estudio sobre la contribuciÓn del sector gasista …

ESTUDIO SOBRE LA CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR GASISTA ESPAÑOL A LOS

OBJETIVOS DEL PAQUETE VERDE DE LA UNIÓN EUROPEA

__________________________________________________

2010

Estudio sobre la contribución del sector gasista español a los objetivos del Paquete Verde de la UE 2 de 130

1. RESUMEN EJECUTIVO 4

1.1 Introducción 4

1.2 Contribución del sector gasista español a los objetivos del Paquete Verde 5

1.2.1 Sector eléctrico 6

1.2.2 Sector industrial 9

1.2.3 Sector residencial, comercial e institucional (RCI) 10

1.2.4 Sector transporte 12

1.3 Líneas de actuación del sector gasista 14

1.4 Perspectivas del gas natural después de 2020 15

2. INTRODUCCIÓN 18

2.1 Antecedentes y objetivos del estudio 18

2.2 El gas natural y su contribución a la sostenibilidad 19

2.3 Marco energético internacional 24

2.4 Situación actual del sector gasista español 29

2.5 Política Energética de la Unión Europea 33

2.5.1 El Tercer Paquete Legislativo 35

2.5.2 El Plan de Acción Comunitaria para la seguridad y solidaridad energética 36

2.5.3 La política contra el Cambio Climático 37

2.6 Política Energética de España 40

3. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 44

3.1 Situación actual del gas natural en el sector 44

3.2 Objetivos del Paquete Verde para el sector 45

3.3 Comparativa tecnológica en el sector de generación eléctrica 49

3.4 Perspectivas del sector en el 2020 55


4. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR INDUSTRIAL 64



4.3 Evaluación de oportunidades tecnológicas y otras posibilidades 67

4.4 Perspectivas del sector en 2020 75



4.5.1 Líneas de actuación del sector gasista 76

4.5.2 Propuesta de líneas de actuación para la Administración 78

5. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR RESIDENCIAL, COMERCIAL E INSTITUCIONAL (RCI) 80






5.5.1 Líneas de actuación del sector gasista 93

5.5.2 Propuesta de líneas de actuación para la Administración 94

6. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR TRANSPORTE 96






7. CONSOLIDACIÓN DE RESULTADOS 105

8. PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL DESPUÉS DE 2020 108

8.1 Los ejercicios de prospectiva a largo plazo 109

8.2 Las oportunidades tecnológicas 114

8.3 Las líneas estratégicas 128


1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1 Introducción

SEDIGAS, Asociación Española del Gas, consciente de las implicaciones que pueden derivarse

de los objetivos de energía y cambio climático aprobados en la Unión Europea, ha realizado el

presente estudio con la intención de analizar las oportunidades del sector del gas natural para

contribuir a los citados objetivos.

Europa se ha posicionado como líder en la lucha contra el cambio climático al aprobar una serie

de objetivos a cumplir para el año 2020, conocido como el “Triple 20”: reducir las emisiones de

GEI en un 20% frente a 1990, alcanzar una participación del 20% de energía renovable en el

consumo final de energía y mejorar la eficiencia energética en un 20% en ese mismo periodo.

En este contexto, el gas natural, fuente energética utilizada actualmente en el 20,9% de los

consumos de energía primaria en el mundo1, juega un papel crucial por su contribución a la

reducción de emisiones, por su apoyo a las energías renovables y por su mayor eficiencia.

El gas natural es el combustible fósil con menor impacto ambiental de todos los existentes, tanto

en la etapa de extracción, acondicionamiento y transporte, como en la fase de utilización. Es el

de menores emisiones de gases contaminantes (SO2, CO2, NOx y CH4) por unidad de energía

producida y se caracteriza por la ausencia de emisiones de partículas sólidas, hollines, humos,

etc. En el caso concreto del CO2, sus emisiones por energía contenida son un 40-50% menores

que las del carbón y un 25-30% menores que las del fuel-oil.

Adicionalmente a las bajas emisiones intrínsecas del gas natural, hay que añadir su gran

potencial en cuanto a eficiencia en su uso. La combinación de menores emisiones del gas

natural y la mayor eficiencia energética de las turbinas de gas de ciclo combinado hace que se

lleguen a reducir en estos las emisiones de CO2 a menos de la mitad comparadas con una central

térmica de carbón clásica.

Por otro lado, el gas natural es más eficiente en términos de energía primaria que la electricidad.

En España, sólo el 38% del total de la energía primaria consumida en las centrales de

1 Agencia Internacional de la Energía.


generación de energía eléctrica llega a los usuarios2, el resto se pierde en los procesos de

generación, transporte y distribución. El uso de gas natural como fuente de energía final evita

dichas pérdidas consiguiendo un mayor ahorro de energía primaria.

En conclusión, el gas natural es el combustible fósil más adecuado para acometer muchas de las

necesidades de racionalización energética, por su: disponibilidad tecnológica en todos los

sectores, su mayor rendimiento energético y bajo nivel de emisiones, su abundancia y

disponibilidad general y su coste asequible.

1.2 Contribución del sector gasista español a los objetivos del Paquete Verde

En el presente estudio se describen las oportunidades del sector del gas natural para facilitar la

consecución de un marco energético más sostenible en España y el cumplimiento de los

objetivos del Paquete Verde establecidos por la Unión Europea. El alcance de estos objetivos no

será una meta sencilla pero, como se podrá observar, el sector del gas natural posee un gran

potencial para contribuir a la reducción de emisiones de GEI y a la mejora de la eficiencia

energética. También se verá cómo el gas natural posibilita la generación eléctrica a través de

fuentes renovables.

Además, se realiza una descripción y análisis de cómo el gas natural puede contribuir a los

objetivos del Paquete Verde en los diferentes sectores demandantes de energía (sector de

generación de electricidad, sector industrial, sector RCI, y sector del transporte).

En la tabla siguiente se totalizan las contribuciones de las distintas oportunidades identificadas

en cada sector para cada objetivo del Paquete Verde. Las cifras utilizadas corresponden a las

contribuciones potenciales calculadas en los escenarios probables y optimistas :

2 La Energía en España 2008, MITYC.


Posibiltar energía renovable hasta el 40%*

Promoción del gas natural en el mix eléctrico

Total sector

Cogeneración - -Sustitución de combustibles 2,22 5,18 3,67 8,57 - -Promoción de biogás 0,19 0,39 - - 0,96 1,92Total sector 7,03 10,18 12,66 17,55 0,96 1,92Sustitución de combustibles 1,03 2,16 1,68 3,33 - -

Aumento de eficiencia en equipos 0,24 0,55 1,17 2,74 - -

Micro-cogeneración 0,04 0,08 0,08 0,15 - -Gas natural como respaldo de energía solar térmica - - - - - -

Generación de frío a través de gas natural - - - - - -

Total sector 1,30 2,80 2,93 6,23 0 0Utilización de gas natural en vehículos de carretera - - - - - -

Utilización de GNL en barcos - - - - -Total sector 0 0 0 0 0 0

13,80 18,44 22,36 30,55 0,96 1,92

4,61

Oportunidades

Sector RCI

Sector Transporte

▼ Reducción 20% de emisiones GEI

Mt CO2

5,46

*Estas contribuciones están motivadas por el crecimiento de la energía renovable. Dicho crecimiento no sería posible si el gas no actuara como energía de respaldo. Al ser dicha contribución indirecta no se suma en el Total de esta tabla.

▲ 20% Aumento eficiencia energética

TWh

▲ 20% Energías renovables

TWh

8,99

TOTAL

Sector Industrial

6,77

Sector eléctrico

0

35,10

5,46 6,77 -

- 69,93

Tabla 1: Tabla resumen de los potenciales de contribución a los objetivos del Paquete Verde de las oportunidades y

sectores. Fuente: Análisis Garrigues Medio Ambiente.

A continuación, se realiza una breve descripción de cada uno de los sectores analizados a lo

largo del estudio:

1.2.1 Sector eléctrico

El gas natural es la fuente de energía primaria más utilizada para la generación eléctrica en

España, generando el 38,9%3 del total de electricidad en el año 2008. Del total de esta

generación, el 80% procede de las centrales de ciclo combinado y el 20% restante se genera a

través de las instalaciones de cogeneración integradas en los procesos industriales de nuestro

país.

En el 2009, según el avance del informe 2009 de Red Eléctrica Española, la generación eléctrica

bruta total fue de 266.874 GWh. Del total de generación, el 29% estuvo a cargo de los ciclos

3 Balance energético 2008. Secretaría de Estado de Energía. Ministerio de Industria Turismo y Comercio.


combinados, el 17% del resto de combustibles fósiles, el 8% de la hidráulica, el 18% de la

nuclear y el 28% de las energías en régimen especial.

Con el fin de analizar las oportunidades de contribución de la generación de electricidad

mediante gas natural a los objetivos del Paquete Verde, se han analizado las previsiones de

evolución de la generación de electricidad en el año 2020 y la distribución del mix eléctrico de

España en ese mismo momento, estudiando las posibles repercusiones en términos de reducción

de emisiones de GEI, contribución a la generación de energía renovable y eficiencia energética.

Para ello, se ha diseñado un escenario de generación eléctrica que denominaremos BAU

(Business As Usual) en el año 2020, teniendo en cuenta el mix eléctrico actual y las previsiones

de evolución del mismo en función las siguientes hipótesis:

• Crecimiento de la generación en el periodo 2008-2020 de un 0,4%4 anual.

• Incremento de la generacion a partir de fuentes renovables hasta alcanzar el 40% de la

demanda.

• La generación de electricidad procedente de instalaciones nucleares e hidráulica

(incluida mini-hidráulica) se mantendrá constante respecto a la generación del año

2008, y desaparecerá la generación procedente de centrales de fuel – gas.

• La cogeneración alcanzará los 8.900 los MW instalados de cogeneración.

El hueco térmico restante se reparte entre los ciclos combinados y el carbón de forma

continuista, es decir, con los mismos porcentajes de reparto de 2008, el gas ocuparía

aproximadamente el 66% y el carbón aproximadamente el 34% .

Con el objetivo de evaluar el impacto del gas natural frente al carbón, se han diseñado también

dos escenarios alternativos de reparto del hueco térmico: Escenario MÁS CARBÓN (50% gas –

50% carbón): derivado de continuar forzando el consumo de carbón, y Escenario MÁS GAS

(75% gas – 25% carbón): en este caso, se supone un número de horas mínimo de los ciclos

combinados en 2020.

4 Escenario de evolución del mix energético en 2020 previsto por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.


La siguiente tabla muestra los valores y porcentaje del mix de generación eléctrica en cada uno

de los tres escenarios planteados.

GWh % Total GWh % Total% Hueco térmico GWh % Total

% Hueco térmico GWh % Total

% Hueco térmico

Carbón 50.121 15,9 31.441 9,5 34,1 46.076 14,0 50,0 23.038 7,0 25,0

Petróleo 12.908 4,1 0 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0 0,0

Gas natural 96.780 30,7 60.710 18,4 65,9 46.076 14,0 50,0 69.113 20,9 75,0

Total Hueco térmico 159.809 - 92.151 - - 92.151 - - 92.151 - -

Nuclear 58.874 18,7 58.874 17,8 - 58.874 17,8 - 58.874 17,8 -

Cogeneración (gas natural) 25.627 8,1 41.651 12,6 - 41.651 12,6 - 41.651 12,6 -

Cogeneración (petróleo) 5.699 1,8 2.849 0,9 - 2.849 0,9 - 2.849 0,9 -

Hidráulica 23.298 7,4 23.298 7,1 - 23.298 7,1 - 23.298 7,1 -

Resto energía renovable 38.882 12,3 108.815 32,9 - 108.815 32,9 - 108.815 32,9 -

Bombeo 2.645 0,8 2.645 0,8 - 2.645 0,8 - 2.645 0,8 -

Total

2020

Balance energético

MÁS CARBÓN MÁS GASGeneración eléctrica 2008

BAU

330.282 330.282 330.282314.833

Tabla 2: Ocupación del hueco térmico en 2008 y en los escenarios BAU, MÁS CARBÓN y MÁS GAS en 2020.

Fuente: MITYC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Para cada uno de los escenarios modelizados, se han evaluado las emisiones y el ahorro de

energía primaria. Del análisis de los resultados se extraen las siguientes conclusiones: la

principal contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde es una contribución

indirecta: posibilitar el incremento de energía renovable hasta alcanzar el 40% del mix eléctrico.

Sólo este incremento de la energía renovable consigue una reducción de emisiones de 35,1 Mt

CO2. Si no existiera una energía de respaldo flexible como la generada por los ciclos

combinados de gas natural, la consecución de este objetivo no sería posible.

Primar el gas natural frente al carbón en la cobertura del hueco térmico supone una reducción de

emisiones de 5,46 Mt CO2 y un ahorro de energía primaria de 6,77 TWh.


1.2.2 Sector industrial

En nuestro país, el sector industrial consumió en 2008 aproximadamente el 31%5 en coste de la

energía del país y fue el causante del 23% de las emisiones nacionales de GEI, con más de 100

millones de toneladas de CO2.

El consumo energético de gas natural en la industria española en el año 2007 ascendió a 178

TWh, siendo el principal combustible utilizado en el sector.

En el presente estudio, se han analizado y cuantificado las principales oportunidades del gas

natural para contribuir a los objetivos del Paquete Verde en el sector industrial:

Cogeneración. La aplicación de la cogeneración en el sector industrial está ya muy

extendida en España. No obstante, la renovación de las plantas existentes, así como la

instalación de nueva potencia puede suponer una gran contribución por parte del sector

industrial a los objetivos de reducción de emisiones y ahorro de energía primaria del

Paquete Verde.

En el año 2008, la potencia instalada de cogeneración en España ascendió a 6.168 MW,

generando el 8,1% de la producción eléctrica actual con un total 31.326 GWh.

Para evaluar la contribución del incremento en la cogeneración, se ha supuesto que se

alcanzarán los 8.900 MW en 2020, y que la actual cogeneración con productos

petrolíferos se reconvertirá a gas natural.

Sustitución de combustibles. Existe potencial de sustitución de combustibles más

contaminantes como el carbón o los productos petrolíferos por gas natural en el

consumo de instalaciones industriales en sus procesos de generación de energía térmica.

De esta forma se contribuiría a la disminución de emisiones de GEI de forma

significativa y se conseguirá un ahorro de energía primaria.

En el año 2007, se consumieron en la industria española 178 TWh de gas natural, 77,8

TWh de productos petrolíferos y 9,3 TWh de carbón6.

5 Instituto Nacional de Estadística (INE)


Se han diseñado dos escenarios de sustitución del carbón y los productos petrolíferos

del 30% y del 70%.

Utilización de infraestructuras de gas natural para la distribución de nuevos

combustibles limpios como el biogás. Para valorar esta oportunidad se ha supuesto una

canalización de 160 y 320 millones de m3/año en 2020.

Los resultados detallados de la evaluación de las oportunidades puede verse en la Tabla 1 del

apartado 1.2.

En conclusión, la suma de las contribuciones producidas por el crecimiento de la cogeneración,

la sustitución de combustibles más contaminantes por gas natural y la promoción del biogás

suponen una reducción de emisiones de entre 7,03 y 10,18 Mt CO2, un ahorro de energía

primaria de entre 12,66 y 17,55 TWh y un incremento en el consumo de energía final de origen

renovable de entre 0,96 y 1,92 TWh.

1.2.3 Sector residencial, comercial e institucional (RCI)

El consumo de energía de este sector representó en 2007 el 20,8% del consumo de energía final

en España y fue el responsable de unas emisiones7 de aprox. 46,6 Mt CO2eq, lo que representa

más del 10,5% del total de emisiones en España de ese año.

Durante el año 2007, el consumo de gas natural en el sector RCI ascendió a 55TWh,

incrementandose hasta los 60 TWh8 en el año 2008, lo que supuso aproximadamente un 13%

del consumo total de gas natural en España durante 2008.

Las oportunidades analizadas de contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde

son las siguientes:

• Sustitución de combustibles fósiles más contaminantes por gas natural en

instalaciones de climatización y agua caliente sanitaria. Las calderas de gas natural

6 Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007 7 Estimaciones de Garrigues Medio Ambiente a partir de Inventarios Nacionales de Emisiones a la

Atmósfera 1990-2007. 8 CNE Información Básica Sectores 2008.


producen menos emisiones por unidad de energía generada (0,202 tCO2/MWh) que las

de combustión de gasoil (0,267 tCO2/MWh) y las de carbón (0,354 tCO2/MWh), de

acuerdo con los factores de emisión por defecto del IPCC.

Se ha supuesto una sustitución del 100% del carbón y del 30%-70% de productos

petrolíferos en 2020.

• Aumento de eficiencia en equipos de climatización y agua caliente sanitaria. Un

ejemplo de eficiencia son las calderas de condensación, calderas de alto rendimiento

que llegan a obtener rendimientos de hasta un 108% sobre el PCI9.

En este caso, se ha supuesto un aumento de la eficiencia de los equipos del 6,5%,

resultando de promediar la mejora de la eficiencia de los equipos individualesy los

equipos centralizados.

• Micro-cogeneración. Las plantas de micro-cogeneración poseen rendimientos

energéticos globales del 75%-80%. En el año 2006, según datos del IDAE, la potencia

instalada de micro-cogeneración en España ascendía a 5 MWe. Su previsión para el

2020 es la instalación de 55 MWe de micro-cogeneraciones, de los cuales 25 MWe

serían por aprovechamientos de biogás y 30 MWe de instalaciones en edificios

utilizando gas natural como combustible.

También se ha evaluado un escenario con una penetración de la micro-cogeneración

hasta los 60 MWe.

• Gas natural como respaldo de energía solar térmica. Existe un gran potencial de uso

de energías renovables en el sector, principalmente solar térmica, donde el gas natural

es la mejor energía de respaldo. De este modo, podríamos decir que el gas natural

contribuiría de forma indirecta al objetivo de energías renovables del Paquete Verde,

aunque su valoración cuantitativa sería difícil de estimar.

• Generación de frío a través de gas natural. Tecnologías para la generación de frío a

través de gas natural, tales como los equipos de climatización a gas mediante bomba de

9 Sedigas


calor, el enfriamiento por absorción, la trigeneración, el uso de gas natural como apoyo

en la generación de frío con energía solar, se encuentran en distintos grados de madurez.

La suma de las contribuciones producidas por la sustitución de combustibles más contaminantes

por gas natural, el aumento de eficiencia de los equipos y el impulso de la micro-cogeneración

suponen una reducción de emisiones de entre 1,30 y 2,80 Mt CO2 y un ahorro de energía

primaria de entre 2,93 y 6,23 TWh.

1.2.4 Sector transporte

La principal fuente de energía del sector transporte son los combustibles fósiles y,

concretamente, los gasóleos y gasolinas.

El sector del transporte fue el responsable de la emisión de 112 Mt de CO2eq, aproximadamente

el 25% de las emisiones de GEI10 españolas durante el año 2007.

El mayor beneficio generado por el gas natural en el transporte viene dado por la reducción de

contaminantes locales como el NOx y las partículas sólidas.

Las oportunidades analizadas de contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde

son las siguientes:

• Utilización de gas natural en vehículos de carretera. Los vehículos de gas natural,

con la tecnología ya disponible, ofrecen las mismas prestaciones que los vehículos con

motores de gasolina o diesel. Además, según la NGVA Europe, el gasto económico de

combustible por kilómetro recorrido por un vehículo de gas puede ser hasta un 40%

menor que si usáramos gasolina como combustible.

En 2008 en España, 1.863 vehículos de transporte urbano y recogida de residuos eran de

gas natural (procedentes principalmente de flotas cautivas), por lo que existe un amplio

potencial de crecimiento de este combustible en el mercado.

10 Estimaciones de Garrigues Medio Ambiente a partir de Inventarios Nacionales de Emisiones a la Atmósfera 1990-2007.


• Utilización de GNL en barcos. En términos cuantitativos, el potencial de reducción de

emisiones de GEI por el cambio de combustible a gas natural ascendería hasta un 15%

por barco11. Si bien la tecnología necesaria está disponible en la actualidad, existen

factores técnicos que limitan su uso y viabilidad económica en barcos de largo

recorrido.

1.2.5 Consolidación de resultados

Los objetivos del Paquete Verde no están explicitados para España. Por este motivo se ha

realizado una estimación de los mismos, para poder realizar una comparación entre las

contribuciones del gas y el objetivo español.

Sector eléctrico (indirecta)

Sector eléctrico (dirtecta)

Sector Industrial 7,0 10,2 12,7 17,6 1,0 1,9

Sector RCI 1,3 2,8 2,9 6,2 0 0

Sector Transporte 0 0 0 0 0 0

Subtotal 13,8 18,4 22,4 30,5 1,0 1,9

TOTAL 48,9 53,5 22,4 30,5 70,9 71,9

Objetivos estimados para España del Paquete

Verde% Contribución directa

del gas natural s/objetivos

21,7% 29,0% 6,4% 8,8% 1,1% 2,1%

% Contribución TOTAL del gas natural

s/objetivos76,9% 84,2% 6,4% 8,8% 78,8% 79,8%

35,10 - 69,93

5,5 6,8 -

63,6 346,7 90,0



Mt CO2 TWh TWh


Tabla 3: Tabla resumen con los potenciales de contribución consolidados y su representación dentro de los objetivos

estimados para España del Paquete Verde. Fuente: Análisis Garrigues Medio Ambiente.

De la comparación de los potenciales de contribución consolidados de los diferentes sectores a

los tres objetivos del Paquete Verde para España, se puede observar que:

11 Norwegian Marine Technology Research Institute, MARINTEK.


• El potencial de contribución directa del gas natural a la reducción de emisiones

se encuentra entre 13,8 y 18,4 Mt CO2, que corresponde a un 21,7% y 29% del

objetivo español, respectivamente. Por otro lado, el potencial de contribución

indirecta (gas natural como respaldo de la energía renovable) asciende a 35,1 Mt

CO2 que supone un 55,2% del objetivo citado. Si se suman estas dos

contribuciones se llega al potencial de entre el 76,9% y el 84,2%.

• Respecto al objetivo de mejora de la eficiencia energética, el potencial de

contribución del gas natural se eleva a entre 22,4 y 30,5 TWh, que supone el

6,4% y el 8,8% del objetivo español, respectivamente.

• Por último, el potencial de contribución directa del gas natural al objetivo de

energía renovable asciende a 1 y 1,9 TWh, que representa el 1,1% y 2,1% del


indirecta (gas natural como respaldo de la energía renovable) permite la

generación de 69,9 TWh de energía renovable, lo que junto a la contribución

directa supone el 78,8% y 79,8% del objetivo.

1.3 Líneas de actuación del sector gasista

El sector gasista apoya el compromiso europeo para alcanzar los objetivos del Paquete

Verde y está dispuesto a colaborar con la Administración y los agentes implicados

aportando su capacidad y experiencia. Las principales actuaciones del sector gasista que

permitirán aprovechar las oportunidades de contribución a los objetivos del Green Package

son las siguientes:

• En el Sector Eléctrico, trabajar con el regulador para evitar distorsiones al mercado y

conseguir que la penetración de las renovables se haga a costa del carbón y no del gas, y

para desarrollar instrumentos regulatorios y retributivos que permitan ofrecer una

rentabilidad razonable a las inversiones asociadas a la energía que está respaldando al

sistema.

• En los sectores Industrial y RCI, promover el desarrollo de la red gasista, continuar

garantizando un abastecimiento diversificado y suficiente de gas natural para permitir

los crecimientos de consumo previstos y ofrecer a los clientes y suministradores de

equipos apoyo para aumento de la Eficiencia Energética. También en estos sectores, el


sector del gas trabajará con la Administración para facilitar el desarrollo de las

Empresas de Servicios Energéticos (ESE), y para adecuar los marcos retributivos,

fiscales y administrativos para el fomento de los combustibles y equipos más eficientes.

• En el sector Transporte, el sector fomentará la conversión de flotas cautivas a gas

natural, y también trabajará con la Administración Local para el diseño de medidas que

impulsen la utilización de vehículos menos contaminantes.

1.4 Perspectivas del gas natural después de 2020

Los objetivos del 20/20/20 son así un primer paso hacia una economía con muy bajas emisiones

de GEI y mucho más eficiente en términos energéticos y competitivos que la actual.

De cara valorar la situación a partir del 2020, se tomarán como referencia los resultados del

estudio realizado con el modelo PRIMES12 para la Comisión Europea, por ser el único estudio

reciente para el período 2020-2030 que considera un modelado desagregado del sector

energético español. Las principales conclusiones que se derivan del mismo son:

El sector del gas es ya un sector maduro. El consumo de gas natural en España en el 2030

es similar al previsto para el 2020, e incluso ligeramente inferior motivado en parte por

sustitución del gas en la producción de electricidad y en parte por ganancias en la

eficiencia energética de los procesos.

La incertidumbre en el desarrollo del sector eléctrico (introducción de generación

renovable y, quizá, fósil o nuclear) es la principal responsable en la volatilidad del

consumo de gas natural a largo plazo. Por el contrario, el consumo en los sectores

industriales y RCI, se prevé menos incierto.

El gas seguirá siendo imprescindible, como energía de respaldo, para hacer posible la

operación del sistema eléctrico.

Hasta el año 2020, el consumo de gas natural seguirá contando con una ventaja

competitiva en los sectores industrial y doméstico.

12 P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios,“Model based Analysis of the 2008 EU Policy

Package on Climate Change and Renewables”. Junio 2008.


A tenor de lo anterior, es claro que la industria del gas puede esperar un cambio sustancial en el

marco de operación a partir del año 2020. Estos cambios posibles no solamente traen riesgos,

sino también oportunidades, algunas de ellas ligadas a la introducción de nuevas tecnologías,

donde la industria del gas puede capitalizar su experiencia en el uso y tratamiento de gases

industriales:

• Almacenamiento y captura de carbono (CCS). El CCS puede tener un papel

significativo a la hora de ayudar a reducir emisiones de CO2 en las próximas décadas.

Es una tecnología relativamente nueva y los promotores de proyectos comenzarán a

invertir en la misma cuando resulte económicamente viable y se vean amparados por la

normativa (ya desarrollada en Europa).

• Economía del hidrógeno. Se trata de tecnologías que aunque sin duda sufrirán avances

significativos, presentan ya costes y eficiencias técnicas atractivas. Si estas tecnologías

llegarán a implantarse a gran escala, la industria del gas es un participante natural, al ser

el más experimentado en el manejo industrial de este gas.

• Gasificación del carbón. Existen en la actualidad un gran número de proyectos de

investigación y desarrollo industrial en torno a estas tecnologías, destinados a reducir

costes y mejorar las características ambientales y técnicas de la misma.

• Biogás. El potencial para expandir esta práctica es grande, siendo la industria del gas un

actor clave teniendo en cuenta que el principal componente de biogás es el metano, al

igual que en el caso del gas natural.

• Almacenamiento de electricidad en sistemas CAES. Un sistema de estas características

requiere de una turbina de gas a fin de recuperar la energía almacenada de una forma

eficiente.

En este sentido, y en vista a aprovechar las oportunidades que se deriven del panorama

energético a partir del 2020, la industria del gas natural deberá tomar algunas decisiones para

posicionarse como un actor relevante:

• Del gas natural a los gases energéticos. La industria del gas es la más preparada para

participar en el desarrollo de nuevas tecnologías que requieren el manejo de gases

industriales.


• Necesidad de apostar por el I+D y de contribuir al desarrollo de tecnologías actualmente

inexistentes o excesivamente caras.

• Exportación de las prácticas y tecnologías desarrolladas en España a países con

economías emergentes, contribuyendo así a limitar globalmente las emisiones de GEI.


2. INTRODUCCIÓN

2.1 Antecedentes y objetivos del estudio

La Unión Europea consolidó su liderazgo internacional en la lucha contra el cambio climático

con la aprobación del Paquete Verde y los tres objetivos para 2020 que lo componen: reducir las

emisiones de gases efecto invernadero (en adelante GEI) en un 20% frente a 1990, alcanzar una

participación del 20% de energía renovable en el consumo final de energía y mejorar la

eficiencia energética en un 20% en ese mismo periodo.

