and the role of energy efficiency and renewable energy

If current energy policies stay in place, the world’s demand for primary energy could increase by 40% between 2007 and 2030, with 90% of this increase being absorbed by nonOECD countries. In this “business as usual” (BAU) scenario, fossil fuels would still represent close to 80% of the global primary energy mix. As for the global demand for electricity, projections indicate an annual growth rate of 2.5%, with 80% of the aforementioned increase concentrated in countries outside the OECD. Coal would continue to remain the backbone of the world electricity generation system, with participation rising from 42% in 2007 to 44% in 2030. During the same period, the share of renewable energy would increase from 18% to 22%, while nuclear energy would fall from 14% to 11% and natural gas would remain stable at around 21%. This model is unsustainable from the triple perspective of environmental impact, economic development and security of


supply. We have no alternative but to improve efficiency and savings, and to commit to developing the cleanest and most competitive energy mix possible, in which renewable energy will be called on to play a prominent role.

Sustainable energy policy in the EU

Over the last four years, the EU has launched a series of very ambitious measures aimed at developing a new energy policy. The 202020 policy, launched by the European Commission in 2007, commits the EU to attaining the following objectives by the year 2010: to reduce greenhouse gas emissions by 20% in comparison with 1990; to increase the contribution of renewable energy in energy production from 8% in 2006 to 20%; and to improve energy efficiency by 20%, which is equivalent to avoiding energy consumption by 13% compared to 2006. While these objectives may seem ambitious, they are feasible and necessary because, as argued in the article, we have no midterm alternative to using renewable energy sources and increasing energy efficiency.

Energy: security, efficiency, and sustainability

This article offers a reflection on the relevant issues of debate with regard to the current energy model, both overall and in Catalonia. It presents the problems of the current model and analyses the potentials and limitations of renewable energy. The main energy leaks in the productive Catalan system are identified: transport, construction and building maintenance, which account for more than half of the final energy consumed. It also highlights the importance of networks and electricity distribution systems in the energy system, and emphasises the major deficiencies in the Catalan electrical system. The author concludes that the main challenge is to be efficient and contained with regard to energy resources, since investing in energy efficiency is

much more profitable than investing in renewable energy, and especially in conventional energy generation.

Energy policy in Catalonia and the renewable energy share

The current energy model is undergoing a full process of transformation. The evidence of climate change, the gradual exhaustion of fossil fuels and the dependence of countries in complex geostrategic situations are the main reasons driving this new model, and they must be faced as challenges. Consistent with this situation, energy policy in Catalonia is crosscutting and strategic, and it aims to move toward a lowintensity economy with low carbon emissions. Furthermore, the core of this policy – which includes energy efficiency and savings, renewable energy and ensuring supply and quality – opens a field of action which should become a vector for growth for Catalonia, which makes energy an important sector in the fields of industry, advanced services and knowledge. It is in this context that the revised Catalonia Energy Plan 20062015 becomes significant, as it updates renewable energy targets and establishes the goal for these sources to represent an 11.5% share in the total primary energy consumed in Catalonia from 2006 to 2015. The current line of action is producing results: primary energy intensity – i.e., energy consumption per unit of GDP – decreased by 2.5% annually in 20032007, dipping from 198.2 tonnes of oil equivalent (TOE) per €1 million to 179.4 per €1 million.

Assessing the potential of various renewable energy sources and technologies: opportunities and challenges for the energy sector

This article succinctly presents an assessment of the potential of renewable technologies for generating

253Apéndice. Abstracts of the articles included in this number

electricity in Spain, and of the estimated costs of these energies in the midterm. The aim is to assess whether the objectives imposed by the European Commission on Spain are feasible in this regard, as well as the cost they could entail. The conclusion is that while we should remain optimistic about the possibility of meeting the objectives at a reasonable cost, a number of challenges must be resolved, mainly related to technological progress, security for investors and coordination among different public administrations with a view to achieving the goals established.