SEDIGAS, Asociación Española del Gas, consciente de las implicaciones que pueden derivarse

de los citados objetivos, especialmente de las relacionadas con el gas natural, ha realizado el

presente estudio con la intención de analizar las oportunidades del sector del gas natural para

contribuir a los objetivos del Paquete Verde, potenciarlas y, por tanto, facilitar su cumplimiento.

De esta forma, los objetivos del estudio son:

Analizar la forma en que la utilización del gas natural puede contribuir a que España

alcance los objetivos del Paquete Verde definido por la Unión Europea.

Identificar las oportunidades de actuación a corto y medio plazo para los sectores

económicos más representativos relacionados con la industria del gas natural y el propio

sector gasista español, para contribuir a estos objetivos.

El estudio comienza con un análisis del marco de referencia, donde se plasman las

características y cualidades del gas natural, así como la situación energética y las políticas

adoptadas a nivel internacional, europeo y nacional. Especial importancia cobra la adopción del

Paquete Verde por parte de la Unión Europea y la adopción de políticas y objetivos a nivel

nacional como reflejo de las directrices emanadas a nivel europeo.

Posteriormente se analiza cómo el gas natural puede contribuir a los objetivos del Paquete

Verde en los principales sectores en los que está presente: sector de generación de electricidad,

sector industrial, sector doméstico, comercial e institucional (RCI) y sector del transporte. Para

ello, en cada sector se identifican y valoran las principales oportunidades y se describen las

actuaciones a desarrollar por el sector gasista español de aquí al 2020.


Finalmente, el estudio recoge las perspectivas de evolución energética, tecnológica y social a

partir del año 2020 y el posicionamiento del sector gasista a medio y largo plazo.

2.2 El gas natural y su contribución a la sostenibilidad

Dentro de los combustibles fósiles empleados en la actualidad, el gas natural es el de mayor

proyección del mix energético mundial por sus ventajas y beneficios ambientales, sociales y

económicos.

Desde el punto de vista ambiental, su combustión no genera cenizas ni residuos sólidos, sólo

vapor de agua y una emisión mínima de gases. A diferencia de otros combustibles, no emite

azufre (SO2) a la atmósfera, elemento responsable de la lluvia ácida. Además, las emisiones de

GEI, causantes del efecto invernadero, son bastante inferiores al resto de combustibles fósiles.

En la actualidad, el gas natural está considerado como una fuente de energía clave en la

transición hacia un mix energético sostenible.

El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases que se

encuentra frecuentemente solo, disuelto en yacimientos de petróleo o asociado con el mismo. Se

constituye en un 70 – 90% por gas metano (CH4), así como por gases en proporciones variables

como el etano, propano y butano (0 - 20%), nitrógeno (0 - 5%), dióxido de carbono (0 - 8%) y

otros gases en proporciones poco representativas tales como oxígeno, xenón y neón, entre otros.

Aunque el principal origen del gas natural es la degradación natural de materia orgánica, el gas

metano puede también producirse de forma artificial mediante fermentación bacteriana de

materia orgánica (por ejemplo en una depuradora de aguas residuales).


Figura 1: Ciclo de vida del gas natural y subproductos que pueden ser en ocasiones extraídos a partir de este.

Fuente: Marcogaz

El ciclo de vida del gas natural comienza en las estructuras geológicas que contienen las

reservas de gas en el subsuelo. Desde los yacimientos hasta su destino, el gas natural es

transportado mediante gasoductos enterrados o como gas natural licuado (GNL) en barcos o

vehículos especiales. Así mismo, el gas natural puede ser almacenado en épocas de menor

consumo en yacimientos petrolíferos agotados, en cavidades subterráneas naturales o incluso

como GNL en tanques a baja temperatura. Los usos principales del gas natural son la generación

de energía eléctrica en plantas de ciclo combinado, su consumo como fuente energética en el

sector industrial (destacándose su aplicación en plantas de cogeneración), residencial y

comercial, así como en vehículos de transporte y, en menor medida, como materia prima para la

producción de hidrógeno y diversos materiales en la industria química.

El inconveniente principal al que se enfrenta el gas natural es su transporte. En los lugares

donde por la topografía o la distancia a los yacimientos se hace inviable su transporte mediante

gasoductos, la única alternativa es su transporte como GNL. Esta última alternativa resulta más

costosa y menos eficiente para distancias relativamente cortas que su transporte mediante

gasoductos. Como consecuencia su mercado está ganando terreno cuando se trata de distancias


superiores a los 4.000 kilómetros. En este sentido, la Agencia Internacional de la Energía (IEA,

en sus siglas en inglés) estima que en 2030 más de la mitad del comercio internacional de gas

natural se hará de esta manera.

El gas natural es el combustible fósil con menor impacto ambiental de todos los existentes,

tanto en la etapa de extracción, acondicionamiento y transporte, como en la fase de utilización.

El gas natural es el combustible fósil con menores emisiones de gases contaminantes (SO2, CO2,

NOx y CH4) por unidad de energía producida. A continuación se detallan las principales

emisiones y sus diferencias con otros combustibles fósiles.

Emisiones de CO2. El gas natural, como cualquier otro combustible, produce CO2. Sin

embargo, debido a la alta proporción de hidrógeno-carbono de sus moléculas, sus

emisiones por energía contenida son un 40-50% menores que las del carbón y un 25-

30% menores que las del fuel-oil.

Emisiones de NOx. Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión al

combinarse radicales de nitrógeno, procedentes del propio combustible o bien, del

propio aire, con el oxígeno de la combustión. Este fenómeno tiene lugar en reacciones

de elevada temperatura, especialmente procesos industriales y en motores alternativos.

La propia composición del gas natural genera dos veces menos emisiones de NOx que el

carbón y 2,5 veces menos que el fuel-oil. Las modernas instalaciones tienden a reducir

las emisiones actuando sobre la temperatura, concentración de nitrógeno y tiempos de

residencia o eliminando el NOx una vez formado mediante dispositivos de reducción

catalítica.

Emisiones de SO2. Se trata del principal causante de la lluvia ácida, que a su vez es el

responsable de la destrucción de los bosques y la acidificación de los lagos. El gas

natural comercializado tiene un contenido en azufre inferior a las 10ppm (partes por

millón) en forma de odorizante, por lo que la emisión de SO2 en su combustión es 150

veces menor a la del gas-oil, entre 70 y 1.500 veces menor que la del carbón y 2.500

veces menor que la emitida por el fuel-oil.


Emisiones de CH4. El metano, que constituye el principal componente del gas natural,

es un gas de efecto invernadero más potente que el CO2 aunque su tiempo de vida en la

atmósfera es más corto que el del CO2. Dado que una combustión adecuada de gas

natural no deja residuos de metano, las principales emisiones se deberían a fugas en los

sistemas de producción y transporte, pero éstas se limitan al 0,1% de la energía

distribuida13.

Partículas sólidas. El gas natural se caracteriza por la ausencia de cualquier fuente de

emisión de partículas sólidas, hollines, humos, etc.

En concreto y en materia de gases de efecto invernadero, el Panel Intergubernamental de

Cambio Climático (IPCC) ha establecido los factores de emisión por defecto de los diferentes

combustibles fósiles existentes. Tal y como se muestra en la siguiente figura, el gas natural tiene

el factor de emisión más bajo de todos los combustibles fósiles sólidos, líquidos y gaseosos,

emitiendo por defecto 0,202 tCO2/MWh14.

0 100 200 300 400 500

Gas Natural

LPG

Petróleo

Antracita

Lignito

Esquisto bituminoso

Toneladas CO2/GWh

Figura 2: Factores de emisión por defecto según el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC). Fuente:

Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero

13 Datos Sedigas 2008. 14 A lo largo de todo el documento se diferencian las emisiones de CO2 y CO2eq. En este sentido, se

utilizará CO2 para las emisiones de procesos de combustión y CO2eq al referirse a datos generales de emisiones tales como los Inventarios Nacionales, datos que incluyen todos los GEI. En los procesos de combustión, las emisiones de otros GEI (CO, NH4, N2O, etc.) son difícilmente cuantificables y no son representativas respecto al CO2. Es por ello que, según los criterios establecidos por el IPCC, en el presente estudio todas las emisiones de CO2 y CO2eq son comparables.


Adicionalmente a las bajas emisiones intrínsecas del gas natural, hay que añadir su gran

potencial en cuanto a eficiencia en su uso. El ejemplo más ilustrativo se da en la generación de

energía eléctrica mediante turbinas de gas, donde la combinación de menores emisiones del

combustible y la mayor eficiencia energética de las turbinas de gas de ciclo combinado hace que

se lleguen a reducir las emisiones de CO2 a menos de la mitad comparado con una central

térmica de carbón clásica. Mientras que (las emisiones de una central clásica de carbón

ascienden a 1,01 toneladas de CO2 /MWh producido (a partir de ahora tCO2), las emisiones de

un ciclo combinado se reducen a 0,36 t CO2/MWh producido15. )

Por otro lado, el gas natural es más eficiente en términos de energía primaria que la electricidad.

En promedio nacional, sólo el 38% del total de la energía primaria consumida en las centrales

de generación de energía eléctrica llega a los usuarios16, el resto se pierde en los procesos de

generación, transporte y distribución. El uso de gas natural como fuente de energía final evita

dichas pérdidas consiguiendo un mayor ahorro de energía primaria.

Además de la vertiente ambiental, debe tenerse en cuenta la contribución económica y social del

gas natural para conseguir un desarrollo sostenible. Su principal contribución al desarrollo

económico reside en cooperar en un abastecimiento energético diversificado, aportando mayor

seguridad de suministro y una estructura de costes competitiva y transparente. Por otra parte, el

gas natural contribuye al bienestar social aportando el combustible fósil más limpio, eficiente y

con reservas probadas, manteniendo una estructura empresarial en España y los países donde

opera, proporcionando empleo y desarrollo social.

Las empresas del sector del gas natural españolas contribuyen:

Satisfaciendo las necesidades del presente, fomentando un desarrollo económico que

facilite los recursos energéticos necesarios a la sociedad y su entorno, y a su vez,

compatibilizando el uso del gas natural con el de nuevas tecnologías más limpias y

eficientes.

15 Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC). 16 La Energía en España 2008, MITYC.


Actuando de forma que no se condicionen las necesidades de futuro, minimizando los

efectos negativos de la actividad económica, tanto en el consumo de recursos

energéticos y naturales, como en la generación de residuos para favorecer el desarrollo

de las próximas generaciones.

En conclusión, el gas natural es el combustible fósil más adecuado para acometer muchas de las

necesidades de racionalización energética, por su: disponibilidad tecnológica en todos los

sectores, su mayor rendimiento energético y bajo nivel de emisiones, su abundancia y

disponibilidad general y su coste asequible.

2.3 Marco energético internacional

La Agencia Internacional de la Energía (IEA en sus siglas en inglés) publica anualmente el

documento “World Energy Outlook”. Dentro del marco enérgético internacional, dicho

documento es reconocido por ser uno de los análisis más profundos y una de las fuentes más

sólidas en cuanto a las perspectivas energéticas mundiales a largo plazo. En este sentido, en el

presente apartado se presenta la información más representativa del “World Energy Outlook

2009” con objeto de dar una visión lo más fiel posible de la situación actual y las perspectivas

del sector energético a largo plazo.

La demanda mundial de energía primaria alcanzó en el año 2007 los 139.711 TWh,

incrementándose en un 2,4% respecto al año anterior17.

Los países no pertenecientes a la OCDE superaron en consumo a los de la OCDE por primera

vez en la historia en el año 2006, suponiendo ya en el 2007 el 52% de la demanda mundial de

energía primaria con un consumo total 63.918 TWh. La región de Asia-Pacifico consume el

27,8% de la energía primaria mundial, siendo especialmente destacables los consumos de China

y la India que ascienden a 12.851 TWh y 5.524 TWh, lo que supone el 9,2% y el 3,8% de la

demanda energética mundial18.

A continuación se muestra la distribución del consumo de energía primaria a nivel mundial

según los recursos energéticos utilizados durante el año 2008. El gas natural es la fuente

17 IEA World Energy Outlook 2009. 18 IEA World Energy Outlook 2009.


energética utilizada en el 20,9% de los consumos de energía primaria en el mundo, frente a otros

combustibles fósiles y otras fuentes de energía como la nuclear, la hidroeléctrica o la energía

renovable.

34,1%

26,5%

20,9%

9,8%

5,9%

2,2%

0,6%

Petróleo

Carbón

Gas

Biomasa y residuos

Nuclear

Hidroeléctrica

Otras renovables

Figura 3: Consumo de energía primaria a nivel mundial según su fuente en el año

2007. Fuente: IEA World Energy Outlook 2009.

En el escenario de referencia planteado por la Agencia Internacional de la Energía, se estima

que la demanda mundial de energía primaria (de todas las fuentes incluyendo fuentes

renovables) crecerá a una media del 1,5% anual en el periodo 2007-2030, pasando de 12.013

millones de toneladas equivalentes de petróleo a 16.800 millones, esto es, un aumento cercano

al 40%.

Figura 4: Evolución del consumo de energía desde 1980 hasta 2030 según el escenario de referencia planteado por la

Agencia Internacional de la Energía. Fuente: IEA World Energy Outlook 2009


La previsión es que los combustibles fósiles constituirán el 80% de la energía primaria del

mundo en 2030, algo menos que hoy en día que se sitúa en 81,5%. El petróleo seguirá siendo el

combustible principal, aunque la demanda de carbón aumentará más que ningún otro de los

combustibles en términos absolutos.

En el caso específico del gas natural, se estima que su demanda aumentará con mayor rapidez

que la del petróleo, un 1,5% frente al 0,9%, llegando a representar el gas un 21,2% del consumo

total de energía primaria en 2030. La mayor parte de este crecimiento se debe a la generación de

energía eléctrica. La demanda mundial de carbón aumentará a un ritmo del 1,9% anual, llegando

a suponer el 29,1% del total de energía primaria en 2030. Por su parte, la demanda de energía

nuclear como energía primaria descenderá del 5,9% en la actualidad al 5,7% en el 2030. En el

caso de las energías renovables, estas progresan más rápidamente alcanzando el 14,2% de la

demanda mundial de energía primaria, estimándose que sobrepasarán al gas a partir del 2010

como segunda fuente principal de generación de electricidad después del carbón.

1,9%

0,9%1,5% 1,3%

1,8%1,4%

7,3%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

Carbó

n

Petró

leo

Gas

natu

ral

Nuclea

r

Hidro

eléc

trica

Biom

asa

y res

iduos

Otra

s re

nova

bles

29,1%

29,8%

21,2%

5,7%

2,4%

9,6% 2,2%Carbón

Petróleo

Gas natural

Nuclear

Hidroeléctrica

Biomasa y residuos

Otras renovables

La producción de gas natural se concentrará aún más en las regiones con más recursos de gas.

Alrededor del 46% de la producción hasta el 2030 se concentrará en Oriente Medio. De dicha

producción regional, el 60% se consumirá localmente, sobre todo para la producción de

electricidad. Las reservas de gas probadas actualmente ascienden a los 185 billones de metros

Figura 5: Estimación de los porcentajes de crecimiento anual por tipo de fuente de energía previstos para el año 2030. Fuente: IEA World

Energy Outlook 2009.

Figura 6: Estimación de los porcentajes de demanda de energía por fuente previstos para el año 2030. Fuente: IEA World Energy Outlook

2009.


cúbicos, lo que supone unos 60 años de producción al ritmo actual19. Esta contabilización de

reservas no tiene en cuenta todas las reservas pendientes de descubrir ni las reservas

descubiertas cuya explotación requiere de la evolución de la tecnología. De esta forma, se

prevee que las reservas contabilizadas irán aumentando a lo largo de los años.

Figura 7: Distribución de las reservas probadas de gas natural en 2008. Fuente: BP Statistical Review of World

Energy 2009

Con lo expuesto anteriormente, queda claro que el panorama energético mundial en 2030 será

diferente del que tenemos actualmente. De entre todas las causas que generarán un cambio en la

estructura energética, existen cinco catalizadores principales:

1. El aumento de la conciencia ambiental. Los aspectos ambientales y la preocupación de

la sociedad están conduciendo el interés hacia una estructura energética sostenible.

2. Los compromisos internacionales en materia de cambio climático (El Protocolo de

Kioto y el potencial acuerdo Post Kioto). Se han establecido obligaciones en los países

para actuar y dar respuesta a materias ambientales. Los objetivos y mecanismos ya se

encuentran en funcionamiento para promover los sistemas de energía más limpios.

19 IEA World Energy Outlook 2009.


3. La preservación de un elevado nivel de seguridad del suministro. Esto requiere un nivel

de inversión adecuado en infraestructuras, en particular de transporte, la diversificación

de los suministros y una política exterior que fomente una relación comercial fluida con

los países exportadores de combustible (especialmente petróleo y gas).

4. La creciente competitividad de las nuevas tecnologías. La bajada de los costes en los

nuevos equipamientos, así como las mejoras en la eficiencia para conseguir una

generación alternativa de energía está haciendo a las nuevas tecnologías más

competitivas.

5. Los nuevos objetivos y desarrollos normativos. Como consecuencia de lo anterior, los

gobiernos en todo el mundo están desarrollando políticas e incentivos para promover el

uso y generación de fuentes de energía y combustibles menos contaminantes.

Según manifiesta el Panel Intergubernamental de Cambio Climático, existe un consenso

generalizado y numerosas evidencias científicas de que las medidas ambientales, actualmente

en vigor, son insuficientes para limitar el crecimiento de las emisiones globales de GEIs durante

las próximas décadas, lo que conducirá a un incremento de la temperatura global por encima de

2 oC a finales de siglo, con un impacto irreversible sobre todos los ecosistemas del planeta.

Figura 8: Emisiones de GEI a nivel mundial, por combustible y por regiones en gigatoneladas métricas de 1980 a

2030 en el escenario de referencia de la IEA. Fuente: IEA World Energy Outlook 2009.


2.4 Situación actual del sector gasista español20

Según el avance estadístico publicado por Sedigas, en el 2009, el consumo de gas natural

descendió un 10,5% respecto de 2008 alcanzando los 401.523 GWh, repartidos de la siguiente

forma: 13,8% el mercado doméstico-comercial, 44,9% el sector industrial, 40,1% la generación

eléctrica y 1,2% dedicado a otros usos.

En 2008, a nivel nacional, el consumo total de gas natural fue de 450.726 GWh, la industria

consumió el 44,5% del gas, la generación de energía un 41,4%, un 13% los usos domésticos y

comerciales y el 1,1% en otros usos21.

Doméstico/comercial13,0%

Industrial44,5%

Generación eléctrica41,4%

Otros usos1,1%

Figura 9: Consumo de gas natural según régimen tarifario/usos en España en el año 2008. Fuente: Boletín Estadístico

de Hidrocarburos Año 2008.

En la siguiente figura se puede observar la demanda de gas natural en España por sectores desde

1973 hasta la actualidad y sus perspectivas hasta 2016.

20 Informe Marco sobre la Demanda de Energía Eléctrica y Gas Natural, y su Cobertura. CNE, Año 2009.

21 Boletín Estadístico de Hidrocarburos Año 2008.


Figura 10: Evolución de la demanda de gas natural en España por sectores desde 1973 y sus perspectivas hasta 2016.

Fuente: Políticas Energéticas de los Países de la IEA (España 2009). OECD/IEA, 2009.

Tal y como se muestra en la siguiente figura, el gas natural constituyó en 2008 el 24% de toda la

energía primaria consumida en España. En 1990 el consumo de gas natural apenas llegaba a los

58.150 GWh22, lo que da una idea del crecimiento que ha tenido en España y su importancia, no

sólo desde el punto de vista ambiental, sino también como factor de competitividad de las

empresas españolas.

22 Análisis Global y Sectorial de la evolución del consumo y de la intensidad energética en España. IDAE.


Hidráulica1,4%

Otras energías renovables

6,2%

Carbón9,7%

Nuclear10,7%

Gas natural24,3%

Petróleo47,6%

Figura 11: Distribución del consumo de energía primaria en el 2008. Fuente: La energía en España 2008. Ministerio

de Industria, Turismo y Comercio (Mityc).

En España existen 6 plantas de regasificación en Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao, Sagunto

y Mugardos que totalizan una capacidad de emisión superior a los 6,5 millones de m3/h.

El gas natural en España se almacena dentro del sistema gasista en los almacenamientos

subterráneos, en los tanques de GNL y, en una pequeña proporción, en los propios gasoductos.

España dispone de seis conexiones internacionales por gasoducto, dos con Francia por Larrau

(Navarra) e Irún (San Sebastián), otra con Marruecos por Tarifa (Cádiz), una con Argelia por

Almería que entrará en operación durante el 2010 (Medgaz) y dos con Portugal por Badajoz y

Tuy (Pontevedra). Sin duda, la principal fuente de abastacemiento por gasoducto es la conexión

con Marruecos cuya capacidad nominal se eleva a los 136.000 GWh/año. y la de Medgaz con

Argelia con una capacidad de 93.472 GWh/año. El sistema de transporte cuenta así mismo con

12 estaciones de comprensión y aproximadamente 350 estaciones de regulación.

La importación de gas en España supone prácticamente el 100% dada la escasa producción

nacional. En este sentido, el origen de las importaciones se muestra en la siguiente figura.

Figura 12: Origen de las importaciones de gas en España en 2009. Fuente: Sedigas

La red de distribución en España a finales del año 2009 estaba formada por cerca de 71.077 km

de gasoducto según Sedigas.


Figura 13: Mapa representativo de la infraestructura de la red gasista en España. Fuente: CNE

Aunque todas las Comunidades Autónomas peninsulares disponen de suministro de gas natural,

el desarrollo de las infraestructuras y la introducción del gas natural es más reciente en zonas

como Galicia, Extremadura, Andalucía Oriental, la parte occidental de Castilla León, Castilla-

La Mancha y Murcia. En algunos núcleos el suministro se realiza mediante plantas satélite de

GNL que permiten adelantar la llegada del gas natural. La siguiente tabla muestra el crecimiento

de la red gasista desde el año 2000 al año 2009.

Figura 14: Evolución de la cobertura de la red gasista en España. Fuente: Sedigas

Uno de los objetivos de la planificación es la extensión del suministro de gas natural a la mayor

parte de los núcleos urbanos importantes y centros industriales, considerando que la llegada del

gas natural supone un apoyo fundamental al desarrollo económico y social. La siguiente figura

muestra las inversiones realizadas por el sector gasista desde el año 2000 al 2009.


Figura 15: Inversiones del sector gasista en España en millones de Euros. Fuente: Sedigas

2.5 Política Energética de la Unión Europea

La Unión Europea tuvo su origen institucional en la Comunidad Europea del Carbón y del

Acero (1052) y de EUROATOM (1958). Jugó un papel relevante en la respuesta a las crisis del

petróleo de los años 70, en las que se pusieron las bases de las normas que actualmente

garantizan el nivel de reservas estratégicas de petróleo y los mecanismos de solidaridad europea

en casos de nuevas crisis. No obstante, la política europea energética cayó en un relativo

“letargo” en el periodo de 1985 a 2003. Recientemente, el incremento de los precios de la

energía, las restricciones con algunos suministradores externos a la Unión y las crecientes

restricciones ambientales han vuelto a poner en el centro de la escena política a la energía.

La Unión Europea tiene el reto de conseguir una política energética competitiva, mediante un

modelo liberalizado del mercado interior de la energía y un coste eficiente de los flujos

energéticos, que posea una seguridad en el suministro sólida, basada principalmente en la

diversificación de la energía primaria y en el desarrollo de infraestructuras de red, y por

supuesto sostenible, que no comprometa la calidad de vida de las generaciones futuras mediante

el impulso de las energías renovables y la máxima eficiencia energética.

Figura 16: Principales retos sobre los que se basan las políticas energéticas europeas. Fuente: Secretaria General del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Por supuesto, existen numerosas áreas donde estos tres conceptos se superponen; y existe quizá

cierta tendencia a expandir un término a costa de los demás. Por ejemplo, el de “sostenibilidad”


para incluir a la “competitividad” e incluso la “seguridad del suministro” (“sostenibilidad

económica y social”). Dicho esto, ha sido un argumento consistentemente sostenido por las

instituciones europeas que estos tres objetivos son generalmente sinérgicos. Por ejemplo, un

aumento en la penetración de energías renovables es conveniente desde el punto de vista de la

“sostenibilidad” como de la “seguridad del suministro” (son energías indígenas europeas).

También una expansión de las redes europeas de energía es conveniente tanto desde el punto de

vista de la “competitividad” (facilita el acceso de los consumidores a un número creciente de

suministradores), como de la “seguridad de suministro” (permite el acceso a los recursos de los

sistemas vecinos en caso de emergencia).

Y es que la estructura del sistema energético europeo está caracterizada por una serie de

elementos que orientan y condicionan su política, específicamente:

Una alta dependencia energética del exterior, con una tasa de dependencia energética

media en la UE que alcanza el 53,6%23, concentrada geográficamente en unos pocos

países (petróleo de Oriente Medio, gas de Rusia y norte de África).

Proceso creciente de liberalización y unificación de mercados energéticos, con las

correspondientes tensiones entre estados miembros para lograr condiciones similares de

acceso y precio de la energía.

Preponderancia de los combustibles fósiles en el suministro de energía, lo que también

ocasiona un elevado volumen de emisiones de GEI.

Poca participación de las energías renovables, a pesar de las políticas de apoyo.

Incertidumbre respecto al futuro de la energía nuclear.

Crecimiento exponencial del transporte por carretera y aéreo, con los consiguientes

problemas de congestión y calidad del aire. El sector del transporte se ha incrementado

en un 16,5% entre los años 2000 y 2008, destacando el transporte aéreo el cual se ha

visto incrementado en un 49,7% en el mismo periodo24.

23 Instituto de Estudios Económicos (IEE), a partir de datos de la Agencia de estadísticas de la Unión Europea (UE), Eurostat.

24 El sector del transporte en España 2009. Confederación española de Organizaciones Empresariales (CEOE).


Las medidas impulsadas desde las instituciones europeas han tenido que adaptarse a las

posibilidades legales que los tratados europeos les ofrecen. En lo referente a la energía, estos

límites legales no han cambiado de forma significativa en la última década, y han estado sujetos

a los criterios de “subsidiaridad” (es decir, la noción de que la Unión no debiera actuar en

campos donde los Estados Miembros disponen de medios suficientes). Los principales

instrumentos empleados por la Comisión Europea han sido los relativos a la lucha contra el

cambio climático, establecimiento de estándares ambientales, la política anti-monopolios

(restringida por imperativo legal a casos en que más de un Estado Miembro esté

significativamente afectado), y la promoción de la I+D.

A continuación se describen tres iniciativas energéticas de la Unión: el Tercer Paquete

Legislativo sobre Energía, el Plan de Acción Comunitario para la seguridad y solidaridad

energética, y las acciones de la Unión Europea contra el cambio climático.

2.5.1 El Tercer Paquete Legislativo

El Tercer Paquete sobre el Mercado Interno de la energía sigue al Primero implementado en

1997/1998 y al Segundo implementado en 2003 como consecuencia de las deficiencias

detectadas en el funcionamiento del mercado interno, y explicitadas en detalle en la encuesta

llevada a cabo en 2005/06. Los aspectos a mejorar se referían principalmente a la falta de

suficiente presión competitiva en el mercado, debido a una excesiva concentración horizontal,

excesiva concentración vertical (incluyendo en particular el control de las redes de transporte de

energía por parte de compañías dominantes en sus respectivos mercados de energía), falta de

armonización regulatoria (en especial relativa al comercio trans-fronterizo), falta de

transparencia en el funcionamiento de los mercados incluyendo el mecanismo de formación de

precios, y escasa liquidez e ineficiencias en los mercados eléctricos de tiempo real (balancing)

así como en los de gas natural licuado.

Se ha aprobado la creación de una nueva Agencia Europea de Regulación (ACER) para

coordinar las Agencias Regulatorias Nacionales y supervisar el desarrollo de las redes trans-

europeas de transporte de energía. La planificación y regulación técnica de las mismas son

responsabilidad de dos nuevas agencias que agrupan a los transportistas europeos de electricidad

y gas (ENTSO-E y ENTSO-G). Se fortalecen también en el caso de algunos Estados Miembros

la autoridad de las Comisiones Reguladoras Nacionales y su independencia de los gobiernos

nacionales. Finalmente se dota a la Unión de un nuevo instrumento para promover


infraestructuras de transporte de interés europeo, actividad que ya venía desarrollando en el

marco de los proyectos TEN-E (por ejemplo, la interconexión de Francia con España). En este

sentido el creciente papel de la Unión en la construcción de gasoductos para importar gas del

Cáucaso y Oriente Próximo, como Nabucco, ha despertado gran interés.

2.5.2 El Plan de Acción Comunitaria para la seguridad y solidaridad energética

El 13 de noviembre de 2008 la Comisión presentó el Plan de Acción Comunitario para la

seguridad y solidaridad energética de la UE, articulado en torno a cinco ejes fundamentales:

(i) Necesidades en cuanto a infraestructuras y diversificación de las fuentes de

abastecimiento, en base, entre otras, a las siguientes medidas:

- conectar los mercados energéticos todavía aislados en Europa;

- construir un corredor meridional de gas para el suministro del gas

procedente del Caspio y Oriente Medio;

- enlazar Europa y el Mediterráneo meridional mediante interconexiones

deelectricidad y gas;

- ampliar las interconexiones Norte-Sur de gas y electricidad en Europa

Central y Sudoriental;

- interconectar las redes eléctricas nacionales de Europa Noroccidental con

el fin de optimizar la energía eólica en el mar del Norte.

(ii) Relaciones exteriores en el sector de la energía con la idea que la UE participe con una

“única voz en las relaciones internacionales” lo que significa que haya una coordinación

entre las acciones y manifestaciones de la UE y las de sus Estados Miembros en esta

materia.

(iii) Reservas de petróleo y gas y mecanismos de respuesta en caso de crisis. La Comisión

propone una revisión de la normativa de la UE sobre reservas estratégicas de petróleo de

emergencia y varios mecanismos para responder a posibles interrupciones del suministro

de gas.


(iv) Eficiencia energética. La Unión Europea se ha comprometido a aumentar la eficiencia

energética en un 20% de aquí a 2020 en el marco de los objetivos «20-20-20». Para

alcanzar estos objetivos, propone las siguientes iniciativas: eficiencia energética de los

edificios, etiquetado energético, diseño ecológico, promover la cogeneración, promover

las mejores prácticas, política de cohesión, poner en marcha una «fiscalidad ecológica».

(v) Mayor aprovechamiento de los recursos energéticos interiores de la Unión Europea. La

UE produce un 46% del total de la energía que consume. En estos momentos, el 9% de la

energía final consumida en el interior de la UE procede de fuentes renovables y la UE

quiere ampliar este porcentaje a un 20% de aquí a 2020.

2.5.3 La política contra el Cambio Climático

La preocupación acerca de la problemática del cambio climático y sus posibles efectos futuros

ha supuesto el desarrollo y puesta en marcha de diversos instrumentos, tanto políticos como

jurídicos, que tienen como objetivo principal la disminución global de las emisiones de gases de

efecto invernadero (GEI).

Una de las primeras manifestaciones en este sentido se materializó con la adopción en 1997 del

Protocolo de Kioto de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático

(UNFCCC)25, que entraría en vigor en 2005, adoptando finalmente los países industrializados el

compromiso de reducir la emisión de GEI en un 5,2% respecto a los niveles de 1990 antes de

2012. Los países adheridos al Protocolo de Kioto adoptaron diferentes compromisos objetivo,

en algunos casos de reducción (como es el caso de Japón del 6%), en otros de estabilización

(como es el caso de Rusia) o de incremento (Australia). La UE, en conjunto, se comprometió a

reducir las emisiones en un 8% para el 2012. El reparto entre los Estados Miembros de la UE se

basó en criterios como el PIB y la población de cada Estado Miembro, quedando España

comprometida a no aumentar sus emisiones por encima del 15% respecto de los niveles de

1990.

En este contexto, la Unión Europea se ha convertido en el principal motor político internacional.

La protección del medio ambiente ha sido el leit motiv escogido en la Unión Europea para

concienciar a la sociedad y conseguir el apoyo público necesario para afrontar los retos de su

25 Durante la 3ª Conferencia de las Partes del Convenio sobre el Cambio Climático, COP 3 diciembre de 1997.


modelo energético y económico. La posición europea es particularmente delicada debido a la

grande y creciente dependencia de las importaciones de energía. En concreto, los motivos

ambientales han sido el medio escogido para promover políticas de ahorro y eficiencia

energética y el Protocolo de Kioto se ha convertido en un aspecto económico-estratégico de

vital importancia en la construcción de Europa.

La Unión Europea aprobó el Protocolo de Kioto a través de la Decisión 2002/358/CE, del

Consejo, de 25 de abril, comprometiendo así a sus Estados miembros a reducir sus emisiones

antropogénicas globales de gases de efecto invernadero. En este contexto, el 13 de octubre de

2003 se aprobó la Directiva 2003/87/CE26 que establece un régimen para el comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero en el interior de la Comunidad, para

minimizar el coste del cumplimiento del objetivo de reducción de emisiones.

Posteriormente, en enero de 2007, Europa se ha posicionado como líder en la lucha contra el

cambio climático al aprobar una serie de objetivos a cumplir para el año 2020, conocido como

el “Triple 20”, recogido en el denominado Paquete Verde de la Unión Europea, presentado por

la Comisión Europea el 23 de enero de 2008. El pleno del Parlamento europeo votó y aprobó

mayoritariamente el paquete el 17 de diciembre de 2008.

Recordamos que el objetivo de este estudio es el análisis de la contribución del sector gasista a

estos objetivos, que se resumen en tres:

Reducir las emisiones totales de GEI al menos en un 20% respecto de los niveles de

1990.

Alcanzar el objetivo del 20% de energía final de fuentes renovables en 2020.

Mejorar la eficiencia energética en un 20% en ese mismo periodo.

Dentro del “Triple 20”, el objetivo de reducción de emisiones se divide en dos grandes bloques.

Por un lado se encuentran los sectores industriales y por otro lado los sectores difusos (hogares,

transporte, etc.), suponiendo cada uno aproximadamente la mitad de las emisiones de GEI de la

Unión Europea. En el caso de los sectores industriales, estos deberán reducir las emisiones en

un 21% con respecto a los niveles de 2005. Para alcanzar dicho objetivo se ha aprobado la

26 Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo.


nueva Directiva de Comercio de Derechos de Emisión27, que introduce un techo de emisiones y

una asignación de derechos de emisión con normas comunes a toda la Unión Europea. En el

caso de los sectores difusos se ha establecido un objetivo global de reducción del 10% frente al

año 2005, repartiendo el objetivo entre países según la renta. En el caso concreto de España, el

objetivo de reducción de emisiones en sectores difusos coincide con el global de la Unión

Europea, un 10%.

El objetivo de promoción de energías renovables está muy ligado al de emisiones. El reparto del

esfuerzo entre los Estados Miembros se ha realizado en función de las circunstancias de cada

uno, incluyendo el nivel de renta. Para alcanzar el objetivo del 20% para 2020 se ha marcado

una trayectoria indicativa para que en 2011-2012 se haya alcanzado el 20% del objetivo, en

2013-2014 el 30%, en 2015-2016 el 45% y, por último, en 2017-2018 el 65% del total. Cada

estado miembro estará obligado a presentar antes del 30 de junio de 2010 un Plan de Acción

Nacional de Energías Renovables (PAN) donde se incluirán las medidas destinadas a alcanzar el

objetivo. A España le corresponde un objetivo del 20% de participación de energías renovables

en el consumo de energía final en 2020, partiendo del 8,7% real en el 2005.

El sector transporte tiene un objetivo de uso de energías renovables del 10%, lo que abre la

puerta a los vehículos eléctricos además de los biocombustibles.

Para llegar al objetivo de un 20% de reducción en el consumo de energía, la Unión Europea

cuenta con el Plan de Acción de Eficiencia Energética 2007-2012. El Plan incluye medidas para

mejorar el rendimiento energético de los productos, edificios y servicios, mejorar en el campo

de la producción y distribución de energía, facilitar la financiación e inversiones en el sector,

promover y consolidar un uso racional en las conductas de consumo y establecer acciones

internacionales en eficiencia energética.

En resumen, el “Paquete Verde” se presenta como un instrumento vital en la Unión Europea

para alcanzar los objetivos 20/20/20, que suponen la transición a un modelo energético más

eficiente y menos intensivo en emisiones de efecto invernadero.

27 Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, por la que se modifica la Directiva 2003/87/CE para perfeccionar y ampliar el régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.


Con la Conferencia de las Partes (COP 15) celebrada recientemente en Copenhague se pretendía

llegar a un acuerdo satisfactorio entre los grandes emisores a nivel mundial. La Unión Europea

proponía una reducción de emisiones del 30% sobre 1990 para 2020 si existía un acuerdo

internacional. Dado que el acuerdo alcanzado en la cumbre no es vinculante, será necesario

esperar a la conferencia que se celebrará en México en 2010 (COP 16) para ver si los objetivos

de reducción de emisiones se convierten en más ambiciosos.

Los principales resultados obtenidos en la COP 15 son, entre otros, los siguientes:

Reconocimiento del grado de exigencia global en la reducción de emisiones: se

explicita la necesidad de limitar el aumento global a 2 ºC sobre niveles preindustriales,

lo cual implica un aumento de la exigencia respecto del texto aprobado en la cumbre de

Bali en la cual únicamente se hacía referencia a los diferentes escenarios de aumento de

temperatura y reducciones de emisiones necesarias para alcanzar las mismas.

Financiación: dotación de recursos por parte de los países desarrollados por una cuantía

de 30.000 millones de dólares para su aplicación en mitigación y adaptación en el

periodo 2010-2012. Para aquellos países en vías de desarrollo que reciban financiación

para la reducción de emisiones se aplicarán estándares de monitorización, reporte y

verificación también de carácter internacional.

Acuerdo de los grandes emisores: El Acuerdo firmado por EEUU, China, India y otros

26 países se aprueba como nota informativa y no siendo vinculante. Con todo, EEUU y

China, los dos mayores emisores mundiales (en conjunto, 42% del total) se

comprometen políticamente de manera conjunta por primera vez. Dicho acuerdo

contiene una tabla para que cada estado establezca antes de febrero de 2010, con

carácter voluntario, su objetivo de reducción de emisiones, en el caso de países

desarrollados o acciones a tomar, en el caso de países no desarrollados o economías

emergentes. La UE mantiene su compromiso de reducción en el 20% en 2020 sobre

1990, sin incrementarlo al 30%.

2.6 Política Energética de España

Actualmente la sociedad española es plenamente consciente de los impactos ambientales y

sociales del consumo desmesurado de la energía y de la emisión de gases de efecto invernadero,


por lo que la administración española trabaja activamente en la promoción del ahorro y

eficiencia energética y reducción de estos gases precursores del cambio climático.

La estrategia española en energía se encuentra muy mediatizada por la peculiar estructura del

sector energético nacional, por lo que los sucesivos gobiernos han seguido ciertas líneas que se

han mantenido estables durante los últimos veinte años.

Un primer factor del sistema energético español es su carácter de “isla energética”, con

infraestructuras limitadas de interconexión con el resto del continente europeo. En este sentido,

en los últimos años los sucesivos gobiernos han deseado reforzar las interconexiones eléctricas

y gasísticas con Europa, con el objetivo principal de asegurar el suministro energético.

En segundo lugar existe una elevada dependencia de los combustibles fósiles, ante la cual el

objetivo planteado ha sido la diversificación de las fuentes, sin poner en peligro la seguridad de

suministro. Así, el uso del petróleo ha disminuido desde el 70% del consumo energético total en

los años 70 al 50% actual.

En tercer lugar aparece el incremento del uso del gas natural en los últimos veinte años. En parte

ha sustituido al petróleo en usos industriales e incluso domésticos, y en parte ha facilitado el

incremento en términos absolutos de la generación eléctrica, dándose la circunstancia de que se

complementa técnicamente muy bien con las energías renovables. Aquí la política energética ha

incentivado la diversificación de las fuentes de suministro, lo que contribuye a explicar que las

dos terceras partes del gas se importen como gas natural licuado. La diversificación de fuentes

de suministro mediante el aprovisionamiento de GNL permite una mayor libertad de elección

del suministrador y contribuye de forma clara a la seguridad de suministro, por lo que esta

estrategia desarrollada por España desde hace muchos años esta siendo ahora puesta en marcha

por la mayoría de los paises de la UE.

Finalmente, los gobiernos españoles han actuado con un claro apoyo público a las energías

renovables que nos sitúan entre los países líderes a nivel mundial.

Dentro del contexto de la política europea, España ha apoyado una mayor “europeización” del

sistema energético, promoviendo las interconexiones europeas y los mecanismos de solidaridad

europeos en caso de crisis. La dependencia energética del país, tal y como se expone arriba,

explican esta postura.


Ha sido también uno de los estados miembros que ha promovido de forma más activa la

liberalización de mercados en energía, donde la existencia de operadores de transporte y

gestores del sistema con independencia efectiva de los agentes nos ha evitado muchos de los

problemas de competencia existentes en otros países europeos.

La política energética futura de España tendrá necesariamente que partir de estos grandes

lineamientos presentes. No obstante, existen ciertos aspectos en los que quizá sea posible

entrever también un consenso amplio, entre los que cabe destacar la promoción de la eficiencia

energética y la promoción de las técnicas de captura y secuestro de carbono.

Entrando ya en iniciativas específicas, a nivel nacional, el Estado ha tomado la iniciativa en la

actuación ante las principales prioridades de la Unión Europea, desarrollando Estrategias y

Planes de Acción particulares para cada una de ellas. Así, en los últimos años ha presentado la

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012 (E4), el Plan de Energías Renovables

(PER) 2005-2010, la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia con horizonte

2007- 2012 -2020, la Estrategia Española de Movilidad Sostenible (EEMS) y se encuentra en

proyecto la Ley de Eficiencia Energética y Energías Renovables.

En este sentido, se prevé que la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia

2007-2012-2020, entre cuyas líneas de acción figura en lugar destacado la eficiencia energética

y el impulso a las energías renovables coloque a España en una posición de liderazgo para

contribuir a alcanzar el objetivo de que el 20% del mix energético de la Unión Europea proceda

de energías renovables en 2020.

Por su parte, el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 será sustiruido por un nuevo

Plan de Energías Renovables 2011-2020.

El Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2008-2012 (PAE4+) tiene por objetivo la

consecución de un volumen de ahorros de energía primaria de 1.022 TWh en todo el periodo el

periodo de vigencia del Plan, lo que supone un ahorro de energía primaria de 288 TWh en el

año 2012 que equivale a un ahorro del 13,7% del consumo de energía primaria. En cuanto a la

reducción de emisiones de GEI, el Plan establece un objetivo de reducción de 238 millones de

toneladas de CO2eq (en adelante, Mt CO2eq) en todo el periodo de vigencia del Plan, lo que

supone una reducción de 67,5Mt CO2 que equivale una reducción total del 14% de GEI.


Respecto a los objetivos de eficiencia energética y energías renovables, a fecha de este informe

se encuentra en proceso de aprobación el Proyecto de Ley de Eficiencia Energética y Energías

Renovables. Previsiblemente, la Ley hará vinculantes los objetivos de energías renovables y

ahorro energético y transpondrá los principales elementos de la nueva Directiva de energías

renovables. Asimismo establece medidas de acción positiva y de supresión de barreras técnicas,

administrativas y de mercado para el desarrollo de las energías renovables y la promoción del

ahorro y eficiencia energética.

Con fecha de 30 de abril de 2009 se aprobó la Estrategia Española de Movilidad Sostenible

(EEMS). Esta estrategia surge como marco de referencia nacional que integra los principios y

herramientas de coordinación para orientar y dar coherencia a las políticas sectoriales que

facilitan una movilidad sostenible y baja en carbono. La movilidad sostenible implica garantizar

que los sistemas de transporte respondan a las necesidades económicas, sociales y ambientales,

reduciendo al mínimo sus repercusiones negativas.


3. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

3.1 Situación actual del gas natural en el sector

El gas natural es la fuente de energía primaria más utilizada para la generación eléctrica en

España, generando el 38,9%28 del total de electricidad en el año 2008. Del total de esta

generación, el 80% procede de las centrales de ciclo combinado y el 20% restante se genera a

través de las instalaciones de cogeneración integradas en los procesos industriales de nuestro

país.

Gas Natural (38,9%) 122.407 GWh

Petróleo (5,9%) 18.607 GWh

Carbón (15,9%)50.121 GWh

Bombeo (0,8%) 2.645 GWh

Nuclear (18,7%)58.874 GWh

Cogeneración (8,1%)25.627 GWh

Ciclo Combinado (30,7%)96.780 GWh

Renovables (19,8%)62.180 GWh

Biomasa, Biogas y RSU (1,6%) 5.068 GWhSolar (0,9%) 2.644 GWh

Eólica (9,9%) 31.170 GWh

Hidráulica (7,4%) 23.298 GWh

Figura 17: Esquema de generación eléctrica en España en el año 2008. Fuente: Balance energético 2008 de

la Secretaría de Estado de Energía. Ministerio de Industria Turismo y Comercio

En el 2009, según el avance del informe 2009 de Red Eléctrica Española, la generación eléctrica

bruta total fue de 266.874 GWh. Del total de generación, el 29% estuvo a cargo de los ciclos

combinados, el 17% por el resto de combustibles fósiles, el 8% con hidráulica, el 18% con

nuclear y el 28% con energías en régimen especial.

En España, la generación eléctrica bruta total en 2008 fue de 314.833 GWh29. De esta cantidad,

el 60,7% (191.135 GWh) fue generado a través de combustibles fósiles, de los cuales el gas




natural ocupó la primera posición en volumen de generación. El gas natural generó 122.407

GWh (38,9% de la generación total de electricidad), mientras que el resto de combustibles

fósiles tuvieron una contribución menor que ascendió a 50.121 GWh (15,9%) en el caso del

carbón y de 18.607 GWh (5,9%) por parte del petróleo (fueloil y gasoil).

El gas natural es además la fuente de energía que más ha crecido en nuestro país en los últimos

20 años, gracias a la revolución tecnológica de los ciclos combinados, pasando de prácticamente

no utilizarse a suponer el ya citado 38,9% de la generación eléctrica en España en el 2008.

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008

GW

h

CarbónGas naturalNuclearProd. PetrolíferosTotal renovable

CarbónGas naturalNuclearProd. PetrolíferosTotal renovable

2008

16%

6%

39%

19%

20%

1990

40%

6%

1%

35%

18%

Figura 18: Evolución de la generación eléctrica en España desde el año 1990 al año 2008. Fuente: Balance

energético 2008 de la Secretaría de Estado de Energía. Ministerio de Industria Turismo y Comercio.

Actualmente, debido principalmente a la tecnología novedosa de los ciclos combinados y a las

características del gas como energía fósil menos contaminante, la estructura de generación

eléctrica en España descansa en su mayor parte en el consumo de gas.

3.2 Objetivos del Paquete Verde para el sector

Objetivo de reducción de emisiones

La sociedad actual depende de la energía. El nivel de vida alcanzado en nuestro país está

asociado a un nivel elevado de consumo de energía, dependiente de la electricidad y del


consumo directo de combustibles fósiles. En el caso de la electricidad, su consumo se encuentra

acoplado al incremento del nivel de vida de la sociedad y ocupa un gran peso en el mix

energético nacional. Por ello, en aras de una mejora energética y ambiental planteada por la

Unión Europea, es de vital importancia analizar las aportaciones que puede desarrollar el sector

eléctrico en cuanto a los objetivos del Paquete Verde. Como veremos, dadas las condiciones

actuales y las proyecciones de futuro del consumo energético hasta 2020, el gas natural puede

jugar un papel fundamental dentro de la consecución de los objetivos 20-20-20.

El objetivo del Paquete Verde de reducción del 20% de las emisiones totales de GEI para el

año 2020 pasa indudablemente por la acción en el sector eléctrico. En el año 2008, el sector

eléctrico fue el responsable de más de 102 Mt CO2eq30

, incluyendo las emisiones derivadas de la

generación eléctrica en cogeneración. Estas emisiones se deben a la quema de los combustibles

fósiles dado que las emisiones de las fuentes de energía renovable y nuclear son prácticamente

nulas.

El uso del gas natural como combustible para la generación eléctrica cuenta con tecnologías más

eficientes energéticamente y que emiten menos emisiones de GEI que las centrales térmicas de

carbón y fuelóleos. Entre todos los combustibles fósiles, el gas natural es el combustible más

limpio y el que emite menor cantidad de CO2eq a la atmósfera. Mientras que el carbón y los

fuelóleos emiten 1,01 y 0,8 tCO2/MWh, el gas natural emite sólo 0,36 tCO2/MWh, así el carbón

y los fuelóleos emiten más del doble de emisiones de CO2 por MWhe generado.31 Tomando

como base los datos del año 2008, mientras que el carbón proporciona el 15,9% de la

electricidad nacional, éste emite más del 50% de los GEI del sector eléctrico. En cambio, esta

relación disminuye drásticamente en el caso del gas natural, el cual genera el 38,9% de la

electricidad, siendo responsable del 41% de las emisiones de GEI.

Objetivo de energías renovables

El objetivo de alcanzar un 20% de consumo final de energía procedente de origen renovable en

2020 conlleva importantes beneficios para la sociedad española, por su contribución a la lucha

30 Emisiones verificadas 2008. Oficina Española de Cambio Climático. Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino.

31 Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), 2006.


contra el cambio climático, a la mejora de la seguridad energética y a un mayor desarrollo

económico. El sector eléctrico, por sus características técnicas y económicas jugará un papel

importante para el cumplimiento de este objetivo, siendo previsible que para ese año el 42,3%

de la producción de electricidad provenga de fuentes renovables.32 Ello otorga a estas

tecnologías un papel fundamental en el suministro eléctrico y será origen de un cambio de

paradigma en el sistema eléctrico. Entre los principales aspectos que deben afrontarse en este

nuevo marco se encuentra la necesidad de energía de respaldo, ya que las energías renovables

(principalmente la eólica) están caracterizadas por su intermitencia, volatilidad y las dificultades

de previsión asociadas a su producción.

Las centrales eólicas producen electricidad cuando sopla el viento y la producción de las

centrales solares depende de que brille el sol, por lo que todas son centrales de producción

intermitente. Estas fuentes de producción con energía renovable plantean dificultades para la

operación del sistema, ya que el operador del sistema debe asegurar constantemente que la

demanda eléctrica es atendida, asegurando que el nivel total de generación es igual al nivel de

demanda total en cada instante. Un desequilibrio significativo, aunque sea de muy breve

duración, entre la cantidad generada y la producida, resultaría en la interrupción del suministro

en una gran parte del sistema eléctrico a nivel nacional (una “caída del sistema”) y,

potencialmente, originaría graves daños a los equipos del sistema y a los consumidores.

Así, el creciente peso de las energías renovables en el mix eléctrico unido a la moderación del

crecimiento de la demanda de electricidad (por cuestiones económicas y la creciente

introducción de regulación y objetivos en materia de eficiencia energética) conllevará cambios

importantes en el régimen de funcionamiento de la energía térmica convencional, en particular

de los ciclos combinados de gas, que pasarán de ocupar un papel básico para la cobertura de la

demanda eléctrica (con unos elevados niveles de utilización) a desempeñar un papel vital como

energía de respaldo y firme ante un peso creciente de renovables intermitentes, con una

utilización reducida.

A modo de ejemplo, como puede observarse en la siguiente figura, al comparar el mix eléctrico

español de dos días, uno con y otro sin viento, se observa que en el día sin viento la generación

32 Previsión presentada por el MITYC a la Comisión Europea de cara a la elaboración del Plan de Acción de Energías Renovables 2011-2020.


eléctrica de origen eólico disminuye drásticamente y este “hueco” de generación es ocupado

principalmente por la electricidad generada a través de las centrales de ciclo combinado.

Figura 19: Comparación del mix de generación eléctrica entre los días 8 (con viento, superior) y 12 (sin viento,

inferior) de noviembre de 2009. Fuente: Seguimiento de la demanda de energía eléctrica REE.

Los ciclos combinados de gas natural son la energía soporte más adecuada para las fuentes de

energía renovable por su mayor flexibilidad de operación y por los reducidos tiempos de

arranque de sus instalaciones, que pueden permitir que nuestro país pueda aspirar al ambicioso

objetivo del 20% del consumo de energía final de origen renovable, y seguir cubriendo la

demanda energética incluso en los días sin recurso renovable.

Así mismo, el gas natural funciona como energía de complemento en la generación de algunas

nuevas fuentes de energía renovable como la energía solar termoeléctrica. La generación de

electricidad con esta tecnología requiere el apoyo de otros combustibles. Al ser el gas natural el


combustible fósil de mayor eficiencia y menor emisión de gases, también resulta ser el apoyo

más adecuado.

Objetivo de mejora de la eficiencia energética

Por último, el sector eléctrico tiene también una gran capacidad para contribuir al objetivo de

aumento de la eficiencia energética en un 20% para 2020. Como se analiza a continuación,

mediante la comparación de las diferentes tecnologías de generación eléctrica, la eficiencia

energética de las centrales de generación es muy diversa, debiéndose centrar el sector eléctrico

en aquellas tecnologías más eficientes y que generan más electricidad con menos recursos. El

sector eléctrico tiene en sus plantas de gas natural la generación más eficiente, gracias a los

elevados rendimientos tanto de los ciclos combinados como de las plantas de cogeneración.

3.3 Comparativa tecnológica en el sector de generación eléctrica

Todas las fuentes de energía primaria que intervienen en el proceso de generación de energía

eléctrica y su participación en España estan indicadas en la Figura 1 de este capítulo. Dentro de

éstas, se encuentran aquellas que por sus procesos de combustión emiten GEI y otros

contaminantes a la atmósfera como aquellas que emplean fuentes de energía renovable.

A continuación, se realiza una comparativa de las diferentes tecnologías de generación de

electricidad, con el objetivo de analizar las principales características de cada una de ellas.

NuclearCarbón

(central clásica)Gas natural

Ciclo combinadoGas natural

CogeneraciónEólica Fotovoltaica

Cobertura de demanda eléctrica respecto al total nacional 2008 (%)

18,7 15,9 30,7 8,1 9,9 0,9

Energía eléctrica generada 2008 (GWh) 58.874 50.121 96.780 25.627 31.168 2.645

Potencia media típica de central o grupo (MWh)

900 500 400 25 Variable (<50) Variable (<10)

Costes de inversión Muy elevados Moderados Moderados Moderados-Bajos Elevados Muy elevadosCoste de la energía (€/MWh) 40-45 30-40 35-45 n.d. 35-175 140-430

Eficiencia energética - 35-38% 57% 75-80% - -

Régimen de funcionamiento (horas a plena potencia/año)

8.000

5.000-8.000 (en función de la

eficiencia y del coste del

combustible)

4.000-8.000 (en función del coste del combustible)

4.000-8.000 (en función del coste del combustible)

2.100 1.500

Vida típicaLarga

(40 años)Larga

(25 años)

Media/larga (varias puestas a cero, 20

años)

Media/larga (varias puestas a cero, 20

años)

Media (con repowering, 20

años)

Media (con repowering, 20

años)

Emisiones en funcionamiento No emitenNiveles altos de CO2, SO2, NOx

Niveles moderados de CO2 y reducidos

de SO2, Nox

Niveles moderados de CO2 y reducidos

de SO2, NoxNo emiten No emiten

Problemática con residuos generados Muy alta Alta Baja Baja Baja Muy baja

Consume agua Sí Sí Sí Sí No NoPredictibilidad Alta Alta Alta Alta Baja Media

Periodo de construcción (años) Muy largo (+10) Largo (4-5) Medio (-3) Medio (-3) Corto (1-2) Muy corto (-1) Tabla 4: Carácterísticas principales de las diferentes tecnologías de generación de electricidad. Fuente: EIA, CNE;

REE; ICAI-Universidad Pontificacia de Comillas; Análisis Garrigues Medio Ambiente.


Dentro de las centrales térmicas de carbón se distinguen dos grandes grupos de tecnologías,

las clásicas y las denominadas de carbón limpio.