Regulations and remuneration framework for renewable energy in Spain

Energy consumption is based on fossil fuels and nuclear energy. Both involve negative effects to the environment, the depletion of limited natural resources and nuclear proliferation. These problems can be overcome with measures on supply and demand, in both cases based on R&D+I and a new culture of energy savings. Thus, societies and public administrations should be exposed to the idea that economic development can go hand in hand with sustainability.

The liberalisation of energy is intended to improve efficiency, and thus new markets are created. The promotion of renewable energy requires mechanisms of support, since the market price does not take all the environmental costs and impacts of the exhaustion of fossil fuels into account.

An EU Commission report published in 2008 at the time of the proposed Directive on renewable energy performs a comparative analysis of effectiveness and efficiency among the various existing regulatory frameworks and indicates Spain as a country of reference. Among other factors, Spain’s success is based on stable, predictable and profitable pay, resulting from the framework that regulates it, and on objective and transparent regulations governing access and connection to the network.

Analysis of economic instruments to promote renewable energy: a dynamic efficiency perspective

The reduction of greenhouse gas emissions – and, at least in the European context, compliance with renewable energy goals – appeal to the need to significantly increase the penetration of renewable energy at a moderate cost, in keeping with the criterion of dynamic efficiency (aggregate costs in the short, medium and long term). The aim of this article is to analyse the dynamic efficiency of instruments to promote electricity generation from renewable energy sources (RESe) and evaluate their advantages and disadvantages. The main conclusion is that efficiently meeting these goals requires combining renewable technologies with different degrees of maturity and cost. Likewise, instruments should be mixed simultaneously to give support to different phases of the technological change process. The instruments have different time horizons, and none by itself is capable of effectively and efficiently promoting technologies with different degrees of maturity. Therefore, it is crucial to differentiate levels of support, or even the instruments applied, depending on the maturity and cost of the technologies.

Integration of renewable energy in the system: needs for generation support

In the last ten years, the Spanish electricity system has made a huge effort in installing equipment that generates power from renewable energy, and especially from wind power. Excluding largescale hydraulic power, this means that renewable energy production has grown from the volume recorded in 2000 to fulfilling more than 20% of the demand in 2009, and it is forecast to continue growing at an even higher rate, such as between 40% and 50% by 2020.

Now the system is entering a second phase of the process. Renewable production is no longer something relatively small and anecdotal, which used to be man


ageable with the resources already present in the system; it is now an important part of the generation activity, which requires specific solutions – basically, supporting equipment to manage their volatility and unpredictability – and which means that the system must be designed differently to adjust to the new requirements.

Due to the high level of implementation of wind power in Spain (and the Iberian peninsula in general), this phenomenon holds a unique situation on the international stage and this will be one of the first regions in the world to operate under these conditions. It is critical to analyse the new operation requirements planned for the near future, which will be much more demanding than in the past, and to get the system ready before problems start to appear. It will be necessary to implement new mechanisms to ensure the existence and availability of equipment to support renewable energy generation and offset volatility, which must at least include a strengthening of investment incentives and new operating procedures adapted to the new needs for flexibility. This article aims to review the most important issues appearing in the new environment, thereby contributing to a discussion on what measures should be taken to ensure the proper integration of the renewables into the system.

Energy efficiency and eco-efficiency in industry: the role of renewable energy

Based on current policies, the promotion of energy efficiency includes promoting renewable energy, generating electricity through combined cycles, liberalising the supply of gas and electricity and giving economic incentives for energy efficiency and savings.

Therefore, the strategy is to continue with policies that have been carried out so far (with the hope of improving the final results), but without introducing new, innovative measures, such as an energy life cycle analysis of products, ecodesign and ecoinnovation based on the robustness and duration of consumer goods; reducing the energy embedded in

products we consume; the recycling and reuse of materials; the possibility of imposing taxes on energy consumption; etc.