Clásicas: consisten en la combustión de carbón pulverizado para la producción de vapor

de agua y la generación de electricidad mediante turbinas de vapor-alternadores. El

rendimiento global del proceso no suele exceder el 35-38%. La principal desventaja en

la utilización de estas tecnologías son las emisiones de CO2, CO, partículas, SO2 y de

NOx. Es necesario el uso de tecnologías para la reducción de dichas emisiones,

pudiendo éstas elevar el coste de inversión de la instalación entre un 10%-20%,

reduciendo la eficiencia de la instalación y limitando el tipo de carbón a utilizar.

De carbón limpio o con captura integrada de carbono. Dichas centrales podrían

clasificarse en dos grupos: aquellas que mediante un proceso termoquímico de

gasificación transforman el carbón en un gas combustible o gas de síntesis, utilizandolo

posteriormente en una central clásica de ciclo combinado y, por otro lado, aquellas

centrales térmicas que capturan el CO2 antes o después de la combustión del carbón.

Estas tecnologías consiguen reducciones de emisiones muy importantes respecto a las

centrales de carbón clásicas.

Las centrales de fuel-oil utilizan turbinas de vapor para generar electricidad y presentan como

principal inconveniente las emisiones de GEI, SOx, NOx y partículas, y las oscilaciones del

precio del petróleo y sus derivados. Se encuentran en desuso limitándose a la generación en islas

y zonas aisladas y en periodos punta de demanda eléctrica. A menudo se necesitan tratamientos

de desulfuración de los humos como en las centrales de carbón para evitar la contaminación y la

lluvia ácida, por lo que los costes de la energía aumentan considerablemente.

Las turbinas de gas operan según un ciclo de compresión de aire, combustión interna del

combustible y expansión de los gases de combustión a alta temperatura. Utilizan turbinas de gas

que operan con una temperatura de entrada muy elevada, hasta 1.200ºC, pero al mismo tiempo

las temperaturas de los gases de escape son muy altas, de 500-600ºC, de forma que el proceso

no está optimizado desde el punto de vista del rendimiento. Para las unidades más modernas el

rendimiento es del 35-38%.

Una central de ciclo combinado utiliza la combustión del gas natural (turbina de gas) y el

vapor que producen los gases de escape (caldera de recuperación y turbina de vapor) para


generar electricidad. Se basa en el acoplamiento de los dos ciclos diferentes de producción de

energía. El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor en el otro,

consiguiendo aprovechar los gases de salida de la turbina de gas para generar vapor en una

caldera de recuperación. Este vapor entra en una segunda turbina, esta vez de vapor,

aumentando así el rendimiento del ciclo simple.

En el año 2009, la potencia instalada de ciclos combinados en España ascendió a 23.635 MW,

generando el 31,4% de la producción eléctrica con un total de 83.895 GWh. Por otro lado, en el

año 2008, la potencia instalada de ciclos combinados en España fue de 23.066 MW, generando

el 30,7% de la producción eléctrica con un total de 96.780 GWh.

Entre las ventajas más destacables de las centrales de ciclo combinado frente a otras tecnologías

de generación eléctrica se pueden destacar las siguientes:

La tecnología empleada en las centrales de ciclo combinado de gas natural permite

aumentar su rendimiento en comparación con las centrales térmicas convencionales,

reduciendo el consumo de combustible por MWh producido. Entre el 55% y el 59% de

la energía introducida en el sistema se transforma en energía eléctrica. En las centrales

térmicas tradicionales esta eficiencia ronda el 35-38%. Esto significa que por cada

kilovatio hora de electricidad producida se necesita aproximadamente un tercio menos

de energía primaria, es decir, de combustible medido en base a su PCI (Poder Calorífico

Inferior).

La generación de electricidad a través de plantas de ciclo combinado reduce las

emisiones de CO2, de NOx y no emiten ni SO2 ni partículas en suspensión. Así, la

generación de electricidad a través de gas natural produce menos de la mitad de

emisiones de CO2 que el carbón y los fuelóleos, para la misma generación de

electricidad. El gas natural como cualquier otro combustible produce CO2, sin embargo,

debido al bajo contenido de carbono de sus moléculas, sus emisiones son un 40-50%

menores de las del carbón y un 25-30% menores de las del fuel33. Esta mejora afianza al

gas natural como energía que contribuye a los objetivos del Paquete Verde. En este

33 Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC)


sentido, se espera que el gas natural continue siendo una fuente energética crucial del

sector industrial y de la generación eléctrica en todo el periodo 2005-2030.

Dado su reducido impacto ambiental y la ausencia de molestias en el entorno, las

centrales de ciclo combinado pueden ubicarse cerca de los puntos de consumo final de

electricidad, acortando las líneas de tendido eléctrico, con lo que se reducen las

inevitables pérdidas de electricidad en dichas líneas que puede llegar a suponer hasta un

10% de la electricidad generada.

Las inversiones iniciales requeridas en las centrales de ciclo combinado son

aproximadamente la mitad de las inversiones necesarias para las centrales térmicas

convencionales, con lo que se reducen los costes financieros y , dependiendo del precio

del combustible, los costes de la electricidad producida.

Con los costes actuales de inversión y los precios de los combustibles, los costes de

generación eléctrica (€/MWh) son inferiores a los costes de las energías renovables.

El tiempo de construcción de una central de ciclo combinado se considera reducido

(entre 2 y 3 años), teniendo en cuenta el tiempo necesario en centrales térmicas como

las de carbón (entre 4 y 5 años) y las nucleares (más de 10 años).

Los ciclos combinados poseen mayor flexibilidad de operación a distintos regímenes de

carga, teniendo menores tiempos de arranque que otras instalaciones, lo que supone un

aspecto esencial como energía de respaldo de las energías renovables.

Una central de ciclo combinado de gas natural ocupa del orden de dos tercios menos de

superficie que centrales de otras tecnologías a igualdad de potencia instalada, ya que no

requiere parque de almacenamiento de carbón ni depósitos para almacenamiento de

combustibles líquidos. Este hecho, unido a su mayor modularidad, facilitan la

generación distribuida más que las centrales nucleares y las centrales térmicas de

carbón.

Las centrales de ciclo combinado generan menos residuos que las centrales térmicas de

carbón y únicamente requieren, para la condensación de vapor, un tercio del agua

necesaria en las centrales térmicas convencionales.


Por su parte, una central de cogeneración es un sistema de producción de calor y electricidad

de alta eficiencia. Esta tecnología será descrita en el apartado del Sector Industrial.

Además de en el campo de la cogeneración, el gas natural ha venido contribuyendo de manera

decisiva al desarrollo de las tecnologías renovables incluidas en el régimen especial. Se ha

mencionado previamente el papel que juega el gas natural en el sector eléctrico como energía de

respaldo de las renovables, incorporando el carácter de “firmeza” a la hora de abastecer la

demanda; pero, además de ello, la hibridación del gas natural con ciertas fuentes renovables

resulta esencial para el desarrollo de las mismas. Más aún, la aplicación de fórmulas de

hibridación más ambiciosas, podría dotar a estas fuentes renovables de una mayor fiabilidad,

predictibilidad y calidad de suministro.

A continuación se describe brevemente la contribución del gas natural a la generación de las

renovables que permitiría aumentar la fiabilidad y la calidad de suministro de las renovables

mediante su hibridación con gas natural:

• Biogás: El biogás tiene en esencia una composición similar a la del gas natural, aunque

con un porcentaje de impurezas mayor dependiendo de la fuente del biogás, y procede

igualmente de la digestión anaerobia de materia orgánica. Una de las principales fuentes

del biogás son los vertederos de residuos urbanos, donde el biogás se genera por la

fermentación anaerobia de la materia orgánica de los residuos confinados en el

vertedero, y puede ser captado y transformado en energía eléctrica en un motor.

También se obtiene habitualmente biogás a partir de la materia orgánica de los residuos

(urbanos, agrícolas, ganaderos, etc.) o a partir de lodos de depuradora mediante su

digestión controlada en reactores anaerobios. El biogás obtenido se utiliza por lo

general como combustible en el propio emplazamiento donde se ha generado bien para

usos térmicos o para la producción de electricidad, normalmente para su venta a la red

acogida al régimen especial. El gas natural constituye el combustible de apoyo esencial

para el funcionamiento estable de todas estas instalaciones, tanto en los arranques de

planta como para hacer frente a eventuales fluctuaciones en la producción del biogás. El

objetivo del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 prevé una potencia

instalada para la producción de electricidad a partir de biogás de 250 MW. Actualmente

la potencia instalada exsitente es de alrededor de 165 MW.


• Biomasa: el gas natural constituye igualmente un combustible de apoyo habitual para

las plantas de generación de electricidad a partir de iomasa, bien sea mediante su

combustión directa en calderas o a partir de procesos de gasificación o pirólisis de la

propia biomasa. La legislación actual, permite que hasta un 10% de la electricidad

producida provenga del combustible de apoyo. El objetivo fijado en el PER 2005-2010

para la biomasa es de 1.567 MW, aunque existe en la actualidad un notable desfase

entre la potencia instalada a noviembre de 2009, 712 MW, y el objetivo previsto para el

2010; por lo que no resultará posible alcanzar el próximo año el objetivo fijado. Las

razones de ello obedecen fundamentalmente a problemas asociados a la logística del

aprovisionamiento de la biomasa, así como a las dificultades del aseguramiento del

combustible a largo plazo. No obstante, parece claro que si se aspira a un 40% de

producción eléctrica renovable en 2020, una de las fuentes renovables por la que habrá

que apostar de forma decidida será la biomasa. Por otra parte, los desarrollos

tecnológicos actuales se orientan principalmente hacia la gasificación de la biomasa, por

lo que el gas natural se identifica como el combustible de apoyo más adecuado para

procurar el necesario despegue de la biomasa.

• Energía solar termoeléctrica: es quizás en esta tecnología donde más necesaria y

prometedora se vislumbra la hibridación de energía renovable, en este caso solar, y el

gas natural. Una planta solar termoeléctrica es una instalación que dispone de un campo

solar donde una amplia superficie de espejos concentra la radiación en un foco por el

que discurre un fluido térmico que se calienta de esta manera. Existen distintas

tecnologías dependiendo de la forma de los espejos y la configuración del campo solar,

siendo las más habituales la cilindro-parabólica y la tecnología de torre. El fluido

térmico así calentado cede su calor a un ciclo agua-vapor que mueve una turbina de

vapor que genera electricidad. Como estas plantas captan básicamente la radiación

directa, es necesario contar con un combustible de apoyo (actualmente la totalidad de

las plantas en funcionamiento o en proyecto en España utilizan gas natural) para los

arranques y paradas y para hacer frente a las eventuales fluctuaciones en la producción

por la existencia de nubes. Por ello la legislación española permite que estas plantas

utilicen un combustible fósil, en este caso gas natural, hasta en un porcentaje que oscila

entre el 12% y el 15% de la energía generada, según el régimen económico al cual se

acojan las plantas. Esto se traduce en la práctica en que por cada MWhe producido se


consuman entre 0,4 y 0,5 MWht de gas natural. Las previsiones nacionales para esta

tecnología en el horizonte 2013, prevén la puesta en marcha de forma escalonada de

500 MW anuales hasta un total de 2440 MW34. Esta nueva generación solar

termoeléctrica se desarrollará utilizando el gas natural como combustible

complementario y de apoyo. Además, para alargar la producción de estas plantas tras el

ocaso, algunas de ellas están recurriendo una tecnología novedosa basada en el

almacenamiento de calor en un sistema de sales fundidas. Este tipo de dispositivos de

almacenamiento de calor ha sido usado desde hace años por la industria química, pero

nunca a una escala como la requerida en las plantas solares termoeléctricas, con el

consiguiente riesgo tecnológico de aumento de escala que ello conlleva. En este sentido,

la posibilidad de permitir una mayor hibridación de las plantas solares termoeléctricas

con el gas natural garantizaría su gestionabilidad frente a la red, evitando acudir para

ello de forma masiva a soluciones poco probadas a esta escala como es el

almacenamiento de sales fundidas. En un contexto caracterizado por una mayor

hibridación, sería necesario discriminar los MWh producidos con gas natural de los

generados con energía solar con el fin de que cada uno esté sometido a una retribución

distinta, contribuyendo a minimizar el coste, en términos de apoyos, que asume el

sistema eléctrico para promocionar esta tecnología renovable. En todo caso, hay que

tener en cuenta que la eficiencia de estas centrales es muy inferior a la de las centrales

de ciclo combinado de gas (con el consiguiente impacto sobre la eficiencia energética

del sistema).

3.4 Perspectivas del sector en el 2020

Con el fin de analizar las oportunidades de contribución de la generación de electricidad

mediante gas natural a los objetivos del Paquete Verde, se han analizado las previsiones de

evolución de la generación de electricidad en el año 2020 y la distribución del mix eléctrico de

España en ese mismo momento, estudiando las posibles repercusiones en términos de reducción

de emisiones de GEI, contribución a la generación de energía renovable y eficiencia energética.

34 Acuerdo de Ministros del 13 de Noviembre de 2009, por el que se aprueba el calendario de entrada de nuevas instalaciones eólicas y termosolares en aplicación de lo dispuesto en el RD-Ley 6/2009


Para ello, se ha diseñado un escenario de generación eléctrica que denominaremos BAU

(Business As Usual) en el año 2020, teniendo en cuenta el mix eléctrico actual y las previsiones

de evolución del mismo en función las siguientes hipótesis:

• Crecimiento de la generación en el periodo 2008-2020 de un 0,4%35 anual.

• Incremento de la generacion a partir de fuentes renovables hasta alcanzar el 40% de la

demanda.

• La generación de electricidad procedente de instalaciones nucleares e hidráulica

(incluida mini-hidráulica) se mantendrá constante respecto a la generación del año

2008.

• Se reducirá en un 100% la generación de electricidad procedente de centrales de fuel y

gasoil, dada la llegada a las islas de los gaseoductos y la instalación de plantas

regasificadoras36.

• El crecimiento de la generación eléctrica en instalaciones de cogeneración se estima de

acuerdo a la “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016” del

MITYC. En este sentido, los objetivos planteados para 2016 se proyectan a 2020,

alcanzando los 8.900 los MW instalados de cogeneración y 5.000 las horas de

funcionamiento anual estimadas. Se asume que todo el crecimiento de energía eléctrica

a través de cogeneración se realiza con instalaciones con gas natural como combustible.

El 50% de las instalaciones de cogeneración existentes que utilicen otros combustibles

diferentes al gas natural (20% del total actual) serán sustituidas por instalaciones de gas

natural.

El hueco térmico restante se reparte entre los ciclos combinados y el carbón de forma

continuista, es decir, con los mismos porcentajes de reparto de 2008, el gas ocuparía

aproximadamente el 66% y el carbón aproximadamente el 34% . A dicho escenario le

35 Escenario de evolución del mix energético en 2020 previsto por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

36 Según previsiones del Plan Energético de Canarias (PECAN) y puesta en marcha del gaseoducto de Islas Baleares


corresponderían unas emisiones de 77,5 Millones de toneladas de CO2 (en adelante Mt

de CO2), lo que supondría una reducción de emisiones respecto a 2008 de 35,1 Mt de

CO2.

Hidráulica; 23.298 GWh;

7,1%

Bombeo; 2.645 GWh;

0,8%

Nuclear; 58.874 GWh;

17,8%

Cogeneración (gas natural); 41.651 GWh;

12,6% Cogeneración (petróleo);

2.849 GWh; 0,9%

Renovables (no hiddráulica);

108.815 GWh; 32,9%

Hueco térmico de generación; 92.151 GWh;

27,9%

Figura 20: Estimación del mix eléctrico español en el año 2020, para el cumplimiento del objetivo del 40% de

generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Fuente: MITYC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Con el objetivo de evaluar el impacto del gas natural frente al carbón, se han diseñado también

dos escenarios alternativos de reparto del hueco térmico:

• Escenario de reparto MÁS CARBÓN (50% gas – 50% carbón): este escenario sería

el derivado de continuar forzando el consumo de carbón, teniendo en cuenta la cantidad

de horas necesarias para que los ciclos sigan haciendo de respaldo de las energías

renovables.

• Escenario de reparto MÁS GAS (75% gas – 25% carbón): en este caso, se supone

un número de horas mínimo de los ciclos combinados en 2020.

La siguiente tabla muestra los valores y % del mix de generación eléctrica en cada uno de los

tres escenarios planteados.


GWh % Total GWh % Total% Hueco térmico GWh % Total

% Hueco térmico GWh % Total

% Hueco térmico

Carbón 50.121 15,9 31.441 9,5 34,1 46.076 14,0 50,0 23.038 7,0 25,0

Petróleo 12.908 4,1 0 0,0 0,0 0 0,0 0,0 0 0,0 0,0

Gas natural 96.780 30,7 60.710 18,4 65,9 46.076 14,0 50,0 69.113 20,9 75,0

Total Hueco térmico 159.809 - 92.151 - - 92.151 - - 92.151 - -

Nuclear 58.874 18,7 58.874 17,8 - 58.874 17,8 - 58.874 17,8 -

Cogeneración (gas natural) 25.627 8,1 41.651 12,6 - 41.651 12,6 - 41.651 12,6 -

Cogeneración (petróleo) 5.699 1,8 2.849 0,9 - 2.849 0,9 - 2.849 0,9 -

Hidráulica 23.298 7,4 23.298 7,1 - 23.298 7,1 - 23.298 7,1 -

Resto energía renovable 38.882 12,3 108.815 32,9 - 108.815 32,9 - 108.815 32,9 -

Bombeo 2.645 0,8 2.645 0,8 - 2.645 0,8 - 2.645 0,8 -

Total

2020

Balance energético

MÁS CARBÓN MÁS GASGeneración eléctrica 2008

BAU

330.282 330.282 330.282314.833

Tabla 5: Ocupación del hueco térmico en 2008 y en los escenarios BAU, MÁS CARBÓN y MÁS GAS en 2020.


Para cada uno de los escenarios modelizados, se han evaluado las emisiones de generación

eléctrica por tipo de tecnología. Este cálculo se ha hecho en base a los datos de emisiones y

rendimientos presentados en la siguiente tabla.

RendimientoEmisiones

(t CO2/MWh)Carbón 35% 1,01Petróleo 35% 0,80

Ciclo combinado 56% 0,36Cogeneración 80% 0,54

Tabla 6: Rendimientos y factores de emisión de las diferentes tecnologías de generación eléctrica. A efectos de

simplificar los cálculos y debido a su poca representación en el mix, se asumen los valores de cogeneraciones de gas

natural para las de gasoil. Fuente: IPCC, Gas Natural.

En la tabla siguiente se presentan los resultados de emisiones de los escenarios planteados. A la

vista de los resultados podemos afirmar que, en función de cómo se realice la cobertura del

hueco térmico, la variación de emisiones entre escenarios podría llegar a las 15 Mt de CO2,

siempre favorables a la cobertura con gas natural.


BAUMÁS

CARBÓNMÁS GAS

Carbón 50,6 31,8 46,5 23,3

Petróleo 10,3 0,0 0,0 0,0

Gas natural 34,8 21,9 16,6 24,9

Nuclear - - - -

Cogeneración (gas natural) 13,8 22,4 22,4 22,4

Cogeneración (petróleo) 3,1 1,5 1,5 1,5

Hidráulica - - - -

Resto energía renovable - - - -

Bombeo - - - -

Total 112,6 77,5 87,0 72,0

Reducción de emisiones vs 2008 - 35,1 25,6 40,6

Reduc. de emisiones vs escenario BAU - - -9,5 5,5

Emisiones (Mt CO2)

2008

2020Generación eléctrica

Tabla 7: Emisiones de generación eléctrica en 2008 y en los escenarios BAU, MÁS CARBÓN y MÁS GAS en 2020.


112,6

77,5

87,0

72,0

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

BAU MÁS CARBÓN MÁS GAS

2008 2020

Mile

s t

CO

2

Figura 21: Emisiones de generación eléctrica en 2008 y en los escenarios BAU, MÁS CARBÓN y MÁS GAS en

2020. Fuente: MITYC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Frente al escenario continuista (BAU), en el escenario MÁS CARBÓN no existiría un ahorro de

emisiones sino al contario, se produciría un aumento de emisiones de 9,5 Mt CO2.

En el caso del escenario MÁS GAS, se produciría un ahorro en emisiones de 5,5 Mt CO2 frente

al escenario continuista.


Cabe destacar que, a pesar de que el incremento de la cogeneración supone un aumento en valor

absoluto de las emisiones (de 16,9 a 23,9 Mt CO2), analizando el proceso conjunto de generar

electricidad y calor, se produce un ahorro de emisiones que será tenido en cuenta y analizado en

el Sector Industrial.

Teniendo en cuenta que las emisiones totales españolas en 2007 ascendieron a 442 Mt CO2eq37

,

la reducción estimada del escenario BAU en 2020 respecto a las emisiones totales de 2007

supondría un 7,9%. Si tenemos en cuenta el escenario donde primamos la generación con gas

natural (MÁS GAS) la reducción supone un 9,2% respecto a las emisiones totales nacionales de

2007.

Respecto a los ahorros de energía primaria, en el escenario MÁS GAS, se produce un ahorro del

3,7% de energía primaria (6.765 GWh) respecto al escenario continuista, y un aumento del

consumo de energía primaria del 6,5% (11.782 GWh) en el caso MÁS CARBÓN, lo que supone

una disminución de la eficiencia energética.

BAUMÁS

CARBÓNMÁS GAS

Carbón 125.304 78.603 115.189 57.594

Petróleo 32.270 0 0 0

Gas natural 164.033 102.898 78.094 117.141

Total 321.607 181.501 193.283 174.736

EE: Ahorro energ.prim. vs esc. BAU - - -11.782 6.765

EE: % Ahorro energ.prim. vs esc. BAU - - -6,5 3,7

Energía primaria 2008 (GWh)

2008

2020Generación eléctrica

Tabla 8: Consumo de energía primaria en 2008 y ahorro de energía primaria en los escenarios BAU, MÁS CARBÓN

y MÁS GAS en 2020. Fuente: MITYC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Para mayor claridad de la exposición se ha evaluado el impacto de la sustitución del 1% de la

demanda prevista para 2020, esto es 3.303 GWh de carbón por gas. El resultado es la reducción

de 2,1 Mt CO2 de emisiones y un ahorro de 2,6 TWh de energía primaria.

Resumen


El gas es la energía primaria más utilizada en España para la generación de energía eléctrica con

un 38,9% del total en el año 2008. Además de ello, el gas natural ha sido la fuente que más ha

crecido en los últimos años, principalmente debido a la revolución tecnológica de los ciclos

combinados. El consumo de gas natural por el sector eléctrico español supuso el 41,2% del total

en 2008.

En cuanto a las contribuciones del gas natural al cumplimiento de los objetivos del Paquete

Verde destaca su complementariedad con las energías renovables, que permitirá reducir las

emisiones de GEI y facilitar la penetración de energías renovables simultáneamente. Por otro

lado, la mayor eficiencia energética de las tecnologías de gas natural permitirá que se consigan

importantes ahorros de energía primaria a la hora de generar electricidad.

Entre las tecnologías más representativas que utilizan gas natural se encuentran los ciclos

combinados y las centrales de cogeneración. Sus múltiples ventajas radican principalmente en

su mayor eficiencia energética, en su flexibilidad y adaptabilidad ante la demanda eléctrica y en

su mayor distribución geográfica. Por otro lado, el gas natural ha venido jugando un papel

fundamental en el desarrollo de energías renovables, especialmente de la energía eólica, por ser

la energía de respaldo de las mismas.

Tras analizar los tres escenarios propuestos, las principales conclusiones en cuanto a la

contribución del gas natural en el sector de generación eléctrica a los objetivos del Paquete

Verde son:

• Posibilita el objetivo del 20% de energía final de origen renovable (40% de generación

de electricidad con fuentes de energía renovable) gracias a su flexibilidad y

disponibilidad para ser la energía de respaldo.

• Tendría un potencial máximo de reducción de emisiones de 40,6 Mt CO2, de las cuales

35,1 Mt CO2 proceden del incremento hasta el 40% de las renovables y 5,5 Mt CO2 de

primar el gas.

37 Inventarios nacionales de emisiones a la atmósfera 1990-2007.


• El ahorro de energía primaria en el escenario más favorable, teniendo en cuenta la

generación con carbón, petróleo y gas natural, ascendería a un 3,7% respecto al

consumo en el escenario BAU.


Como se ha visto a lo largo de este capítulo, cubrir en 2020 un 20% del consumo de energía

final con fuentes renovables supone que al menos el 40% de la electricidad proceda de fuentes

renovables.

Esto constituye todo un reto para el sector eléctrico, no sólo por el coste derivado de este

volumen de producción de energía renovable, sino también por las dificultades de integración

que ello conlleva. El sector gasista apoya el compromiso europeo para alcanzar los objetivos del

Paquete Verde y quiere contribuir de forma efectiva a su consecución. El gas natural se

configura como el garante de la seguridad de suministro en el sistema eléctrico español. Las

centrales de ciclo combinado así como las cogeneraciones -teniendo en cuenta las limitaciones

de estos últimos en cuanto a la flexibilidad de su producción- son las más adecuadas para actuar

como energía de respaldo de las renovables, por su capacidad de regulación y disponibilidad.

No obstante, para permitir que el sector del gas continúe desempeñando el papel que le

corresponde en el cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad ambiental, reducción de

emisiones e implantación de fuentes renovables, consolidando su papel como garante de la

seguridad de suministro en el sector eléctrico, es necesario profundizar en algunas

consideraciones que se plantean a continuación.

España está inmersa en un contexto de crisis económica, con el consiguiente impacto sobre el

consumo energético nacional. Concretamente, de acuerdo a los datos de REE, la demanda de

energía eléctrica cayó en 2009 un 4,6% respecto a los niveles de 2008. Sus previsiones indican

que la recuperación será lenta y se estima que no se alcanzarán de nuevo los niveles de demanda

de 2008 hasta 2012. Asumir en el sector eléctrico incrementos anuales de potencia renovable

instalada más allá de los compromisos adquiridos por nuestro país a 2020, cuando existe

capacidad disponible suficiente, supone un esfuerzo económico que hay que valorar

cuidadosamente, por las consecuencias que puede tener sobre el precio de la electricidad y, en

consecuencia, sobre la competitividad española.


Por otra parte, la mayor generación renovable en un escenario de contracción de la demanda

conduce a la reducción del hueco térmico disponible y, por tanto, a una disminución en la

utilización media de los ciclos combinados. Los costes fijos de las infraestructuras necesarias

para el transporte, regasificación y almacenamientos del gas natural deberán ser repartidos entre

menos kWh de gas, es decir, se tendrá un coste unitario del kWh de gas mayor. Lo mismo

sucederá con los costes de operación y mantenimiento de las centrales de ciclo combinado. Al

disminuir su número de horas de funcionamiento y aumentar su variabilidad en la carga y el

número de arranques y paradas de las mismas, para actuar como energía de respaldo de las

renovables, aumentarán los costes de operación y mantenimiento de las centrales. Así, este

incremento de costes derivado del nuevo perfil de utilización y la reducción de precios en el

mercado mayorista dificulta en gran medida la viabilidad económica de los ciclos combinados

de gas que, a su vez, resultan imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos en materia

renovable.

Por todo ello, es necesario que el regulador analice cuidadosamente todos estos aspectos con el

fin de desarrollar una normativa adecuada para que el sector eléctrico contribuya de forma

sustancial a la consecución de los objetivos del Paquete Verde. A continuación se indican

aspectos clave a contemplar en el desarrollo de la política energética y la regulación del sector

eléctrico:

1. Es necesario llevar a cabo un análisis objetivo del potencial de cada una de las distintas

tecnologías de generación renovable, con el fin de determinar el mix óptimo para el

sistema eléctrico español. La hibridación de gas natural con algunas renovables puede

ser clave para el desarrollo de algunas tecnologías a un coste asumible, optimizando su

potencial de integración en la red. Este es el caso de la energía solar termoeléctrica,

donde el regulador debería analizar la posibilidad de permitir una mayor hibridación

con gas natural, adecuando las tarifas a percibir según se genere con energía solar o con

gas natural, para procurar una producción más estable y continuada de estas plantas sin

necesidad de acudir a tecnologías poco probadas a esta escala como el almacenamiento

de calor con sales fundidas. Esto redundaría en un mejor aprovechamiento de la

inversión inicial, por el hecho de funcionar más horas, y una producción más fácilmente

integrable en red, al mejorar la programabilidad y la estabilidad del suministro,

procurando además un precio más asequible para el sistema.


2. Se debe continuar fomentando la cogeneración, ya que el desarrollo de este tipo de

tecnología contribuye sustancialmente al cumplimiento del objetivo de aumentar en un

20% la eficiencia energética en España en 2020, así como a la reducción de las

emisiones.

3. La penetración de las renovables en el sector eléctrico reducirá el hueco térmico

disponible. Dada la mayor eficiencia y capacidad e regulación de las centrales de ciclo

combinado frente a las centrales térmicas de carbón, así como las menores emisiones

del las primeras sobre las segundas, se deberían evitar distorsiones al funcionamiento

del mercado, de tal forma que la penetración de las renovables se haga sustituyendo

mayoritariamente el uso del carbón y no de gas natural. Sólo de esta manera se podrá

disponer de una energía de respaldo suficientemente flexible para garantizar la mayor

penetración de las renovables que, al mismo tiempo, contribuya a reducir las emisiones

globales del sector.

4. La menor utilización de las centrales de ciclo combinada conllevará, tal y como se ha

explicado, unos costes de generación mayores para este tipo de plantas. Ante esta

situación, es preciso desarrollar desde el punto de vista regulatorio los instrumentos que

permitan poner en valor y ofrecer una rentabilidad razonable a una capacidad térmica

con un papel de respaldo y una elevada firmeza.

En este sentido, el sector gasista español está dispuesto a colaborar con el regulador, con la

sociedad y con el resto de actores relevantes aportando su capacidad y experiencia para alcanzar

el cumplimiento de los objetivos del Paquete Verde. Con la contribución del gas natural será

posible pretender alcanzar el objetivo del 20% de energía final de origen renovable y reducir las

emisiones en el sector eléctrico en 5,9 Mt de CO2.

4. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR INDUSTRIAL


La práctica totalidad de las actividades económicas repercuten de una u otra forma en el balance

energético global y en la evolución de las emisiones de GEI. En nuestro país, el sector industrial


consumió en 2008 aproximadamente el 31%38 en coste de la energía del país y fue el causante

del 23% de las emisiones nacionales de GEI, con más de 100 millones de toneladas de CO2,

teniendo en cuenta sus emisiones energéticas y de procesos industriales39.

El consumo energético de gas natural en la industria española en el año 2007 ascendió a 178

TWh, siendo el principal combustible utilizado en el sector, frente a las 77,8 TWh de productos

petrolíferos y 9,3 TWh de carbón.

Fueloil19,8%

Gas natural67,5%

Gasoil5,3%

Otros2,1% Carbón

3,6%GLP1,8%

Figura 22: Distribución de consumos energéticos en la industria española en 2007. Fuente: Inventario de Emisiones

de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007.




año 2020 en el sector industrial, aplica a la sustitución de los combustibles actualmente

utilizados por otros menos contaminantes y a la aplicación de medidas de ahorro y eficiencia

energética, implantando dispositivos e instalaciones que maximicen los rendimientos

energéticos, lo que contribuirá al aumento de la competitividad del sector y a la reducción de

emisiones de GEI.

La industria se encuentra parcialmente afectada por la normativa en materia de derechos de

emisión. Por ello, las instalaciones incluidas en el alcance de la Ley 5/2009 de Ampliación del

38 Instituto Nacional de Estadística (INE). 39 Agencia Europea de Medio Ambiente/Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de

España 1999-2007, Marzo 2009.


régimen de comercio de derechos de emisión y de la Directiva 2009/29/CE, que regula el

Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE para el periodo 2013-2020, tendrán

obligaciones en materia de GEI, con el objetivo común para toda la UE de reducir las emisiones

industriales en un 21% en 2020 respecto a los niveles de 2005. Por otro lado, los sectores

difusos que no se encuentran bajo el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE

tienen un objetivo de reducción del 10% respecto a los niveles de 2005.

En España, el total de instalaciones industriales bajo la Directiva de Comercio de Derechos de

Emisión contribuyó en el año 2007 a la emisión de 81 Mt CO2eq40, lo que supone

aproximadamente un 18% de las emisiones totales del país. Por otro lado, las instalaciones fuera

del comercio de derechos de emisión, emitieron más de 22 Mt CO2eq41. Estas emisiones

proceden en parte de los procesos de combustión, pero se componen también en una proporción

importante de emisiones debidas a los propios procesos industriales, como pueden ser las

emisiones de descarbonatación de la industria cementera o emisiones de proceso de la siderurgia

integral.

En el año 2008, las emisiones de las instalaciones del sector industrial disminuyeron

considerablemente, alcanzando una reducción del 10,12% respecto al año anterior en las

instalaciones sujetas al comercio de derechos de emisión. No obstante, esta reducción se

justifica principalmente por la reducción de la producción en estos sectores debido a la caída del

consumo, en particular derivada de la menor demanda de productos en el sector de la

construcción.


Respecto al objetivo de llegar al 20% del consumo de energía final de origen renovable en

2020, los sectores industriales que poseen una importante dependencia de los combustibles

fósiles para la generación de calor, tienen limitada la posibilidad de penetración de fuentes de

energía renovable más allá de las fuentes de energía solar térmica o la utilización de biomasa y

biocombustibles.

40 Emisiones verificadas 2008. Oficina Española de Cambio Climático. Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino.


Objetivo de mejora de la eficiencia energética

Donde existe más recorrido es en la capacidad del sector industrial para contribuir al objetivo de

aumento de la eficiencia energética en un 20% para el año 2020. En este sentido, el

consumo energético industrial crecerá menos que el conjunto de la energía final hasta 2020, al

estabilizarse la capacidad de producción en los sectores más intensivos en consumo energético y

continuar la mejora de la eficiencia derivada de la introducción de nuevas tecnologías.

Los sectores industriales más intensivos en energía en España se encuentran bien posicionados

respecto a las mejores tecnologías disponibles (MTD) establecidas por la Unión Europea. En

estos sectores el ahorro y la eficiencia energética es un aspecto conocido y controlado al

máximo, dado que los costes energéticos suponen una partida importante de sus costes de

operación. No obstante, existen también otros sectores industriales en los que el gasto

energético no se encuentra tan controlado y en los que, por lo tanto, se pueden alcanzar

importantes mejoras de la eficiencia energética a través de medidas como la instalación de

nuevos sistemas de cogeneración, equipos de alta eficiencia o la suma de otras pequeñas

actuaciones.

4.3 Evaluación de oportunidades tecnológicas y otras posibilidades

Bajo las premisas anteriores, se han analizado y cuantificado las principales oportunidades del

gas natural para contribuir a los objetivos del Paquete Verde en el sector industrial. Estas

oportunidades son las siguientes:

La aplicación de la cogeneración en el sector industrial está ya muy extendida en

España. No obstante, la renovación de las plantas existentes así como la instalación de

nueva potencia puede suponer una gran contribución por parte del sector industrial a los

objetivos de reducción de emisiones y ahorro de energía primaria del Paquete Verde.

Existe potencial de sustitución de combustibles más contaminantes como el carbón o los

productos petrolíferos por gas natural en el consumo de instalaciones industriales en sus

procesos de generación de energía térmica. De esta forma se contribuiría a la

41 Agencia Europea de Medio Ambiente / Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007, Marzo 2009.


disminución de emisiones de GEI de forma significativa y se conseguiría un ahorro de

energía primaria.

El sector del gas natural tiene conocimientos muy relevantes para el desarrollo de

nuevas tecnologías y la promoción de nuevos combustibles limpios como el biogás. Así

mismo, el sector cuenta con infraestructuras que ayudan a la promoción de estas

tecnologías y combustibles que contribuirán a la reducción de emisiones de GEI y a

cumplir el objetivo de energías renovables.

El metano es un GEI con elevado potencial de calentamiento global. La limitación y

reducción de sus pérdidas como emisiones fugitivas en los procesos de exploración,

transporte y distribución del gas natural es un objetivo importante del propio sector a

nivel mundial. En España, dada la reducida actividad de exploración, únicamente serían

relevantes las pérdidas generadas en la red de transporte y distribución de gas natural,

las cuales ascienden al 0,1% de la energía distribuida42. En la actualidad dado el estado

del arte de la tecnología en España, un mayor nivel de control para la reducción de estas

emisiones fugitivas es muy limitado, por lo que no se valora su posible contribución al

Paquete Verde para el año 2020.

a) Cogeneración en el sector industrial

Dentro del sector industrial, el potencial de implantación de cogeneraciones se encuentra en

aquellas industrias que utilizan calor en sus procesos y deciden invertir en instalaciones de

cogeneración por su alta eficiencia energética, ambiental y económica.

Una central de cogeneración es un sistema de producción de calor y electricidad de alta

eficiencia. La eficiencia de la cogeneración reside en la generación de energía térmica útil

(vapor, agua caliente, aceite térmico, agua fría para refrigeración, etc.) a partir de un

combustible y al aprovechamiento adicional del calor residual de dicho proceso para la

generación de electricidad. El gas natural es la energía primaria más utilizada para hacer

funcionar las centrales de cogeneración.

42 Datos Sedigas 2008.


En el año 2008, la potencia instalada de cogeneración en España ascendió a 6.168 MW,

generando el 8,1% de la producción eléctrica actual con un total 31.326 GWh.

Entre las ventajas más destacables de las centrales de cogeneración frente a otras tecnologías de

generación eléctrica se pueden destacar las siguientes:

- Las instalaciones de cogeneración poseen una mayor eficiencia energética por el

aprovechamiento en el propio centro productor/consumidor de los calores residuales

procedentes de la planta de cogeneración.

- Las centrales de cogeneración pueden alcanzar un rendimiento energético de hasta el

80%. Esto se traduce en una importante reducción de la energía primaria necesaria de

hasta un 45%, necesitando utilizar una menor cantidad de combustibles para producir la

misma cantidad de energía útil.

- Gran adaptabilidad a cargas variables operando en condiciones próximas a su

rendimiento nominal por lo que presentan unas excelentes prestaciones energéticas y

ambientales.

- Reducción de emisiones de GEI por el mayor rendimiento y el uso de combustibles

menos contaminantes.

- Mayor fiabilidad de suministro por la posibilidad de funcionamiento en isla, sin

conexión a la red, garantizando el suministro de energía eléctrica ante cualquier fallo en

la red.

- La cogeneración permite una generación de electricidad más distribuida reduciéndose

de esta forma las pérdidas por el transporte de la electricidad en la red.

Estas ventajas suponen un importante ahorro total de energía primaria y una reducción

considerable de emisiones de GEI.

El ahorro de energía primaria ha sido estudiado por el IDAE en su documento “Análisis del

potencial de cogeneración de alta eficiencia en España 2010-2015-2020”. En dicho estudio se ha

calculado que la cogeneración de 1 MWh eléctrico más 1 MWh térmico supone unos ahorros de


0,56 MWh de energía primaria y de 0,303 tCO243 frente a la realización de los procesos de

forma independiente.

Según se ha comentado en el Sector Eléctrico, el crecimiento de instalaciones de cogeneración

se estima de acuerdo a la “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016” del

MITYC. En este sentido, los objetivos planteados para 2016 se proyectan a 2020, siendo 8.900

los MW instalados de cogeneración y 5.000 las horas de funcionamiento anual estimadas. Se

asume que todo el crecimiento de energía eléctrica a través de cogeneración se realiza en

instalaciones con gas natural como combustible.

En la tabla siguiente se muestran los ahorros de energía primaria y la reducción de emisiones

debido al incremento de la cogeneración en 2020. Para dicho cálculo se estima por un lado que

la nueva cogeneración sustituye a la generación de energía eléctrica en el mix de generación

térmica nacional en 2008 y, por otro lado, que el 50% de la cogeneración existente con petróleo

pasa a realizarse con gas natual como combustible.

Potencia instalada de cogeneración en 2008 (MWe) 6.168Incremento de potencia instalada hasta 2020 (MWe) 2.732Incremento de generación eléctrica con cogeneración a gas en 2020 (MWhe) 13.174Sustitución de petróleo por gas en la cogeneración en 2020 (MWhe) 2.849

Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 4,61Generación de energía renovable (TWh/año) -Ahorro de energía primaria (TWh/año) 8,99

Promoción de la cogeneración en la industria

Tabla 9: Contribución de la cogeneración de la industria a los objetivos del PaqueteVerde según el IDAE. Fuentes:

“Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016” del MITYC, IDAE “Análisis del potencial de

cogeneración de alta eficiencia en España 2010-2015-2020”, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Tal y como se observa en la tabla anterior, al promocionar la cogeneración en la industria, el

potencial de reducción ascendería a 4,61 Mt CO2 en el año 2020. En este caso, el ahorro de

energía primaria por las cogeneraciones sería de 8,99 TWh.

Si bien este escenario refleja las mejores intenciones y las mejores condiciones de fomento para

las cogeneraciones en la industria, habrá que considerar que su impulso puede verse

43 Estimación de Garrigues Medio Ambiente a partir de los factores de emisión del hueco térmico de generación en 2008 y una caldera de gas natural con un rendimiento del 80%.


comprometido debido a los retos a los que se enfrente el sector en los próximos años en cuanto

a marco regulatorio y aplicación de las medidas propuestas para su fomento.

b) Sustitución de combustibles (carbón y derivados del petróleo) por gas natural

El gas natural tiene una mayor eficiencia energética respecto al carbón y a los productos

petrolíferos y emite menos CO2 en su proceso de combustión. Por tanto, la sustitución de estos

combustibles más contaminantes por gas natural, permitiría a los sectores industriales la

reducción significativa de sus emisiones de GEI y una mayor eficiencia energética en sus

procesos.

Gas natural 178Productos petrolíferos 77,8Carbón 9,3

Consumo energético en el sector industrial (TWh)

Tabla 10: Consumos energéticos de gas natural, productos petrolíferos y carbón en la industria española (2007).

Fuente: "Inventarios nacionales de emisiones a la atmósfera 1990-2007”.

En el año 2007, se consumieron en la industria española 178 TWh de gas natural, 77,8 TWh de

productos petrolíferos y 9,3 TWh de carbón44. Los sectores industriales con mayor consumo de

productos petrolíferos son los de fabricación de hormigón, yeso y cemento, donde pueden

superar el 60% de sus gastos energéticos. El carbón y sus derivados son especialmente

importantes en los sectores del cemento, cal y yeso, donde representa aproximadamente el 35%

del gasto energético. En el resto de sectores su consumo representa menos del 10%, con cifras

muy poco significativas en la mayor parte de los casos45. Adicionalmente, algunos sectores

representativos por su consumo de combustibles fósiles más contaminantes serían los sectores

siderúrgico, cerámico, alimentación y bebidas, textil, papelero, entre otros.

Actualmente no todos estos sectores podrían sustituir sus combustibles por gas natural, dada la

interrelación de los mismos con sus procesos de producción o la limitación de la red de

distribución de gas natural.

44 Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007 45 Instituto Nacional de Estadística (INE).


Para realizar una estimación de los beneficios que podría conllevar la sustitución de estos

combustibles por gas natural se han utilizado los factores de emisión por defecto del IPCC, es

decir 0,202 Mt CO2/MWh para gas natural, 0,279 Mt CO2/MWh para productos petrolíferos y

0,354 Mt CO2/MWh para carbón. Se han supuesto dos escenarios: sustitución del 30% y del

70% para el año 2020.

Consumo de productos petrolíferos y carbón en la industria en 2007(TWh)

Sustitución por gas natural prevista para 2020 30% 70%Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 2,22 5,18

Generación de energía renovable (TWh/año) - -

Ahorro de energía primaria (TWh/año) 3,67 8,57

Sustitución de combustibles en la industria

87,1

.

Tabla 11: Contribución al Paquete Verde debido a la sustitución por gas natural de carbón y gasoil como

combustibles de la industria española. Fuente: Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España

1999-2007 y Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Si se asume que en el año 2020 se habrá sustituido el 30% del consumo energético de carbón y

gasoil en la industria por gas natural, se conseguiría una reducción de emisiones de 2,22 Mt

CO2. Esta sustitución de combustibles supondría un ahorro de energía primaria por la mayor

eficiencia del gas natural de aproximadamente 3,67 TWh.

Por otro lado, si se asume que en el año 2020 se habrán sustituido el 70% del consumo de

carbón y gasoil en la industria por gas natural, se conseguiría una reducción de emisiones de

5,58 Mt CO2. En este caso, el ahorro de energía primaria sería de aproximadamente 8,57 TWh.

Como se observa, la sustitución de otros combustibles por gas natural supone una importante

oportunidad para la reducción de emisiones en el sector industrial. En caso de que esta medida

fuera promocionada de forma explícita por las administraciones públicas se podrían alcanzar

niveles de sustitución como los descritos y, por lo tanto, importantes ahorros energéticos y

reducción de emisiones de GEI.

c) Promoción del biogás

Otra de las posibilidades de contribución del sector del gas natural a los objetivos del Paquete

Verde está relacionada con la utilización de infraestructuras de gas natural para la distribución


de nuevos combustibles limpios como el biogás. El sector del gas natural posee ya experiencia

en este sector y gracias a su conocimiento específico puede contribuir favorablemente a la

promoción de nuevas tecnologías de biogás en España.

Actualmente el biogás, aunque posee un alto potencial como combustible, se comercializa

principalmente en forma de electricidad dado que no dispone de un sistema de distribución

específico. No obstante, de forma estratégica, el sector del gas natural podría contribuir a la

promoción de este biocombustible mediante la distribución del biogás en la red de gas natural.

Esta medida ha sido desarrollada ya de forma exitosa en proyectos piloto de transporte en países

como Suecia y EE.UU.

El biogás es un gas combustible compuesto principalmente de metano (CH4) que se obtiene a

partir de la co-digestión anaerobia de materiales orgánicos biodegradables o residuales.

1 m3 de biogás = 0,65 m3 de gas natural = potencial de producción de 6 kWh de energía

Tabla 12: Valores clave del biogás. Fuente: EIA, IPCC.

La generación y aprovechamiento energético del biogás posee una doble ventaja respecto a la

reducción de emisiones de GEI. Por una parte, este biocombustible reduce las emisiones de GEI

al sustituir a una fuente de energía fósil y poseer un ciclo neutro en CO2 y, por otra parte, la

combustión del biogás impide la emisión directa de metano a la atmósfera, el cual posee un

elevado potencial de calentamiento global. Así mismo, el biogás contribuye al objetivo europeo

de energías renovables.

Actualmente, nuestro país cuenta con varias instalaciones de producción de biogás, con una

generación total en el año 2007 de 3.850 GWh (generación de 68.500 GWh en el conjunto de la

Unión Europea)46. Como se ha comentado, la mayoría del biogás se comercializa en forma de

electricidad, utilizándose por lo general como combustible en algunas instalaciones de

cogeneración u otras instalaciones cercanas a los centro de producción.

Las plantas de cogeneración de biogás han sido especialmente desarrolladas en Dinamarca. En

este país, la mayor parte del biogás generado tiene su origen en la producción agrícola (60%),

46 Proyecto singular y estratégico PROBIOGAS.


estando muy por delante del biogás cuyo origen se encuentra en los vertederos (15%) y del

procedente de la depuración de plantas de aguas residuales (25%)47. Así mismo, el biogás es una

prioridad nacional en Suecia, no sólo en lo que se refiere a producción de electricidad y calor,

sino también como combustible para vehículos.

Para el año 2020, se han estimado dos escenarios de canalización de este biocombustible a

través de la red de gas natural, de 160 y 320 mill. de m3 de producción de biogás

respectivamente. Se han utilizado como factores de emisión 0 para el biogás y 0,202 tCO2/MWh

para el gas natural que es sustituido.

Consumo total de gas natural en España en 2008 (TWh)

Canalización de biogás estimada para 2020 (mill m3/año) 160 320

Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 0,19 0,39

Generación de energía renovable (TWh/año) 0,96 1,92

Ahorro de energía primaria (TWh/año) - -

Promoción del biogás y canalización del mismo a través de la red de gas natural

450,7

Tabla 13: Contribución al Paquete Verde por la promoción del biogás a través de la red de distribución de gas natural

en España. Fuente: Boletín Oficial de Hidrocarburos y Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Asumiendo que en el año 2020 se hubiera producido y canalizado 160 mill. de m3 de biogás en

España, se conseguiría una reducción de emisiones de 0,19 Mt CO2. Esta producción y

utilización de biogás supondría una generación de energía con fuentes renovables de

aproximadamente 0,96 TWh.

Por otro lado, si se asume que en el año 2020 se hubiera producido y canalizado 320 mill. de m3

de biogás en España, se conseguiría una reducción de emisiones de 0,39 Mt CO2. En este caso,

la generación de energía con fuentes renovables supondría aproximadamente 1,92 TWh.

Sin embargo, se debe destacar que este desarrollo depende de un importante empuje estratégico

del sector del biogás en colaboración con el sector del gas natural.

47 Observatorio de Energías renovables de la Unión Europea.


4.4 Perspectivas del sector en 2020

En cuanto a las perspectivas del sector a 2020, se ha planteado un escenario base de evolución

con objeto de relativizar las contribuciones de las diferentes oportunidades estudiadas respecto a

una situación sin actuaciones en el año 2020. El escenario base se ha planteado con un

crecimiento vegetativo, siendo las hipótesis consideradas las siguientes:

• Crecimiento de la demanda energética en 2020 igual que en el caso del sector

eléctrico, es decir, un 0,4% de crecimiento anual hasta 2020 según la previsión del

MITYC para dicho sector.

• Mantenimiento del mix de consumo de combustibles del sector en 2007 para 2020.

La tabla siguiente muestra el escenario base planteado así como las máximas contribuciones

potenciales de las oportunidades en cuanto a la reducción de emisiones de GEI, al ahorro de

energía primaria y al fomento de energías renovables del sector industrial.

TWh % Mt CO2 % TWh % Mt CO2 % TWh %

Gas natural 178,3 67,5 36,0 59,2 187,8 67,5 37,9 59,2 - -

Carbón 9,4 3,6 3,3 5,5 10,0 3,6 3,5 5,5 - -

Gasoil 14,0 5,3 3,7 6,2 14,8 5,3 3,9 6,2 - -

Fueloil 52,2 19,8 14,6 23,9 55,0 19,8 15,3 23,9 - -

GLP 4,8 1,8 1,1 1,8 5,1 1,8 1,1 1,8 - -

Otros 5,5 2,1 2,1 3,5 5,7 2,1 2,2 3,5 - -

Total 264,2 100 60,8 100 278,3 100 64,1 100 278,3 100,0

4,61 7,2%

5,18 8,1%

0,39 0,6%

10,18 15,9%

1,92 0,7%

1,92 0,7%

8,99 3,2%

8,57 3,1%

17,55 6,3%

-

-

Escenario base 2020

-

-

-

-

-

-

Renovables

-

Sustitución combustibles

Promoción biogás

-

-

-

-

-

-

2007

Consumo energético Emisiones Consumo energético Emisiones

-

-

-

Reducción de emisiones de GEI (Mt/año)

Total

Promoción biogás

Cogeneración en industria

Total

Generación de energía renovable (TWh/año)

Ahorro de energía primaria (TWh/año)


Total

Cogeneración en industria

Tabla 14: Análisis de las perspectivas del consumo energético y emsiones en el sector industrial a 2020 así como de la

contribución potencial máxima de las medidas a los objetivos del Paquete Verde. Fuente: Inventario de Emisiones de

Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007 del MARM, Factores de emisión por defecto según IPCC,

Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Se puede observar que en el año 2020, con el fomento e impulso de las oportunidades descritas

anteriormente, sería posible ahorrar 17,55 TWh de energía primaria, lo que supondría un 6,3%


del consumo del escenario base en ese año. Esta contribución se debería en un 3,2% a la

cogeneración en la industria y en un 3,1% a la sustitución de combustibles por gas natural en el

sector industrial.

Asimismo, se generarían con fuentes renovables 1,92 TWh, lo que supone un 0,7% de la

demanda prevista en el escenario base en el 2020. Toda la contribución del sector a este objetivo

vendría por parte de la promoción del biogas.

Por último, se podría alcanzar una reducción de emisiones de 10,18 Mt CO2, suponiendo un

15,9% respecto al escenario base en 2020. Dicha reducción se debería a la cogeneración en la

industria en un 7,2%, a la sustitución de combustibles en un 8,1% y, por último, a la promoción

del biogas en un 0,6%.

En cuanto a la reducción de emisiones respecto a los objetivos globales del Paquete Verde, el

objetivo de reducción de emisiones en 2020 respecto al año 2005 incluyendo sectores difusos y

sectores bajo directiva asciende a 63,6 Mt CO2. Según esto, la reducción de 10,18 Mt CO2 en el

sector industrial supondría un 16% de contribución a dicho objetivo.


Las dos primeras medidas propuestas para el sector industrial en el apartado anterior, la

promoción de la cogeneración y la sustitución de combustibles fósiles más contaminantes por

gas natural, contribuyen directamente a la reducción de GEI y al aumento del ahorro y la

eficiencia energética; mientras que la tercera, la generación y canalización de biogás procedente

de biomasa, ayudará a alcanzar el objetivo del 20% de energía renovable al mismo tiempo que

reducirá las emisiones de GEI.

En cualquier caso, por su mayor grado de contribución y facilidad de implantación son

significativamente más relevantes las dos primeras que la tercera. A continuación se citan las

líneas de actuación que se deberían llevar a cabo para explotar al máximo el potencial que se ha

descrito en el apartado anterior para cada medida. Dichas líneas de actuación se han agrupado

en dos bloques, aquellas cuya responsabilidad recae de forma mayoritaria en el propio sector

gasista y aquellas donde la administración es la que debe desarrollar las políticas y medidas

necesarias para su implantación.

4.5.1 Líneas de actuación del sector gasista


El sector gasista, comprometido como está en alcanzar los objetivos del Paquete Verde

Europeo, trabajará y colaborará con la Administración y actores relevantes en las siguientes

direcciones:

• La promoción y el desarrollo de la red de distribución para llevar el gas natural de

forma segura y eficiente al mayor número de clientes posibles, atendiendo a criterios de

racionalidad económica y con el máximo respeto ambiental. Tal y como se ha

comprobado en los últimos años, el gas natural se ha convertido en un motor de

desarrollo de la actividad económica e industrial de España.

• Garantizar un abastecimiento diversificado y suficiente para permitir los crecimientos

de consumo previstos, así como dotar a la red de la capacidad de almacenamiento

necesaria para garantizar en todo momento el suministro y permitir la correcta

regulación del mismo.

• Colaborar con la industria en el proceso de implantación de medidas de ahorro y

eficiencia energética en sus instalaciones, mediante la prestación de servicios de mayor

valor añadido, tales como la realización de auditorías energéticas, la asesoría en materia

de ahorro y eficiencia energética y la prestación de servicios energéticos más

sofisticados a través de contratos tipo EPC (Energy Performing Contract).

• Desarrollar y financiar, en colaboración con suministradores de equipos y consumidores

industriales, líneas de I+D+i orientadas al ahorro y eficiencia energética, así como al

uso del biogás.

• Colaborar con la industria para el desarrollo de acuerdos sectoriales voluntarios para el

ahorro y la eficiencia energética y el uso de combustibles limpios, con objetivos

cuantitativos de ahorro energético y reducción de emisiones, así como para la

monitorización del grado de consecución de los mismos.

• Colaborar con la Administración y otros sectores implicados en el desarrollo y

estructuración del mercado de las ESE (Empresas de Servicios Energéticos).

• La realización de campañas de comunicación y sensibilización orientadas al uso

eficiente de la energía y a la utilización de combustibles limpios en la industria.