In June 2004, in Lausanne, a meeting of experts was held under the title “A White Book for R & D of Energyefficient Technologies”. From this meeting came the concept of the 2,000 kWh society, which refers to the trend that societies consume around 2,000 kWh per day. The current rate of energy consumption in Spain is 5,834 kWh per person and year, according to the last annual report by the Red Eléctrica de España national electricity board: 16 kWh per person per day. The objective was to reach a level of consumption eight times less, which is why more powerful shock mechanisms will have to be put into effect.

In Spain, we are faced with a case where the usual mechanisms of energy efficiency and savings such as equipment replacement, improved maintenance, etc., are insufficient to change a trend to which we must give new direction according to all the international forums in which we have acquired commitments.

In this paper, we study the possibilities of energy savings and efficiency, using the prism of ecoefficiency to analyse the applicable tools to reduce direct and indirect energy consumption, as well as the possibilities offered by renewable energy in the industrial sector as an instrument to obtain a high degree of energy efficiency, and consequently, a decrease in costs and an increase in productivity, all meaning greater competitiveness for business.

Applications of renewable energy in the construction sector

Starting with an initial assessment which shows the construction sector as one of the most important sectors in the energy system, due both to its level of consumption as to its diffuse nature, scenarios of evolution are presented for the sector under a “business as usual” (BAU) context, as well as under contexts of efficiency. Based on these scenarios, we quan

255Apéndice. Abstracts of the articles included in this number

tify the potential for energy efficiency and for the different renewable options to meet the demand.

A systematic introduction of efficiency measures appears mandatory in order to consider meeting demand in the sector with a decentralised approach to renewable supplies (biomass and solar thermal); otherwise the amount of renewable resources exceeds the available potential biomass of Spain.

However, contemplating an integrated energy system in which the construction sector’s demand is met through electrification, with heat pumps taking electricity of renewable sourceorigin from the electrical system, becomes a more appropriate approach in the current context for integrating the renewables into the sector. With this integrating focus, the construction sector takes an active role in the system’s operations, to which it contributes its full potential for managing demand to an intelligent network, and thereby acts as a facilitator for integrating the renewables into the sector.

To fully express this sectoral transition, the intelligence deployed must transcend the energy system to include the economic and political systems, enabling rapid response mechanisms needed to adapt the evolution of our energy system to the environmental conditions imposed by the climate system.

The vision of the business sector

This monograph concludes with a dossier sketching the vision of some representative companies in the renewable energy sector. J.M. González, president of the Renewable Energy Producers Association (APER), examines the role of renewable energy in the context

of European Directive 2009/28/EC. In addition, he defends premiums in this sector in full development, which make for a very profitable investment for society as a whole.

J.M. Font, of the company COMSA EMTE, provides an overview of the perspectives and applications of renewable energy in Catalonia, which currently still only account for a very small percent of electricity generation. He also identifies the administrative obstacles and uncertainty created by changes in laws regulating premiums as the main roadblocks to development in the sector.

A. Faubel, of the company Alstom Wind, examines the challenges and opportunities of wind energy in Catalonia, where it is very underdeveloped. Catalonia has the elements necessary to give impetus to this energy source, as it already has an industry leader, highly qualified professionals and R&D+I centres.

M. Gummà, of the Abantia company, analyses the present and future of thermoelectric solar energy in Catalonia. This type of energy is considered difficult to develop due to relatively low levels of direct solar radiation, the complexity of the administrative paperwork process and a highly fragmented land ownership structure.

C. Vilaseca, president of the Spanish Woodchip Producers Association (APPFEE), shows the great potential for biomass with regard to creating jobs in rural areas, treating organic waste and reducing the risk of forest fires.

J. Salmerón, of the company Wind to Market, discusses the system by which wind power facilities have been incorporated into the electricity generation market, and the role of marketing companies in that endeavour.

Energías renovables: presente y futuro; Nota d'economia 95...

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