4.5.2 Propuesta de líneas de actuación para la Administración

Las medidas propuestas en el apartado anterior precisan asimismo de un apoyo explícito, firme

y sostenido de la Administración. El sector gasista está dispuesto a colaborar con ella en las

siguientes líneas de acción que se consideran básicas para alcanzar los objetivos europeos:

• Desarrollar una regulación para el fomento de la cogeneración que contemple

adecuadamente los siguientes aspectos fundamentales:

o Un marco retributivo estable a largo plazo e indexado al coste del combustible

que garantice una rentabilidad razonable a la inversión. La cogeneración es una

tecnología intensiva en capital con una significativa inversión inicial que es

necesario poder recuperar en un plazo razonable. La ausencia de un marco

retributivo estable impedirá a la industria tomar decisiones de inversión en esta

área y alcanzar, en consecuencia, los objetivos pretendidos.

o Un plan de renovación de cogeneraciones antiguas y prácticamente amortizadas

para incentivar su sustitución por cogeneraciones más eficientes y limpias de

gas natural.

o Un esquema administrativo de licencias y autorizaciones sencillo, objetivo,

transparente y adaptado a las particularidades de cada tecnología y al tamaño de

la instalación.

• Desarrollar instrumentos fiscales que incentiven y promuevan el uso de combustibles

más limpios y eficientes.

• Establecimiento de requisitos mínimos de eficiencia energética para instalaciones y

equipos industriales.

• Establecer como requisito en la tramitación de proyectos industriales la inclusión de una

evaluación energética del proyecto.

• Promover el etiquetado energético de equipos.

• Establecer líneas de ayuda para la realización de auditorías energéticas y para la

sustitución de equipos contaminantes y de baja eficiencia energética.


• El desarrollo de normativa específica que permita y regule las condiciones técnicas para

la incorporación de biogás las redes de distribución de gas natural.


eficiente de la energía y a la utilización de combustibles limpios en la industria.

• El impulso y el apoyo decidido por parte del sector gasista y la Administración de las

políticas y medidas aquí contempladas, será clave para permitir que el potencial descrito

en el apartado anterior sea alcanzable en el horizonte de 2020.


5. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR RESIDENCIAL, COMERCIAL E INSTITUCIONAL (RCI)


El sector Residencial, Comercial e Institucional (en adelante RCI) engloba todas las

instalaciones del sector terciario, del sector doméstico, incluidas las instalaciones de

microcogeneración presentes en el sector, y las instalaciones no móviles de la agricultura,

acuicultura y selvicultura. Entre todas ellas se encuentran las empresas y comercios, los grandes

centros comerciales, los complejos de oficinas y los edificios públicos tales como hospitales,

polideportivos, etc.

El consumo de energía de este sector representó en 2007 el 20,8% del consumo de energía final

en España, correspondiendo un 10% al sector doméstico, un 7% al sector terciario y un 3,8% al

equipamiento residencial y ofimático48. Actualmente, las principales fuentes de energía

utilizadas en el sector RCI son la energía eléctrica y los combustibles fósiles (mayoritariamente

gas natural, GLP y gasóleos y, en menor medida, carbón).

48%

34%

18%

Sector doméstico

Sector terciario

Equipameintoresidencial y ofimático

Figura 23: Consumo de energía final en los subsectores dentro del sector RCI. Fuente: Plan de Acción de la de

la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2008-2012.

48 Plan de Acción de la de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2008-2012.


Durante el año 2007, el consumo de gas natural en el sector RCI ascendió a 55TWh,

incrementandose hasta los 60 TWh49 en el año 2008, lo que supuso aproximadamente un 13%

del consumo total de gas natural en España durante 2008.

Así, como consecuencia de estos consumos, el sector RCI fue durante el año 2007 el

responsable de unas emisiones50 de aprox. 46,6 Mt CO2eq lo que representa más del 10,5% del

total de emisiones en España de ese año.




año 2020 para el sector RCI, se centra en la sustitución de los combustibles actualmente

utilizados por otros menos contaminantes y por la utilización de instalaciones que maximicen

los rendimientos energéticos.


El sector RCI puede contribuir al objetivo de llegar al 20% del consumo de energía final de

origen renovable en 2020, gracias principalmente al elevado potencial de uso de la energía

solar térmica en instalaciones de climatización y agua caliente sanitaria. Con el Código Técnico

de Edificación (en adelante CTE)51, la penetración de las energías renovables se irá

incrementando en el sector (energía solar térmica principalmente) aunque su instalación actual

es reducida. El CTE establece como norma general y salvo las excepciones recogidas en la

norma, una contribución de energía solar térmica para agua caliente sanitaria en edificios

nuevos de entre el 30% y el 70% según la zona climática en que se encuentren.

49 CNE Información Básica Sectores 2008. 50 Estimaciones de Garrigues Medio Ambiente a partir de Inventarios Nacionales de Emisiones a la

Atmósfera 1990-2007. 51 Código Técnico de la Edificación (CTE), aprobado por Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, es el

marco normativo que establece las exigencias que deben cumplir los edificios en relación con los requisitos básicos de seguridad y habitabilidad, establecidos a su vez en la Ley 38/1999, de 5 de noviembre, de Ordenación de la Edificación (LOE).


Objetivo de eficiencia energética

El sector RCI tiene también una gran capacidad para contribuir al objetivo de aumento de la

eficiencia energética en un 20% para el año 2020. En este sentido, el CTE contiene un

Documento Básico de Ahorro de Energía donde se establecen las exigencias básicas en

eficiencia energética que deben cumplir los nuevos edificios y los que se reformen o rehabiliten.

Por otro lado, el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (en adelante RITE),

establece las condiciones que deben cumplir las instalaciones destinadas a atender la demanda

de las instalaciones de climatización y agua caliente sanitaria para conseguir un uso racional de

la energía. Las principales exigencias en eficiencia energética que establece el RITE se

concretan en un mayor rendimiento energético en los equipos de generación de calor y frío, una

utilización de las energías renovables disponibles, sistemas obligatorios de medición de

consumos en el caso de instalaciones colectivas y desaparición gradual de equipos generadores

menos eficientes, así como de combustibles sólidos como el carbón.


Bajo las premisas anteriores, se han analizado y cuantificado las principales oportunidades del

gas natural para contribuir a los objetivos del Paquete Verde en el sector doméstico y comercial.

De este modo se destacan las siguientes:

• Potencial de sustitución de combustibles fósiles más contaminantes (principalmente

carbón y gasóleos) por gas natural en instalaciones de climatización y agua caliente

sanitaria. De esta forma se contribuiría a la disminución de emisiones de GEI de forma

significativa.

• Mejora de la eficiencia energética en equipos de climatización y agua caliente sanitaria

que está siendo a su vez impulsada por políticas nacionales y autonómicas. De esta

forma se contribuye a la disminución de emisiones de GEI y al aumento del ahorro y la

eficiencia energética en el sector.

• El uso de nuevas tecnologías como la micro-cogeneración y la generación de frío con

gas natural puede contribuir significativamente tanto a la disminución de emisiones de

GEI como al aumento del ahorro y la eficiencia energética.


• Así mismo, existe un gran potencial de uso de energías renovables en el sector,

principalmente solar térmica, donde el gas natural es la mejor energía de respaldo. De

este modo, podríamos decir que el gas natural contribuiría de forma indirecta al objetivo

de energías renovables del Paquete Verde, aunque su valoración cuantitativa sería difícil

de estimar.

a) Sustitución de combustibles (carbón y gasoil) por gas natural

Las calderas de gas natural producen menos emisiones por unidad de energía generada (0,202

tCO2/MWh) que las de combustión de gasoil (0,267 tCO2/MWh) y las de carbón (0,354

tCO2/MWh), de acuerdo con los factores de emisión por defecto del IPCC. Ésta reducción de

emisiones se debe a su mayor eficiencia energética y a que, como ya se ha mencionado, el gas

natural es un combustible más limpio que el resto de combustibles fósiles.

Según el RITE, por razones de rendimiento energético, ambientales y de seguridad, se prohibirá

la utilización de combustibles sólidos de origen fósil a partir del 1 de enero de 2012 en la

climatización de edificios. En este ámbito, existen subvenciones y ayudas autonómicas para la

renovación de las calderas de carbón por gas natural.

En lo referente al estado del arte actual en el campo de la climatización, podemos decir que se

trata de un sector donde ha existido una evolución tecnológica continua y a día de hoy se

encuentra muy maduro.

Por otra parte, existen condicionantes que inducen a pensar que no será posible la sustitución

total del gasoil como combustible en el sector dado que existe un amplio potencial de

ampliación de la red de distribución de gas natural (actualmente el 73% de la población

española vive en municipios que tienen servicio de gas natural pero sólo el 29% lo utiliza dado

que es una fuente de energía con sólo 40 años de historia en España)52.

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, para hacer una valoración del potencial de

contribución del cambio de combustibles por gas natural en el sector RCI se han supuesto dos

escenarios, del 30% y del 70% de sustitución de gasóleos, bajo las siguientes hipótesis:

52 Datos Sedigas 2008.


• Una sustitución del 100% de las calderas de carbón para el 2020.

• La demanda neta de energía necesaria en las calderas permanecerá constante en

el periodo de estudio, viéndose compensado el aumento de la demanda energética

por un aumento de eficiencia en los nuevos equipos y usos.

Consumo de gasóleos y carbón en 2007(TWh)

Sustitución de carbón por gas natural prevista para 2020

Sustitución de gasóleos por gas natural prevista para 2020 30% 70%Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 1,03 2,16



Sustitución de combustibles en el sector RCI

41,0

100%

Tabla 15: Contribución al Paquete Verde debido a la sustitución por gas natural de carbón y gasóleos como

combustibles en el sector RCI en España. Fuente: Inventarios Nacionales de Emisiones a la Atmósfera 1990-

2007del MARM y Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Si se asume que en el año 2020 se habrán sustituido el 30% de las calderas de gasoil y el 100%

de las calderas de carbón RCI por calderas de gas natural, se conseguiría una reducción de

emisiones de 1,03 Mt CO2. Esta sustitución de combustibles supondría un ahorro de energía

primaria por la mayor eficiencia del gas natural de aproximadamente 1,68 TWh.

Por otro lado, si se asume que en el año 2020 se habrán sustituido el 70% de las calderas de

gasoil y el 100% de las calderas de carbón RCI por calderas de gas natural, se conseguiría una

reducción de emisiones de 2,16 Mt CO2. En este caso, el ahorro de energía primaria sería de

aproximadamente 3,33 TWh.

b) Aumento de eficiencia de equipos e instalaciones de gas natural

El desarrollo tecnológico sufrido en los últimos años en el sector de la climatización ha llevado

a avances significativos en cuanto al aumento de la eficiencia energética de los equipos y la

reducción de emisiones contaminantes.

Un ejemplo de eficiencia son las calderas de condensación, calderas de alto rendimiento que

llegan a obtener rendimientos de hasta un 108% sobre el PCI53. Esta tecnología aprovecha la

53 Sedigas


recuperación de calor por la condensación de parte del vapor de agua que se produce en la

combustión. En comparación con las equipos convencionales, gracias a esta tecnología se

consigue un ahorro medio cercano al 6,5%54.

Los ahorros pueden variar desde un 2% en el caso de la sustitución de calderas modernas y

eficientes y un 15% en el caso de la sustitución de antiguas calderas convencionales por

calderas eficientes centralizadas.

La Directiva 92/42/CEE, del Consejo de 21 de mayo de 1992, relativa a los requisitos de

rendimiento para las calderas nuevas de agua caliente alimentadas con combustibles líquidos o

gaseosos determina los objetivos o «requisitos esenciales» a los cuales deben responder, durante

su fabricación y antes de su comercialización, las calderas de agua alimentadas con

combustibles líquidos o gaseosos, de una potencia nominal igual o superior a 4 kW e igual o

inferior a 400 kW. Esto incluye a las calderas convencionales, las calderas de baja temperatura y

calderas de condensación. En la tabla siguiente se presenta una comparación de las principales

características de cada una de ellas.

Calderas convencionales

Calderas de baja temperatura

Calderas de condensación

Intervalos de potencia habituales

Ejemplo de Potencia nominal (Pn)Rendimiento mínimo teórico sobre

el PCI (%) según ejemplo86% 90,5% 99%

De 4 a 400 kW

100 kW

Tabla 16: Comparativa de ejemplo de los rendimiento mínimos de los diferentes tipos de calderas de

calefacción según la Directiva 92/42/CEE. Fuente: Directiva 92/42/CEE, SEDIGAS y Análisis Garrigues Medio

Ambiente.

A partir del 1 de enero de 2010, según las nuevas exigencias del RITE, queda prohibida la

instalación de calderas atmosféricas convencionales por lo que todas las calderas instaladas en

el futuro serán de mayor eficiencia.

A la hora de valorar el potencial del cambio de calderas por calderas más eficientes habrá que

considerar la penetración de la energía solar térmica como energía para la climatización de

edificios y, por otro lado, que la vida útil de algunas de las calderas en funcionamiento puede

ser suficientemente larga como para no tener que ser sustituidas antes del año 2020.

54 Según los principales fabricantes de equipos.


Teniendo en cuenta todos los aspectos mencionados anteriormente, para hacer una valoración

del potencial de contribución del cambio a equipos de gas natural de mayor eficiencia se han

supuesto dos escenarios, del 30% y del 70% de sustitución respectivamente para el año 2020

bajo las siguientes hipótesis:

El número de equipos se estima asimilable al consumo de combustible asociado, por lo

que los cálculos se realizan en base a los consumos de gas natrual del sector.

El ahorro medio de un equipo de alta eficiencia se estima en un 6,5% respecto a una

equipo convencional.

En ambos escenarios se tiene en cuenta que algunas de los equipos existentes ya disponen

de sistemas de alta eficiencia.

Consumo energetico en 2008 de gas natural (TWh)

Aumento de la eficiencia por renovación de equipos

Renovación de equipos prevista para 2020 30% 70%

Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 0,24 0,55



6,5%

Aumento de la eficiencia en el uso del gas natural en el sector RCI60

Tabla 17: Contribución al Paquete Verde debido a la renovación hacia equipos de mayor eficiencia en el sector

RCI en España. Fuente: CNE Información Básica Sectores 2008, Fabricantes de equipos y Análisis Garrigues

Medio Ambiente.

Tal y como se observa en la tabla anterior, al aplicar en el sector RCI la medida del cambio de

equipos de gas natural por unas más eficientes, el potencial de reducción ascendería a 0,24 Mt

CO2 en el caso de que se sustituyeran el 30% y a 0,55 Mt CO2 en el caso de que un 70% fueran

sustituidas en el año 2020. Esta renovación de equipos supondría un ahorro de energía primaria

de aproximadamente 1,17 TWh y 2,74 TWh en el caso de que fueran sustituidas un 30% o un

70% respectivamente.

c) Micro-cogeneración y cogeneración a pequeña escala

En nuestro país, los sistemas de cogeneración han tenido gran éxito en el sector industrial, tanto

por su eficiencia energética como ambiental. Ahora, el avance de estas tecnologías hace que

también puedan aplicarse en pequeñas instalaciones y, por tanto, el sector RCI.


Aunque, según queda definida en la Directiva 2004/8/CE, la micro-cogeneración es la

cogeneración con potencia inferior a los 50 kWe (kilovatios eléctricos) tanto por su campo de

aplicación como por la tecnología disponible, se incluyen en el estudio instalaciones de

cogeneración a pequeña escala con aplicación del sector RCI con potencia hasta 500kWe. Las

cogeneraciones mayores de dicha potencia se han tenido en cuenta en el sector industrial aunque

su uso sea residencial, comercial o institucional. La micro-cogeneración es una tecnología

principalmente destinada al sector terciario, a centros aislados de la red eléctrica u otras

instalaciones que generen gases como el biogás y deseen aprovecharlos energéticamente.

Adicionalmente, supone una gran oportunidad para el ahorro y eficiencia energética en

edificios, para los cuales no es sencillo disponer de energías tan eficientes y limpias como es el

caso de la micro-cogeneración. Las plantas de micro-cogeneración poseen rendimientos

energéticos globales del 75%-80%55.

A nivel tecnológico, se considera que la micro-cogeneración es una aplicación totalmente

madura y altamente eficiente como para ser implantada con garantías a gran escala.

Mediante la promoción de instalaciones de micro-cogeneración como instrumento de ahorro

energético en el sector RCI se pueden obtener beneficios en cuanto al aumento de la eficiencia

energética y la reducción de emisiones.

En el año 2006, según datos del IDAE, la potencia instalada de micro-cogeneración en España

ascendía a 5 MWe. A nivel estatal, se potencia la micro-cogeneración a través Plan de Acción

2008-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética.

Entre los condicionantes principales para la instalación de micro-cogeneraciones en el sector

RCI destacan la dependencia, por una parte, de la retribución establecida en el Decreto

661/2007 (Régimen Especial) con vistas a rentabilizar la inversión y, por otra, del desarrollo de

la red de transporte de gas natural para su suministro. Si bien estas micro-cogeneraciones son

eficientes en términos ambientales, su rendimiento económico depende en gran medida de las

dimensiones del proyecto. Por último, la complejidad de la tramitación administrativa de estos

proyectos es una dificultad añadida, que es difícilmente solventable dado el tamaño de los

55 Asociación Española De Cogeneración, ACOGEN.


proyectos. Sería necesario desarrollar procedimientos administrativos simplificados si se quiere

impulsar el desarrollo de la microcogeneración.

De acuerdo con el CTE, la exigencia de contribución solar mínima en el aporte energético de

agua caliente sanitaria de toda nueva vivienda puede ser sustituida por otros sistemas que usen

fuentes renovables o procesos de cogeneración. De este modo, en cada emplazamiento, las

características energéticas, físicas, ambientales y operativas determinarán la viabilidad de la

instalación de equipos de micro-cogeneración, de sistemas de captación solar o de una

combinación de ambos.

La previsión del IDAE en su documento “Análisis del potencial de cogeneración de alta

eficiencia 2010-2015-2020” es la instalación de 55 MWe de micro-cogeneraciones para el año

2020, de los cuales 25 MWe serían por aprovechamientos de biogás y 30 MWe de instalaciones

en edificios utilizando gas natural como combustible.

Al tratarse de proyectos pequeños, a pesar del gran crecimiento previsto por el IDAE, el

impacto relativo en cuanto a ahorro energético y reducción de emisiones será moderado debido

a la menor escala de potencia de los equipos de micro-cogeneración comparado con las

cogeneraciones convencionales.

Teniendo en cuenta todos los aspectos mencionados anteriormente, para hacer una valoración

del potencial de contribución del uso de micro-cogeneración se han supuesto dos escenarios

según las siguientes hipótesis:

La previsión del IDAE de que en 2020 existirán 30 MWe de instalaciones de micro-

cogeneración en edificios utilizando gas natural como combustible y una estimación de lo

que sucedería si se llegara al doble de instalaciones, esto es, 60 MWe.

Las horas de funcionamiento previstas para las micro-cogeneraciones se sitúa en las

5.500.

Se estima un rendimiento de la micro-cogeneración del 80%.


Potencial de instalación de micro-cogeneración en 2020 (MWe) 30 60Previsión de horas de funcionamiento anuales 5.500 5.500Reducción de emisiones de GEI (Mt/año) 0,04 0,08Generación de energía renovable (TWh/año) - -Ahorro de energía primaria (TWh/año) 0,08 0,15

Uso de micro-cogeneración en el sector RCI

Tabla 18: Contribución al Paquete Verde debido a la instalación del potencial de micro-cogeneración previsto para

2020 en el sector RCI en España. Fuente: IDAE, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Tal y como se observa en la tabla anterior, al instalar en el sector RCI la potencia de 30 MWe de

micro-cogeneración en edificios, prevista por el IDAE, el potencial de reducción ascendería a

0,04 Mt CO2 en el año 2020. En este caso, el ahorro de energía primaria por las micro-

cogeneraciones sería de 0,08 TWh.

Por otro lado, estimando una penetración de 60 MWe, el doble de lo previsto por el IDAE, el

potencial de reducción ascendería a 0,08 Mt CO2 en el año 2020. En este caso, el ahorro de

energía primaria por las micro-cogeneraciones sería de 0,15 TWh.

A pesar del limitado ahorro de energía primaria y las emisiones de CO2evitadas, la implantación

de esta medida posee un alto interés por las ventajas que reporta respecto a los sistemas

convencionales y a los de captación solar empleados en el sector doméstico y comercial:

1. La micro-cogeneración no depende de la climatología y garantiza el suministro energético

para el servicio de agua caliente-sanitaria (en adelante ACS) y calefacción, e incluso el

suministro eléctrico en los equipos que pueden funcionar como generadores de

emergencia.

2. La microcogeneración y la energía solar térmica son energías complementarias, por lo

que su integración reporta importantes ventajas.

d) Gas natural como respaldo de la energía solar térmica

Los equipos de energía convencional tales como las calderas de gas natural se utilizan para

complementar la contribución solar suministrando, en caso necesario, la energía adicional para

cubrir la demanda prevista. De esta forma se garantiza la continuidad del suministro de agua

caliente sanitaria y calefacción en los casos de escasa radiación solar o de una demanda superior

a la prevista.


En España, el sector de la energía solar térmica se encuentra en fase de crecimiento. La

intensificación de las acciones de promoción y de apoyo de las administraciones públicas y, en

particular, la obligatoriedad de la utilización de la energía solar para el calentamiento de agua en

las nuevas edificaciones está provocando un notable incremento de las ventas de captadores

solares en España. Cabe esperar, por tanto, que los sistemas de energía solar con apoyo de gas

natural serán una de las configuraciones más frecuentes para la producción de agua caliente

sanitaria en edificios de nuevas viviendas.

El actual grado de madurez de esta tecnología no permite una estimación razonable de sus

perspectivas a 2020.

e) Generación de calor y frío a través de gas natural

En los últimos años se ha producido un aumento significativo de la potencia instalada para

climatización así como del consumo eléctrico para el funcionamiento de aire acondicionado en

el sector RCI, debido principalmente a los cambios de costumbres y al mayor poder adquisitivo.

Además de contribuir a aligerar la carga de las redes eléctricas durante el verano, el uso de estos

sistemas de climatización con gas natural es potencialmente una de las alternativas más

ecológicas y prometedoras al ser éste el combustible fósil convencional menos contaminante.

Los equipos de climatización a gas mediante bomba de calor utilizan el mismo ciclo de

compresión que los equipos eléctricos. La diferencia radica en el tipo de motor que acciona el

circuito, en un caso se trata de un motor eléctrico y en otro de un motor a gas. La bomba de

calor con motor a gas aprovecha el calor residual del motor de combustión interna, lo que

confiere al equipo una elevada eficiencia respecto al consumo de energía primaria.

Por otro lado, el enfriamiento por absorción se basa en sustituir el compresor por un sistema

cerrado de absorción-desorción de un fluido refrigerante. La demanda energética del sistema

procede en una parte muy pequeña de energía eléctrica para la bomba necesaria para comprimir

la disolución de fluido refrigerante, y en su mayor parte de una fuente de calor tal como un

quemador de gas natural. El sector de la climatización considera que los sistemas de doble

efecto de llama directa alimentados por gas natural son competitivos desde el punto de vista

energético y económico.


La trigeneración combina las tecnologías de cogeneración y absorción, generando frío además

de la electricidad y el calor de la cogeneración (no utilizado en calefacción o generación de

ACS). Se trata pues del aprovechamiento del calor residual de la generación eléctrica para

producir calor, frío y electricidad mediante un sencillo sistema integrado a partir de un mismo

combustible. Así mismo, esta tecnología tiene la ventaja de ser fácilmente integrada con

sistemas de energía renovable como energía solar térmica.

Por último, el uso de gas natural como apoyo en la generación de calor y frío con energía

solar es una tecnología novedosa y que aún está poco desarrollada. Actualmente su desarrollo

(I+D) está en proceso de optimización. Esta tecnología renovable (mientras utiliza energía solar)

se basa en un ciclo de absorción de doble efecto alimentado mediante un captador solar que

permite un funcionamiento híbrido, de forma que cuando la irradiación es insuficiente, la

energía proporcionada por un quemador de gas natural sirve de apoyo para mantener el proceso

en funcionamiento. El coste inicial de estos equipos, de momento, es muy alto y, por tanto, el

período de amortización es muy largo. De momento se viene instalando únicamente en edificios

emblemáticos o proyectos piloto. Por todo ello, es difícil en estos momentos realizar previsiones

de penetración a 2020 y, por tanto, de su posible contribución a los objetivos del Paquete Verde.






• Crecimiento de la demanda energética en 2020 de un 0,4% de crecimiento anual hasta

2020 según la previsión del MITYC para dicho sector. Cabe destacar que dicho

crecimiento no considera el aumento de la eficiencia energética de los equipos, la

penetración de la energía solar ni la mejora de los aislamientos y cerramientos en el

sector RCI, factores que podrían ocasionar que no se produjera un crecimiento neto

en la demanda energética del sector.

• Mantenimiento del mix energético del sector en 2007 para 2020.




energía primaria y el fomento de energías renovables del sector RCI.

TWh % Mt CO2 % TWh % Mt CO2 %

Gas natural 56,0 31,3 11,3 24,2 58,9 31,3 11,9 24,2

Carbón 1,1 0,6 0,4 0,8 1,2 0,6 0,4 0,8

Gasoil 74,5 41,6 19,9 42,7 78,5 41,6 21,0 42,7

Fueloil 2,0 1,1 0,6 1,2 2,1 1,1 0,6 1,2

GLP 21,6 12,0 4,9 10,5 22,7 12,0 5,2 10,5

Biomasa 23,3 13,0 9,4 20,1 24,5 13,0 9,9 20,1

Otros 0,5 0,3 0,2 0,4 0,5 0,3 0,2 0,4

Total 179,0 100 46,6 100 188,5 100 49,1 100

2,16 4,4%

0,55 1,1%

0,08 0,2%

2,80 5,7%

3,33 1,8%

2,74 1,5%

0,15 0,1%

6,23 3,3%

Consumo energético Emisiones Consumo energético

-


Emisiones

-


Total

Escenario base 20202007

-

-

-


Aumento eficiencia equipos

-Micro-cogeneración

Total

-

-

-

Ahorro de energía primaria (TWh/año)


Aumento eficiencia equipos

Micro-cogeneración

Tabla 19: Análisis de las perspectivas del consumo energético y emsiones en el sector RCI a 2020 así como de la

contribución potencial máxima de las medidas a los objetivos del Paquete Verde. Fuente: Inventario de

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007 del MARM, Factores de emisión por defecto

según IPCC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.

Se puede observar que en el año 2020, con el fomento e impulso de las oportunidades descritas

anteriormente, sería posible ahorrar 9,81 TWh de energía primaria, lo que supondría un 5,2%

del consumo del escenario base en ese año. Esta contribución se debería en un 1,8% a la

sustitución de combustibles, en un 3,4% por el aumento de la eficiencia de los equipos y en un

0,1% por la micro-cogeneración en el sector RCI.

Asimismo, se podría alcanzar una reducción de emisiones de 3,52 Mt CO2, suponiendo esto un

7,2% respecto al escenario base en 2020. Esta contribución se debería en un 4,4% a la

sustitución de combustibles, en un 2,6% por el aumento de la eficiencia de los equipos y en un

0,2% por la micro-cogeneración.

En cuanto a la reducción de emisiones respecto a los objetivos globales del Paquete Verde, el

objetivo de reducción de emisiones en 2020 respecto al año 2005, incluyendo sectores difusos y


sectores bajo directiva, asciende a 63,6 Mt CO2. Según esto, la reducción de 3,52 Mt CO2 en el

sector RCI supondría un 5,5% de contribución a dicho objetivo.


Las líneas maestras de acción propuestas para el sector RCI coinciden en su mayor parte con

las ya citadas para el sector industrial, pero las actuaciones a llevar cabo deberán adaptarse a las

particularidades del universo específico destinatario de las mismas (oficinas, centros

comerciales, hospitales, edificios y centros públicos, viviendas, etc.).

Es por ello que en este apartado tan sólo se citan brevemente las actuaciones que ya han sido

descritas en el apartado 4.5 de líneas de actuación del sector industrial y se detallan algo más las

particularidades de aquellas otras más específicas del sector RCI. También en este caso, se han

dividido en dos grupos, las que corresponde desarrollar principalmente al sector gasista y

aquellas donde la responsabilidad de implantación recae en la administración.

5.5.1 Líneas de actuación del sector gasista

A continuación se resumen las principales líneas de actuación que el sector gasista desarrollará

para contribuir a la consecución de los objetivos del Paquete Verde:

• La promoción y el desarrollo de la red de distribución de gas natural.

• Garantizar la diversidad y suficiencia del abastecimiento de gas natural y de la

capacidad de almacenamiento de la red.

• Colaborar con el sector terciario en el proceso de implantación de medidas de ahorro y

eficiencia energética en sus instalaciones, mediante la prestación de servicios de mayor

valor añadido, tales como la realización de auditorías energéticas, la asesoría en materia

de ahorro y eficiencia energética y la prestación de servicios energéticos más

sofisticados a través de contratos tipo EPC (Energy Performing Contract), allí donde el

volumen de inversión y los ahorros obtenibles así lo aconsejen.

• Desarrollar e invertir, en colaboración con suministradores de equipos (calderas, micro-

cogeneración, bombas de calor con gas natural), en líneas de I+D+i orientadas

específicamente al ahorro y eficiencia energética en la edificación y el sector terciario.


• Promover el uso del gas natural como energía de respaldo limpia y flexible para

instalaciones solares térmicas para la generación de ACS (agua caliente sanitaria).

• Colaborar con la Administración y otros sectores implicados en el desarrollo y

estructuración del mercado de las ESE (Empresas de Servicios Energéticos).


eficiente de la energía y a la utilización de combustibles limpios en la edificación y el

sector terciario.

5.5.2 Propuesta de líneas de actuación para la Administración

Al igual que en el apartado 4.5 de líneas de actuación del sector industrial, las medidas

propuestas en el apartado anterior precisan de un apoyo decidido y sostenido de la

Administración. El sector gasista está dispuesto a colaborar con ella en las siguientes líneas de

acción que se consideran básicas para alcanzar los objetivos europeos:

• Contemplar, dentro de la regulación específica de la cogeneración, disposiciones

específicas que permitan también el crecimiento de la micro-cogeneración,

principalmente en los siguientes aspectos:

o Un marco retributivo adecuado al tamaño de este tipo de instalaciones.

o Un esquema administrativo de licencias y autorizaciones simplificado, con

trámites más ágiles y sencillo que los previstos para grandes cogeneraciones.

o Desarrollo normativo para la conexión de micro-cogeneraciones a la red de baja

tensión.

• Desarrollar instrumentos fiscales que incentiven y promuevan el uso de combustibles

más limpios y eficientes en el sector RCI.

• Establecimiento de requisitos mínimos de eficiencia energética para instalaciones y

equipos en la edificación y el sector terciario.

• Incluir dentro de la Inspección Técnica de Edificios criterios y requisitos de eficiencia

energética, para propiciar la progresiva adaptación de parque existente de edificios e


instalaciones a estándares más exigentes de eficiencia. Esta medida podría conllevar

beneficios añadidos para el sector de la construcción, ya que permitiría que este sector y

otros relacionados (aislamiento, climatización, instalaciones, domótica, etc.)

reorientasen hacia este nuevo nicho de mercado parte de la actividad perdida a causa de

la crisis del sector de la construcción.

• Promover el etiquetado energético de equipos y electrodomésticos.

• Establecer líneas de ayuda para la realización de auditorías energéticas y para la

sustitución de equipos contaminantes y de baja eficiencia energética.


eficiente de la energía y a la utilización de combustibles limpios en la edificación y el

sector terciario.

El impulso y el apoyo decidido por parte del sector gasista y la Administración a las políticas y

medidas aquí contempladas, será clave para permitir que el potencial descrito en el apartado

anterior sea alcanzable en el horizonte de 2020.


6. CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR TRANSPORTE


Actualmente, la principal fuente de energía del sector transporte son los combustibles fósiles y,

concretamente, los gasóleos y gasolinas.

En cuanto al consumo en España, el transporte por carretera consumió en 2007 más de 32 Mt de

gasóleos y la navegación interior aproximadamente 1 Mt de gasóleos56. El sector del transporte

fue el responsable de la emisión de 112 Mt de CO2eq, aproximadamente el 25% de las emisiones

de GEI57 españolas durante el año 2007.

En 2008 en España, 60 vehículos por millón eran de gas natural, lo que representa un 0,006%

del parque móvil, por lo que existe un amplio potencial de crecimiento de este combustible en el

mercado. Dicho porcentaje equivale a una flota de 1.863 vehículos de gas natural, tratándose

principalmente de flotas cautivas: autobuses urbanos y vehículos de recogida de basuras.

Italia52,2%

Ucrania10,6%

Rusia9,1%

Armenia9,0%

Alemania7,4%

Bulgaria5,3%

Suecia1,6%

Francia1,1%

España0,2%

Resto de Europa (29 paises)

3,4%

Tabla 20: Porcentaje de reparto del total de vehículos de gas natrual europeos en los diferentes países. Fuente: NGVA

Europe

56 Inventarios Nacionales de Emisiones a la Atmósfera 1990-2007. 57 Estimaciones de Garrigues Medio Ambiente a partir de Inventarios Nacionales de Emisiones a la

Atmósfera 1990-2007.


En Europa hay aproximadamente 1,12 millones de vehículos de gas natural que representan el

0,35% del total de vehículos58. El 52% de ellos se encuentran en Italia, el país europeo con

mayor implantación con gran diferencia. En Italia existen 700 estaciones de servicio que

distribuyen gas natural y unos 588.000 vehículos de gas natural. Por otro lado, Armenia, Rusia y

Ucrania son los tres siguientes países con mayor número de vehículos llegando al 10% de los

vehículos europeos de gas natural en cada uno. El resto de países tienen muy poca cuota

comparado con los mencionados anteriormente.

Se estima que a nivel mundial el transporte marítimo nacional e internacional emitió en 2007 un

total59 de 1.046 Mt de CO2eq, lo que corresponde a un 3,3% a nivel mundial de las emisiones de

GEI durante ese año.

En el transporte marítimo, los gases de la combustión son la mayor fuente de emisiones de GEI,

y el CO2 es el principal de ellos. Los escenarios planteados por la Organización Marítima

Internacional estiman que en 2050, en ausencia de políticas, las emisiones del transporte

marítimo podrían crecer de un 150% a un 250% frente a las del año 2007.



El potencial de contribución de este sector al objetivo del Paquete Verde de reducción del 20%

de las emisiones totales de GEI para el año 2020 viene por el uso de combustibles fósiles

menos contaminantes y biocombustibles.

Según la Unión Europea, las emisiones de GEI en el sector transporte en España han aumentado

en un 89% desde 1990 hasta 200760 y se prevé que sigan haciéndolo progresivamente si no se

toman medidas. Este hecho contrasta con otros sectores y da una idea de la necesidad de tomar

medidas en el sector transporte.

58 Asociación Europea de Gas Natural Vehicular (NGVA Europe). 59 International Maritime Organization, IMO 60 “2008 indicators tracking transport and environment in the European Union”, Agencia Europea de

Medio Ambiente.


En cuanto al gas natural en la automoción, emite menos CO2 por kg que el resto de

combustibles fósiles, aunque sus principales beneficios vienen por la reducción de emisiones de

contaminates locales como NOx, SO2, partículas, etc.

Si la comparación la hacemos frente a la unidad de energía desarrollada por el motor, el gas

natural muestra una clara ventaja sobre la gasolina y resulta muy similar al motor diesel, ya que

éste tiene mejor rendimiento energético.

Figura 24: Comparación de las emisiones de CO2 de diferentes combustibles por kg de combustible consumido y por

kWh generado. Fuente: NGVA Europe

En el gráfico anterior, se observan las emisiones de CO2 por kWh de energía consumida en los

diferentes motores, 0,73 en diesel, 0,97 en gasolina, 0,87 en GLP y 0,75 en gas natural,

respectivamente. También se observan las emisiones en kg de CO2 por kg de combustible

consumido, 3,2 en diesel, 3,15 en gasolina, 3,02 en GLP y 2,75 en gas natural, respectivemente.


Respecto al objetivo de llegar al 20% del consumo de energía final de origen renovable en

2020, el uso de un 10% de biocombustibles, así como de energía eléctrica procedente de fuentes

renovables en el sector transporte, es la mayor apuesta del Paquete Verde al respecto.

Objetivo de eficiencia energética

Por último, el sector transporte tiene también capacidad para contribuir al objetivo de aumento

de la eficiencia energética en un 20% para el año 2020. En este sentido, existe un potencial


de ahorro y eficiencia energética en avances tecnológicos de vehículos, gestión de flotas y

movilidad sostenible. Además de esto, el gas natural tiene una mayor eficiencia energética

debido a su mayor Poder Calorífico Inferior (PCI) respecto al resto de combustibles fósiles

empleados en la actualidad.

Por otro lado, y aparte de su contribución a los objetivos del Paquete Verde, el empleo del gas

natural en el sector del transporte contribuye sustancialmente a la mejora de la calidad del aire

de las ciudades. Los vehículos de gas natural no emiten partículas sólidas en suspensión ni

dióxido de azufre (SO2), plomo o metales pesados. Así mismo, las emisiones sonoras de un

motor a gas natural son menores que las correspondientes a un motor diesel.


Al analizar el potencial del gas natural dentro del sector transporte, se observa que la principal

contribución puede venir por el cambio de combustibles por gas natural. En este sentido, los dos

posibles campos de actuación identificados son el transporte terrestre y el transporte marítimo.

En ambos casos, la tecnología de los motores de combustión interna cuenta con un nivel de

desarrollo más que suficiente para el uso de gas natural como combustible. Los vehículos de gas

natural con la tecnología ya disponible, ofrecen las mismas prestaciones que los vehículos con

motores de gasolina o diesel. No obstante, su desarrollo e implantación en España aún es muy

reducida. En contrapunto, existen países como Italia donde el uso del GNV (Gas Natural

Vehicular) en el transporte de carretera está muy extendido y cuenta con un mercado maduro.

a) Utilización de GNC y GNL en vehículos de carretera

Además de los beneficios comentados anteriormente del uso del gas en motores de combustión,

hay que tener en cuenta el ahorro económico que supone el uso de gas natural como

combustible en el transporte. A título indicativo, según la NGVA Europe, el gasto económico de

combustible por kilómetro recorrido por un vehículo de gas puede ser hasta un 40% menor que

si usáramos gasolina como combustible.

El desarrollo en España de la red de estaciones de servicio con gas natural es aún limitado,

estando el mayor número de puntos de repostaje en las propias centrales de trabajo de las flotas

cautivas que utilizan este combustible. De entre los factores determinantes que pueden limitar la

entrada del gas natural en el sector transporte, el apoyo institucional en favor de este


combustible sería un factor decisivo. Del mismo modo, el apoyo y la promoción de la

electricidad y los biocombustibles frente a otros combustibles alternativos haría que el gas

natural tuviera un reducido margen de crecimiento en el sector.

El mayor potencial de uso del gas natural en el sector está en las flotas de autobuses de

transporte urbano y los servicios de recogida de basuras. En ciudades como Madrid, Valencia o

Barcelona, las flotas de autobuses urbanos cuentan cada año con mayor número de vehículos de

gas natural.

Otras aplicaciones como su uso en vehículos de aeropuertos o taxis están siendo implantadas en

nuestro país aunque a un nivel reducido. Es destacable el caso del aeropuerto de Barajas donde

los vehículos que operan en plataforma y muchas compañías de handling con vehículos propios

están comenzando a utilizar gas natural, pudiendo abastecerse a partir de las estaciones de

servicio implantadas por Aeropuertos Españoles y Navegación Aérea (AENA) al efecto.

Si en España se decidiera impulsar la penetración del gas natural en el sector transporte,

principalmente mediante el impulso de las flotas cautivas de transporte público y residuos,

podría alcanzarse un nivel de empleo de vehículos de gas natural sustancialmente superior al

actual.

A nivel europeo, en la actualidad existen aproximadamente 90.000 vehículos entre buses

urbanos61 y camiones de basuras62. A modo de ejemplo, uno de estos vehículos equivale

aproximadamente en cuanto a consumo de combustible y emisiones a unos 30 automóviles62. La

flota de autobuses de transporte urbano y vehículos de recogida de residuos consume unos 2

millones de toneladas de gasóleos al año62, por lo que el cambio de estos vehículos hacia el gas

natural ayudaría a reducir las importanciones de gasóleos.

Para la estimación de la contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde en el

sector transporte, se supone que todos los vehículos sustituidos son diesel (autobuses urbanos y

camiones de recogida de residuos). En este sentido, la reducción de emisiones de CO2 por el

cambio a gas natural respecto al diesel es prácticamente inapreciable. El beneficio generado por

61 Unión Internacional de Transporte Público (UITP). 62 Estimación facilitada por NGVA Europe.


el menor contenido de carbono en las moleculas de gas natural se ve compensado por el mayor

rendimiento energético del diesel en estos vehículos.

No obstante lo anterior, el mayor beneficio generado por el gas natural en el transporte viene

dado por la reducción de contaminantes locales. Las emisiones de óxidos de nitrógeno en el

transporte urbano de corta distancia con gas natural son entre un 97% y un 95% menores que en

el caso de la gasolina y el diesel, respectivamente. Las reducciones de emisiones de partículas

sólidas con gas natural son similares llegando a ser hasta un 92% menores que en el caso de la

gasolina y a un 99% que en el caso del diesel.63

b) Utilización de GNL en barcos

Dentro de las principales actuaciones de reducción de emisiones en el transporte marítimo, el

cambio de combustibles tradicionales por aquellos que emitan menos está siendo analizado por

la Organización Marítima Internacional.

En términos cuantitativos, el potencial de reducción de emisiones de GEI por el cambio de

combustible a gas natural ascendería hasta un 15% por barco64.

Si bien la tecnología necesaria está disponible en la actualidad, existen factores técnicos que

limitan su uso y viabilidad económica. Hace falta casi el doble de espacio para almacenar el

combustible necesario para recorrer una misma distancia debido a que el volumen del gas

natural licuado es 1,8 veces mayor que el del fuel marítimo, por lo que se hace inviable su

utilización en barcos de largo recorrido.

Aunque actualmente no hay infraestructura de suministro en los puertos, su desarrollo es más

fácil que en el caso del transporte en carretera, debido a que la red de distribución necesaria

tendría un menor número de puntos de abastecimiento.

Por último, según el Instituto Noruego de Investigación Tecnológica Marina (Marintek), el uso

de gas natural como combustible en barcos podría ser viable a gran escala dentro de unos 5 o 10

63 “La contribución del gas natural a la reducción de emisiones a la atmósfera en España”, Fundación Gas Natural.

64 Norwegian Marine Technology Research Institute, MARINTEK.


años. En Noruega el gas natural licuado se utiliza como combustible en ferrys para ciertos

trayectos cortos así como en barcos de apoyo en operaciones de la industria del gas natural,

ascendiendo a no más de una docena de barcos en la actualidad.

De cara a la valoración de la contribución a los objetivos del Paquete Verde del cambio de

combustible marítimo en España por el gas natural, cabe destacar el reducido potencial en

cuanto al combustible que podría sustituirse actualmente usado en navegación de corto alcance,

la reducción de un 15% de CO2 por el cambio de combustible y el hecho de que su posible

implantación se demoraría entre 5 y 10 años. Con estas consideraciones se estima que su

incidencia en la reducción de emisiones de GEI de aquí al 2020 sería reducida, pudiendo tener

una mayor repercusión en el periodo 2020-2030.

En este sentido, no es posible cuantificar las posibles contribuciones a los objetivos del Paquete

Verde de esta medida dado que su grado actual de madurez no permite una estimación

razonable de sus perspectivas a 2020.






• Crecimiento de la demanda energética en 2020 igual que en el caso del sector

eléctrico, es decir, un 0,4% de crecimiento anual hasta 2020 según la previsión del

MITYC para dicho sector, ignorando el posible impacto que una penetración

significativa del vehículo eléctrico podría suponer.

• Mantenimiento del mix energético del sector en 2007 para 2020.

• Se realizan los cálculos en base al consumo de combustibles en el sector,

considerando aceptable su aproximación al número de vehículos.

• No se considera que en el año 2020, el 10% del consumo en el sector transporte

puede provenir de biocombustibles según establece uno de los objetivos del Paquete

Verde.




energía primaria y el fomento de energías renovables del sector transporte.

TWh % Mt CO2 % TWh % Mt CO2 %

Gas natural 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Gasoil 307,3 78,1 82,0 79,3 323,7 78,1 86,4 79,3

Gasolina 81,9 20,8 20,4 19,7 86,3 20,8 21,5 19,7

GLP 0,5 0,1 0,1 0,1 0,6 0,1 0,1 0,1

Biocombustibles 3,6 0,9 0,9 0,9 3,8 0,9 1,0 0,9

Total 393,4 100 103,5 100 414,3 100 109,0 100

-Ahorro de energía primaria (TWh/año)

2007 Escenario base 2020

-



-

Consumo energético Emisiones Consumo energético Emisiones

Tabla 21: Análisis de las perspectivas del consumo energético y emsiones en el sector transporte a 2020 así como

de la contribución potencial máxima de las medidas a los objetivos del Paquete Verde. Fuente: Inventario de

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de España 1999-2007 del MARM, Factores de emisión por defecto

según IPCC, Análisis Garrigues Medio Ambiente.


En España el gas natural cuenta aún con una baja penetración en el sector transporte, tanto en lo

que se refiere al transporte por carretera como al transporte marítimo. La contribución de los

motores de gas natural a los objetivos del Green Package no es significativa frente a los motores

diesel. Ya hemos indicado en los apartados anteriores que la conveniencia de fomentar el gas

natural en el transporte radica en las reducidas emisiones de NOx y particulas sólidas, frente al

resto de los combustibles fósiles.

Por ello, el sector gasista continuará promocionando la utilización del gas natural en el

transporte a través de las siguientes actuaciones:

• Continuar promoviendo la conversión de flotas cautivas a gas natural, colaborando

principalmente con los ayuntamientos y las empresas que empleen dichas flotas.

• Colaborar con los fabricantes de vehículos con motor a gas natural para continuar

mejorando sus prestaciones y características ambientales.

• Promover su uso en flotas pesqueras y de corto recorrido en España.


El sector gasista también intentará influir en la Administración para que colabore en las

actuaciones anteriores. Concretamente la Administración debería:

Desarrollar instrumentos fiscales que incentiven el uso de vehículos más limpios y

eficientes, endureciendo progresivamente los niveles de emisión de los vehículos.

La Administración local en concreto debería:

Establecer ventajas para los vehículos a gas y otros vehículos ecológicos, tales como

circulación permitida en zonas restringidas, aparcamiento gratuito en zonas de pago,

etc.

Subvencionar el transporte público urbano con criterios de eficiencia y uso de

combustibles menos contaminantes.

Exigir o primar en los concursos para la adjudicación de Servicios de Gestión de

Residuos la utilización de vehículos menos contaminantes.


7. CONSOLIDACIÓN DE RESULTADOS

En la tabla siguiente se totalizan las contribuciones de las distintas oportunidades identificadas

en cada sector para cada objetivo del Paquete Verde.

Posibiltar energía renovable hasta el 40%*

Promoción del gas natural en el mix eléctrico

Total sector

Cogeneración - -Sustitución de combustibles 2,22 5,18 3,67 8,57 - -Promoción de biogás 0,19 0,39 - - 0,96 1,92Total sector 7,03 10,18 12,66 17,55 0,96 1,92Sustitución de combustibles 1,03 2,16 1,68 3,33 - -

Aumento de eficiencia en equipos 0,24 0,55 1,17 2,74 - -

Micro-cogeneración 0,04 0,08 0,08 0,15 - -Gas natural como respaldo de energía solar térmica - - - - - -

Generación de frío a través de gas natural - - - - - -

Total sector 1,30 2,80 2,93 6,23 0 0Utilización de gas natural en vehículos de carretera - - - - - -

Utilización de GNL en barcos - - - - -Total sector 0 0 0 0 0 0

13,80 18,44 22,36 30,55 0,96 1,92

4,61

Oportunidades

Sector RCI

Sector Transporte


Mt CO2

5,46

*Estas contribuciones están motivadas por el crecimiento de la energía renovable. Dicho crecimiento no sería posible si el gas no actuara como energía de respaldo. Al ser dicha contribución indirecta no se suma en el Total de esta tabla.


TWh


TWh

8,99

TOTAL

Sector Industrial

6,77

Sector eléctrico

0

35,10

5,46 6,77 -

- 69,93

Tabla 22: Tabla resumen con los potenciales de contribución a los objetivos del Paquete Verde de las oportunidades y

sectores identificados en el estudio. Fuente: Análisis Garrigues Medio Ambiente.

De la tabla anterior conviene destacar las siguientes ideas:

Sector eléctrico

La principal contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde es una contribución

indirecta: posibilitar el incremento de energía renovable hasta alcanzar el 40% del mix eléctrico.

Sólo este incremento de la energía renovable consigue una reducción de emisiones de 35,1 Mt

CO2. Si no existiera una energía de respaldo flexible como la generada por los ciclos

combinados de gas natural, la consecución de este objetivo no sería posible.

Primar el gas natural frente al carbón en la cobertura del hueco térmico supone una reducción de

emisiones de 5,46 Mt CO2 y un ahorro de energía primaria de 6,77 TWh.


Sector industrial

La suma de las contribuciones producidas por el crecimiento de la cogeneración, la sustitución

de combustibles más contaminantes por gas natural y la promoción del biogás suponen una

reducción de emisiones entre 7,03 y 10,18 Mt CO2, un ahorro de energía primaria entre 12,66 y

17,55 TWh y un incremento en el consumo de energía final de origen renovable entre 0,96 y

1,92 TWh.

Sector RCI

La suma de las contribuciones producidas por la sustitución de combustibles más contaminantes

por gas natural, el aumento de eficiencia de los equipos y el impulso de la micro-cogeneración

suponen una reducción de emisiones entre 1,30 y 2,8 Mt CO2 y un ahorro de energía primaria de

entre 2,93 y 6,23 TWh.

Sector transporte

La principal contribución del gas natural en el sector transporte viene motivada por sus menores

emisiones de contaminantes locales como los óxidos de nitrógeno y las partículas sólidas.

Total por objetivos

Para analizar la contribución del gas natural a los objetivos del Paquete Verde, en la tabla

mostrada a continuación se comparan los totales respecto al objetivo español en cada uno de los

apartados del Paquete Verde.

Los objetivos del Paquete Verde no están explicitados para España. Por este motivo se ha

realizado una aproximación a dichos objetivos según las siguientes hipótesis:

• El 20% de reducción de emisiones de GEI es un objetivo europeo respecto de

1990. Para estimar el objetivo español para el periodo 2005-2020, se ha

calculado como el 14,6% de las emisiones de 2005. Es decir, 63,6 Mt CO2.

• Para tener una referencia sobre el objetivo del 20% de mejora de la eficiencia

energética, se ha calculado el 20% de la demanda de energía primaria

correspondiente al año 2020 según el crecimiento estimado en los diferentes

sectores de 0,4% anual. Dicha cantidad asciende a 346,7 TWh.


• El 20% de consumo de energía final de origen renovable se ha estimado en

España equivalente a la generación eléctrica del 40% de la demanda previsible

con fuentes de energía renovable y al cumplimiento del objetivo de 5,75% de

biocombustibles en 2020. Dicha cifra asciende a 90 TWh.

Sector eléctrico (indirecta)

Sector eléctrico (dirtecta)

Sector Industrial 7,0 10,2 12,7 17,6 1,0 1,9

Sector RCI 1,3 2,8 2,9 6,2 0 0

Sector Transporte 0 0 0 0 0 0

Subtotal 13,8 18,4 22,4 30,5 1,0 1,9

TOTAL 48,9 53,5 22,4 30,5 70,9 71,9

Objetivos estimados para España del Paquete

Verde% Contribución directa

del gas natural s/objetivos

21,7% 29,0% 6,4% 8,8% 1,1% 2,1%

% Contribución TOTAL del gas natural

s/objetivos76,9% 84,2% 6,4% 8,8% 78,8% 79,8%

35,10 - 69,93

5,5 6,8 -

63,6 346,7 90,0



Mt CO2 TWh TWh


Tabla 23: Tabla resumen con los potenciales de contribución consolidados y su representación dentro de los

objetivos estimados para España del Paquete Verde. Fuente: Análisis Garrigues Medio Ambiente.

De la comparación de los potenciales de contribución consolidados de los diferentes sectores a

los tres objetivos del Paquete Verde para España, se puede observar que:

• El potencial de contribución directa del gas natural a la reducción de emisiones

se eleva a una cifra entre 13,8 y 18,4 Mt CO2, que corresponde a un 21,7% y

29% del objetivo español, respectivamente. Por otro lado, el potencial de

contribución indirecta (gas natural como respaldo de la energía renovable)

asciende a 35,1 Mt CO2 que supone un 55,2% del objetivo citado. Si se suman

estas dos contribuciones se llega al potencial de entre el 76,9% y el 84,2%.


• Respecto al objetivo de mejora de la eficiencia energética, el potencial de

contribución del gas natural se eleva a una cifra entre 22,4 y 30,5 TWh, que

supone el 6,4% y el 8,8% del objetivo español, respectivamente.

• Por último, el potencial de contribución directa del gas natural al objetivo de

energía renovable asciende a 1 y 1,9 TWh, que representa el 1,1% y 2,1% del


indirecta (gas natural como respaldo de la energía renovable) permite la

generación de 69,9 TWh de energía renovable, lo que junto a la contribución

directa supone el 78,8% y 79,8% del objetivo.

8. PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL DESPUÉS DE 2020

Los objetivos de política energética declarados a nivel global en diversas resoluciones e

internalizados, de una forma muy ambiciosa, por la Unión Europea van a conducir en el largo

plazo a un sistema energético con una estructura muy diferente a la actual. Los objetivos del

20/20/20 son así un primer paso hacia una economía con muy bajas emisiones de GEI y mucho

más eficiente en términos energéticos y competitivos que la actual.

Como el resto de las empresas del sector energético y, en realidad también de toda la economía,

la industria del gas natural puede sufrir cambios drásticos en este horizonte lejano. Actualmente

es imposible saber con certeza la naturaleza detallada de los mismos, aunque se adivinan una

serie de líneas donde la industria del gas está especialmente llamada a jugar un papel de líder

del cambio. La exploración de estas líneas no es, sin embargo, solamente una cuestión de

responsabilidad social, sino también una oportunidad de negocio.

En este capítulo se abordan por una parte las perspectivas de largo plazo del sector de la energía

en España, y por otra aquellos desarrollos tecnológicos donde la industria del gas debe estar

presente. Es preciso advertir que se trata de un capítulo con un contenido mucho más conjetural

que los anteriores. Su objeto no es tanto proponer un plan específico de actuación o una lista

específica de oportunidades y riesgos, sino más bien delinear aquellos desarrollos donde la

industria ha de estar presente.


8.1 Los ejercicios de prospectiva a largo plazo

Existen muchos menos estudios de prospectiva aplicables a España enfocados al período

posterior al 2020 que para los años anteriores. Hay varias razones que explican esta parquedad:

• En el largo plazo es preciso realizar suposiciones sobre el avance tecnológico que

tendrá lugar, que son difíciles y sumamente inciertas.

• También es preciso realizar suposiciones sobre el entorno económico e industrial.

Estas son particularmente delicadas porque este entorno responde a los cambios en el

propio sector de la energía. En plazos más cortos la propia inercia del sistema hace

que estos cambios vayan a estar acotados, pero cuando se mira al futuro hay que

tenerlos presentes.

• Finalmente, en el caso de la energía, los objetivos ambientales se modificarán en

función de la mejora de nuestra comprensión de la naturaleza y alcance de los daños

causados. En rigor, la modelización adecuada de esta incertidumbre requeriría incluir

también sistemas físicos en el modelo.

Por estas razones, los modelos de muy largo plazo tienden a tener una representación muy

simplificada del sector energético, en la que no es infrecuente que España no aparezca

explícitamente sino agregada dentro de la Unión Europea. En este capítulo tomaremos como

referencia los resultados del estudio realizado con el modelo PRIMES65 para la Comisión

Europea. Las razones son de índole pragmática: es el único estudio reciente para el período

2020-2030 que considera un modelado desagregado del sector energético español. El estudio es

un análisis científico realizado por investigadores competentes. Esto no significa que las

hipótesis empleadas sean indiscutibles. Lejos de ello, han sido contestadas por diversos sectores.

Aún así, algunos de los resultados proporcionan pistas sobre posibles amenazas y oportunidades

futuras.

De todas formas, la comparación de PRIMES con otros modelos más agregados arroja

resultados conherentes. En la figura adjunta se muestran las predicciones en los escenarios base

65 P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios, “Model based Analysis of the 2008 EU Policy Package on Climate Change and Renewables”. Junio 2008.


realizados por la Agencia Internacional de la Energía en el año 2009 (WEO-2009) para la Unión

Europea y OCDE-Europa66; la predicción de referencia del Departamento de Energía de los

Estados Unidos del año 2008 (EIA) para OCDE-Europa;67 y la predicción del caso base de

PRIMES. La “historia” detrás de estas predicciones es similar: el crecimiento del consumo de

gas se debe principalmente a su aumento como combustible para la generación eléctrica. Por

consiguiente, las predicciones a largo plazo son particularmente sensibles a los posibles cambios

en el mix de generación (por ejemplo, mayor o menor penetración de renovables o nuclear). Es

también interesante mencionar que se prevé una disminución marcada de la producción de gas

en la Unión Europea, con el consiguiente aumento de las importaciones.

Figura 25: Comparación de la evolución de la demanda energética según PRIMES y otros modelos de referencia

(miles de toneladas equivalentes de petróleo). Fuente: PRIMES

PRIMES realiza sus previsiones bajo una serie de supuestos (escenarios) de evolución futura.

Específicamente el caso base supone la continuación de las políticas actuales y una estimación

conservadora del ritmo de mejora técnica, así como la evolución esperada de los precios del

crudo y el gas natural. El resto de los escenarios reflejan el efecto de diversos cambios

66 OCDE-Europa incluye a la Unión Europea salvo Bulgaria,Chipre, Estonia, Letonia, Lituania, Malta y Rumanía, y además Islandia, Noruega, Suiza y Turquía.

67 Las predicciones EIA y PRIMES son posiblemente muy optimistas en los primeros años debido a la no consideración de todo el impacto de la crisis financiera.


específicos. El comercio de renovables se refiere a la posibilidad de “comprar” o “vender”

generación de energía renovable entre los diversos Estados Miembros de la UE, de forma que

uno pueda relajar su política de penetración de renovables mediante la instalación de una

cantidad mayor de la requerida en otro. El escenario MDL (Mecanismos de Desarrollo Limpio)

supone que el precio de los derechos de emisión de dióxido de carbono está acotado a un valor

de 30 € por tonelada. En principio cabe la posibilidad de que el coste de instalación de nuevas

fuentes renovables fuera mucho más alto, desde el punto de vista de limitar las emisiones de

gases de efecto de invernadero, que otras medidas (sustitución de carbón por gas natural,

instalación de plantas nucleares, desarrollo de tecnologías como la captura y secuestro de

carbono, etc.). El escenario caso eficiente supone que ambas políticas (de implantación de

renovables y de permisos de emisión) están coordinadas de forma eficiente (de todas formas hay

que tener presente que en el caso de la energías renovables, además de la falta de emisiones se

argumenta la necesidad de internalizar el impacto en la seguridad del suministro al ser energías

domésticas y los efectos en las economías locales). Finalmente el escenario de precios altos

supone que el precio a muy largo plazo del crudo es de 103 dólares por barril, el doble que en el

resto. El precio del gas natural sigue una evolución indexada al del crudo.

1. El sector del gas es ya un sector maduro.

La figura adjunta indica las previsiones para España del consumo total de gas natural.

Lo que más llama la atención es la aparentemente enorme volatilidad del consumo de

gas natural en el año 2030. Una visión más atenta muestra, sin embargo, que salvo en un

escenario extremo de costes muy altos del gas natural y elevada evolución tecnológica,

el consumo de gas en el 2030 permanece entre algo menos de 20 millones y algo menos

de 35 millones de toneladas equivalentes de petróleo (indicar en primer lugar las

mismas unidades que en el resto del estudio (TWh), aunque después se mantenga la

conversión a kteps para mejor comprensión e los gráficos). Este margen es similar al

previsto para 10 años antes. Hay, sin embargo, una moderada caída en el consumo del

gas natural en el período, motivada en parte por sustitución del gas en la producción de

electricidad y en parte por ganancias en la eficiencia energética de los procesos.


Figura 26: Análisis de la evolución del consumo de gas natural en España (miles de toneladas equivalentes de

petróleo). Fuente: PRIMES

2. La incertidumbre en el desarrollo del sector eléctrico es la principal responsable en la volatilidad del consumo a largo plazo de gas natural.

El desarrollo futuro del sector eléctrico descansará en la introducción de generación

renovable y, quizá, fósil o nuclear en ritmos actualmente muy inciertos. La figura

adjunta muestra el consumo de gas natural que se requiere para cubrir la demanda de

generación eléctrica que estima el modelo. Los diversos escenarios conllevan una mayor

o menor necesidad de uso de gas natural para cubrir la demanda de electricidad, según

se indica en la figura adjunta. Es esta incertidumbre la mayor responsable de la

incertidumbre existente del consumo total de gas que se mostró en el apartado anterior.

Por el contrario, el consumo en los sectores industriales y doméstico se prevé menos

incierto en líneas generales.


Figura 27: Consumo de gas natural en el sector eléctrico español (miles de toneladas equivalentes de petróleo).

Fuente: PRIMES

3. El gas seguirá siendo imprescindible para hacer posible la operación del sistema eléctrico.

Independientemente del consumo de gas natural para la generación de electricidad que

tenga lugar, la capacidad de generación renovable crecerá en una forma incierta pero

ciertamente apreciable. Por tanto, las necesidades de regulación (balancing) de la

generación no despachable como la eólica, aumentarán. Esto requerirá una mayor

capacidad instalada de respaldo, en la que las centrales de gas natural jugarán un papel

predominante. En efecto, aunque es previsible un cierto incremento en la capacidad de

las centrales de bombeo, las posibilidades de nuevas explotaciones hidroeléctricas

tienen ciertas limitaciones ambientales . Por otra parte, el resto de tecnologías fósiles y

las centrales nucleares presentan una operación mucho menos flexible que las centrales

basadas en el gas natural. Otras tecnologías alternativas (células de flujo,

almacenamiento como hidrógeno) aunque atractivas en el muy largo plazo estarán

probablemente en el mejor de los casos en fase de desarrollo incipiente en el año 2030.

4. Hasta el año 2020 el gas natural seguirá contando con una ventaja competitiva en los sectores industrial y doméstico.

Una de las principales estrategias para el cumplimiento de los objetivos adquiridos por

la Unión Europea y por España se basa en establecer un coste relativamente alto del

carbono en los sectores sujetos al comercio de emisiones y en una política de subsidios


a la generación con energías renovables. Ambas políticas tienden a subir el coste de la

electricidad por encima del de otros vectores energéticos alternativos, lo que puede

favorecer en particular al consumo de gas natural. A partir del 2020, existe el riesgo de

que la extensión de políticas ambientalmente agresivas a otros sectores (especialmente

en lo relativo a mejoras de eficiencia energética) y los avances tecnológicos inducidos

por las políticas en vigor en el sector eléctrico puedan disminuir esta ventaja de forma

significativa.

8.2 Las oportunidades tecnológicas

A tenor de lo anterior, es claro que la industria del gas puede esperar un cambio sustancial en el

marco de operación a partir del año 2020. Estos cambios posibles no solamente traen riesgos,

sino también oportunidades, algunas de ellas ligadas a la introducción de nuevas tecnologías. La

industria del gas puede capitalizar su experiencia en el uso y tratamiento de gases industriales.

Este apartado se centrará en explorar alguno de los temas tecnológicos que parecen resultar

particularmente prometedores.

1. Almacenamiento y captura de carbono

Los presentes objetivos del 20/20/20 se enmarcan en el seno de un proceso que debiera

llevar a un sistema energético europeo prácticamente decarbonizado antes del año 2050.

Por tanto, en el muy largo plazo, será imposible el uso de combustibles fósiles en

ausencia de sistemas que eviten la acumulación del CO2 en la atmósfera.

La captura y el almacenamiento geológico de carbono consiste en capturar el dióxido de

carbono (CO2) emitido por grandes fuentes (instalaciones industriales), transportarlo a

un emplazamiento de almacenamiento e inyectarlo en una formación geológica

subterránea adecuada para su almacenamiento permanente.

Las grandes fuentes puntuales de CO2 incluyen a las instalaciones de combustibles

fósiles, la extracción y depuración de gas natural, y las refineras e instalaciones

cementeras. En un horizonte de muy largo plazo podría haber que incluir también a las

plantas de combustible sintético y las plantas de producción de hidrógeno alimentadas

por combustibles fósiles. Los mejores emplazamientos para el almacenamiento de CO2

se encuentran en las formaciones salinas en profundidad, en los yacimientos vacíos de

petróleo y gas y en los acuiferos. En la siguiente figura, se muestra la localización de las


mejores rocas para el almacenamiento de CO2 a nivel mundial. La capacidad de

almacenamiento de CO2 de los yacimientos de hidrocarburos (petróleo, gas y carbón) se

estima en unas 800 gigatoneladas de CO2, según el IPCC.

Figura 28: Zonas rocosas clasificadas como posiblemente muy aptas para el CCS. Fuente: Informe Especial del

IPCC sobre Captura y Almacenamiento de Dióxido de Carbono.

Las principales dificultades técnicas a las que se enfrenta la tecnología son la captación

del CO2 (separación del resto de gases), el almacenamiento en la propia planta y el

transporte hasta el almacenamiento geológico final. Y en todas estas fases, el sector del

gas natural puede aportar conocimiento.

Si se lograra desarrollar esta tecnología de forma económica sería posible utilizar tanto

carbón como gas natural en la generación de energía. Esta flexibilidad adicional sería

además de interés en la negociación de contratos de suministro de gas natural en países

no europeos, al incrementar la competencia entre el carbón y el gas natural como

fuentes de electricidad. Esto debiera llevar tanto a precios de compra más bajos como a

una mayor seguridad del suministro. Es además relevante porque su exportación a

países emergentes como China o India, muy dependientes del carbón, permitiría

contribuir a la limitación del cambio climático al tiempo que proporcionaría un campo

de negocio a las empresas que hayan desarrollado la tecnología.


Hay que tener además presente que los objetivos del 20/20/20, siendo ya

extremadamente ambiciosos, son solamente un comienzo en lo que se refiere a los

objetivos de largo plazo. Sin CCS su consecución dependerá del cumplimiento pleno de

los objetivos europeos en energía renovables y eficiencia energética, y además de un

incremento importante de las importaciones de gas natural de Rusia, África y

posiblemente Oriente Próximo.

Esta tecnología está en fase de investigación, y los proyectos piloto que se han llevado a

cabo muestran un coste muy elevado, que se irá reduciendo a medida que se

intensifiquen los esfuerzos en I+D+i en esta materia ( el coste del CCS es mayor que el

precio actual o previsible de los derechos de emisión de dióxido de carbono). Los

mercados no justifican inversiones en esta tecnología antes de 2020, dada la volatilidad

de los precios de los derechos de emisión. Su coste final también estará determinado por

la existencia de formaciones naturales apropiadas próximas a las instalaciones de

emisión (típicamente centrales eléctricas de carbón o gas natural).

En la actualidad el Instituto Geológico y Minero de España (IGME), está llevando a

cabo un estudio para conocer las estructuras susceptibles de constituir emplazamientos

de almacenamiento geológico de CO2 en España, cuyo objetivo es la selección y

caracterización de entre 40 y 60 zonas con estructuras geológicas capaces de albergar un

almacenamiento subterráneo de CO2.

Si, como algunos observadores sugieren, estas formaciones fueran insuficientes, habría

que añadir para el caso español el coste de transportar el dióxido de carbono a Francia,

Italia u otros países europeos. En estas circunstancias, y dependiendo del coste de

operación de la tecnología, podría resultar favorecido su empleo en centrales de gas

natural que emiten alrededor de la mitad de dióxido de carbono por kW-h de

electricidad producida.

El sector eléctrico juega un papel clave en la determinación del precio de los derechos

de emisión. En Europa, la generación de electricidad a partir de fuentes renovables o

centrales nucleares es bastante independiente de los precios de mercado. Por el

contrario, la forma en que la generación eléctrica proveniente de combustibles fósiles se

reparte entre el carbón y el gas natural depende críticamente tanto de los precios de


estos combustibles como del de los derechos de emisión. Si los precios del carbón

disminuyeran en relación a los del gas natural, la generación de electricidad a partir del

carbón tendería a aumentar. Como una central de carbón emite más dióxido de carbono

que otra equivalente de gas natural, la mayor demanda de derechos de emisión tendería

a incrementar su precio. El precio de la electricidad reflejaría tanto el descenso del

precio del carbón como el aumento del de los derechos de emisión. En este sentido, los

ahorros para el consumidor provenientes de un mayor uso del carbón barato podrían ser

seriamente sobreestimados.

En cualquier caso, el objetivo para el 2030 de una reducción de GEI del 30-40%

respecto a los niveles de 1990 requerirá una profunda transformación de la generación

con respecto a hoy. En Europa, todas las plantas de carbón sin CCS podrían cerrarse,

siendo reemplazadas con gas y como mínimo con 61 GW procedentes de nuevas

plantas de generación sin carbono.)Si las plantas más modernas permanecen en el

sistema, se requerirán alrededor de 100 GW de capacidad de nuevas plantas de

generación sin carbono, desplazando las plantas más antiguas de carbón y gas.) En el

caso español el sistema eléctrico ya está en gran medida basado en plantas de gas

natural de construcción reciente. La premanencia de centrales de carbón sin sistemas de

CCS es no obstante también improbable.

En la actualidad, y según la base de datos del departamento de energía de los Estados

Unidos68, existen un total de 192 proyectos de CCS localizados en 20 países diferentes a

lo largo de los 5 continentes. Entre estos se incluyen 38 de captura, 46 de

almacenamiento y 108 de captura y almacenamiento de carbono. La mayor parte de

ellos se encuentran en fase de planificación y desarrollo, encontrándose en activo

únicamente los 8 siguientes:

In Salah Gas Storage Project, Algeria

CRUST Project – K12-B Test, The Netherlands

Sleipner Project, Norway

68 National Energy Technology Laboratory Carbon Capture and Storage Database http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/database/index.html


Snøhvit Field LNG and CO2 Storage Project, Norway

Zama Field, Canada

SECARB Cranfield, United States

Weyburn-Midale, Canada

Mountaineer CCS Project, United States

Según la Agencia Internacional de la Energía (IEA), en el año 2015 ya existirán varios

proyectos de demostración operativos de captura y secuestro de carbono. Entre los años

2015 y 2020 las plantas podrán demostrar su viabilidad para, a partir del año 2020,

poder tomar decisiones respecto a la aplicación de esta tecnología.

0

50

100

150

200

250

300

Potencial de reducciónde emisiones en 2030

(Mt CO2)

Inversión nesearia en2030 (Billones $ 2008)

Captura y secuestro decarbono

Energias Renovables

Figura 29: Comparación del potencial de reducción de emisiones e inversión necesaria entre la captura y

secuestro de carbono y las energías renovables en 2030. Fuente: How the Energy sector can deliver on a climate

agreement in Copenhagen, IEA 2009.

La Unión Europea ha aprobado recientemente, y dentro del Paquete Verde, una

Directiva69, pendiente de transposición al ordenamiento jurídico español, con el objetivo

de regular el almacenamiento geológico de dióxido de carbono en condiciones seguras

69 DIRECTIVA 2009/31/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 23 de abril de 2009 relativa al almacenamiento geológico de dióxido de carbono y por la que se modifican la Directiva 85/337/CEE del Consejo, las Directivas 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE y el Reglamento (CE) no 1013/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo


de modo que se eviten, y cuando no sea posible, se reduzcan tanto como sea posible los

efectos negativos y cualquier riesgo para el medio ambiente y la salud humana.

Las estimaciones preliminares realizadas por la Comisión Europea con vistas a evaluar

el impacto de la Directiva indican que se podrían almacenar siete millones de toneladas

de CO2 de aquí al 2020, y hasta 160 millones de toneladas de aquí a 2030, si la

tecnología CCS obtiene apoyo privado, nacional y comunitario y resulta ser una

tecnología segura desde el punto de vista ambiental.

En el caso español, se han empezado a dar pasos en el desarrollo de esta tecnología. Por

ejemplo, Endesa Generación ha desarrollado el proyecto de una planta de 500 MWe de

demostración comercial Oxy-CFB 500 que integrará captura, transporte y

almacenamiento del CO2. Es una de las diez plantas que va a promover la UE. Endesa

firmó un acuerdo con la Fundación Ciudad de la Energía -del Gobierno español- para

realizar las pruebas de validación en una planta piloto de 30 MWt, en Cubillos del Sil

(León). Participa también en otras plantas piloto de diferentes tecnologías de captura

como La Pereda (Asturias), en colaboración con Hunosa y el Instituto Nacional del

Carbón -del CSIC-, y en la planta de GICC de Elcogas en Puertollano (Ciudad Real).

Otras compañías españolas, como el grupo Unión Fenosa – Gas Natural o Iberdrola

también trabajan en el desarrollo de la tecnología.

Finalmente, hay que contemplar la existencia de una serie de barreras que podrían

dificultar o limitar el desarrollo de la tecnología. Específicamente, cabe hablar de

barreras legales y regulatorias (establecimiento de pautas legales con respecto a las

emisiones de CO2 y compromisos de los gobiernos a largo plazo, definición de marco

regulatorio, desarrollo de gestión del riesgo, etc.), comerciales y financieras (mercado

de valoración del CO2, creación de redes e infraestructura), relativas a los mecanismos

internacionales relativos a los incentivos económicos para CCS, técnicas (aceleración

de la I+D para reducir costes y mejorar la fiabilidad) y de concienciación social (la

educación y la asistencia a todos los interesados son cruciales).

En conclusión, el CCS podría tener un papel significativo a la hora de ayudar a reducir

las emisiones de CO2 en las próximas décadas. Por ejemplo, el uso de la captura y

almacenamiento de CO2 en 700 grandes centrales eléctricas sería equivalente (en


términos de CO2) a eliminar todos los coches que hoy circulan en el planeta70. No

obstante, el CCS es una tecnología relativamente nueva y no se contempla de forma

específica en la mayoría de las normativas. Los promotores de proyectos comenzarán a

invertir en más proyectos de CCS cuando sean amparados por normativa (ya

desarrollada en Europa) y viables económicamente, es decir, cuando el coste de

secuestro y captura de carbono de una tonelada de CO2 sea inferior al coste de adquirir

un derecho de emisión en el mercado.

2. Economía del hidrógeno

El hidrógeno ha sido postulado como un segundo vector energético que complemente a

la electricidad, en especial en lo referente al sector del transporte en el que las

alternativas a los derivados del petróleo son escasas. Adicionalmente podría servir para

almacenar la energía producida por fuentes renovables no despachables como la energía

eólica.

La mayor parte de los estudios de penetración contemplan dos posibles escenarios de

introducción del hidrógeno:

a. Su producción centralizada a partir de combustibles fósiles. Esta vía es

relativamente rápida, estando la tecnología de producción desarrollada (la

mayor parte del hidrógeno actualmente producido lo es a partir del reformado

del gas natural). Los cuellos de botella están en el desarrollo de las tecnologías

de captura y almacenamiento de carbono y en la disminución de los costes de

transporte de hidrógeno.

b. Su producción dispersa a partir de energía eléctrica. Esta vía requiere de

electricidad (posiblemente de origen renovable) muy abundante y barata,

adicionalmente a la reducción del coste de los equipos actualmente disponibles..

La síntesis de hidrógeno a partir de combustibles fósiles (gas natural o carbón) es un

proceso industrial maduro. De hecho, la mayor parte del hidrógeno actualmente

producido lo es mediante el reformado de gas natural (en esencia, una reacción del gas

70 Almacenamiento de CO2 en el subsuelo. World Coal Institute/ Programa de I+D de la AEI sobre GEI. 2007


natural con vapor de agua a altas temperaturas). La síntesis a patir del carbón, mediante

su conversión en gas de síntesis (una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono

obtenida de la oxidación del carbón con oxígeno y vapor de agua) es también un

proceso bien conocido. Adicionalmente, se están investigando procesos alternativos que

presentan algunas ventajas, tales como el reformado de plasma (atractivo para la síntesis

de hidrógeno a partir de hidrocarburos líquidos) o la destilación destructiva de carbones

de baja calidad. En suma, se trata de tecnologías que aunque sin duda sufrirán avances

siginificativos, presentan ya costes y eficiencias técnicas atractivos.

Estas tecnologías pueden ser también aplicadas, mutatis mutandi, a la obtención de

hidrógeno a partir de biomasa. Aunque es un tema de investigación activa, varias

técnicas resultan prometedoras. Posiblemente la más madura es la pirolisis rápida, que

tiene eficiencias energéticas71 del orden del 60%. Un inconveniente de este tipo de

procesos es que su eficiencia es muy dependiente del tipo específico de biomasa. Los

procesos de gasificación resuelven en gran medida este problema, aunque están sin

resolver completamente el problema causado por la producción de cenizas. Variaciones

tecnológicas sobre el concepto general de la gasificación se están persiguiendo para

superar estos obstáculos.

La producción a partir de electricidad se basa en procesos de electrolisis: se hace pasar

una corriente a través de un electrolito conductor acuoso, rompiendo así la molécula de

agua en hidrógeno y oxígeno. Las células actualmente en uso comercial se basan en

soluciones acuosas de hidróxido de potasio o en electrolitos de polímeros sólidos.

Existen otras tecnologías en desarrollo, tales como células de eletrolitos de óxidos

sólidos. En resumen, se pueden obtener eficiencias energéticas en el rango del 56 al

75%. Si el precio de la electricidad está marcado por el coste de producción en una

central de gas, estas eficiencias arrojan costes variables muy superiores a los propios del

reformado del gas.

71 Es decir, energía contenida en el hidrógeno dividida por energía contenida en el carbón. Véase Saxena, R., Seal, D., Kumar, S., Goyal, H., ‘Thermo-chemical routes for hydrogen-rich gas from biomass: A review’, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2008;12(7):1909-1927.


Además de estas tecnologías “tradicionales” existen otras formas posibles de

producción de hidrógeno. Un conjunto de posibilidades provienen de la disociación

térmica del agua, que se produce a temperaturas superiores a 1500 ºC. La fuente de

calor podría provenir de colectores solares o de reacciones nucleares. Existen también

rutas biológicas, que pueden estar basadas en reacciones de fotolisis del agua

catalizadas por sistemas biológicos fotosintéticos, o vías fermentativas que transforman

ácidos orgánicos o biomasa en hidrógeno, y que pueden requerir o no procesos

fotosintéticos. Todas estas posibilidades “no tradicionales” son objeto de investigación

activa, no siendo actualmente procesos industriales.

El uso final del hidrógeno requiere también de avances tecnológicos. En lo referente a

las aplicaciones móviles, los sistemas más eficientes se basan en el uso de células de

combustible. El tipo dominante para estas aplicaciones es la célula de membrana de

intercambio de protones, que require de hidrógeno puro72. No obstante, el coste actual

de las células de combustible es muy elevado, lo que ha llevado a considerar el uso

motores de combustión interna (de concepto similar al de motores de gasolina) que,

aunque menos eficientes energéticamente, son mucho más baratos. En cualquier caso,

todavía se carece de una solución tecnológica satisfactoria al problema del

almacenamiento del hidrógeno en vehículos. Se ha propuesto su almacenamiento como

gas comprimido, gas licuado o adsorbido en ciertos compuestos. Los dispositivos

actualmente disponibles solamente proporcionan una autonomía limitada, aunque la

investigación en el campo es muy activa.

El uso del hidrógeno en fuentes estacionarias tiene sentido en zonas con restricciones

ambientales muy severas (por ejemplo, el interior de ciudades), sistemas aislados (islas)

o de forma más general como medio para el almacenamiento de energía para cubrir la

diferencia entre la demanda de electricidad y su producción en sistemas dominados por

fuentes renovables no despachables (viento o solar). El hidrógeno producido en

períodos de exceso de producción puede ser reutilizado para producir electricidad, calor

o ambas cosas en períodos de escasez.

72 En contraste, para aplicaciones estacionarias son también interesantes células de alta temperatura que pueden ser alimentadas con gas natural.


En cualquier caso, el uso del hidrógeno requiere de la construcción de la infraestructura

necesaria para su transporte. Esta infraestructura será mayor en el caso de que el

hidrógeno tienda a ser centralmente producido en vez de en forma dispersa, pero es

necesaria en ambos casos. El transporte puede realizarse en camiones como gas

comprimido o gas licuado, o en gasoductos. El gas comprimido requiere el menor coste

de inversión pero tiene el mayor coste variable por kilogramo y kilómetro de transporte,

dándose la situación opuesta para los gasoductos y ocupando el transporte como gas

licuado una posición intermedia. Si el hidrógeno llegara a tener en el sistema energético

una posición similar a la que tiene el gas natural hoy, la construcción de gasoductos y

otras grandes infraestructuras de transporte estaría plenamente justificada.

Si estas tecnologías llegaran a desarrollarse, la industria del gas es un participante

natural, de hecho el más experimentado actualmente en el manejo industrial de este gas.

3. Gasificación del carbón

Ha habido recientemente importantes progresos en los procesos de gasificación del

carbón, aunque las reacciones químicas fundamentales siguen siendo aquellas

necesarias para la síntesis del gas ciudad (o gas de síntesis) habitual hace años para la

iluminación urbana. Lo que ha cambiado de forma radical es la eficiencia de los

procesos industriales así como el mucho menor impacto ambiental. La gasificación del

carbón es, en esencia, su combustión parcial en una atmósfera pobre en oxígeno con la

finalidad de transferir la mayor parte de la energía química del mismo a compuestos

gaseosos como monóxido de carbono, hidrógeno e hidrocarburos ligeros. Desde el

punto de vista ambiental una de las ventajas más importantes de estos procesos es que

facilitan enormemente la posterior captura del dióxido de carbono. Adicionalmente los

óxidos de azufre pueden ser eliminados de forma simultánea en el proceso. De hecho, la

integración del gasificador con un sistema de ciclo combinado73 ha sido vista desde los

80 como la forma más limpia de generar electricidad a partir del carbón.

73 Es decir, que combina una turbina que quema el gas de síntesis con otra u otras de vapor que utilizan como fuente de calor los gases calientes generados por la primera; con la finalidad de que todas ellas arrastren a un generador eléctrico.


Dicho esto, existe una gran variedad de tecnologías actualmente disponibles basadas en

la gasificación del carbón con diversas finalidades74. En lo referente de forma

específica a la producción de electricidad existen gasificadores basados en tecnologías

como el lecho móvil, el lecho fluido (estacionario o circulante), de flujo cruzado o de

horno rotatorio (estas dos últimas tecnologías son especialmente apropiadas para la

gasificación de biomasa). La tecnología de lecho fluido es especialmente atractiva para

el carbón, debido al mayor control que permite sobre las condiciones de la combustión

(temperatura, pH, etc.) sobre otras tecnologías y la alta eficiencia que se puede alcanzar

en la eliminación de gases contaminantes como los óxidos de azufre o nitrógeno.

Existen actualmente un gran número de proyectos de investigación y, desarrollo

industrial en torno a estas tecnologías, destinados a disminuir los costes de la mismas y

mejorar sus características técnicas y ambientales. En España cabe destacar la central de

generación eléctrica de lecho fluido de Elcogas en Puertollano, que con 285 MW de

potencia ha demostrado que una instalación industrial basada en esta tecnología es

capaz de operar de forma normal en un gran sistema eléctrico. Existen plantas basadas

en sistemas alternativos de gasificación en operación también en Alemania, República

Checa, Holanda y los Estados Unidos.

Una posibilidad atractiva es la de realizar la gasificación del carbón en la propia mina,

de forma que el dióxido de carbono quede atrapado en la misma. Una parte de la

tecnología necesaria puede considerarse una extensión de la requerida para la extracción

de metano de minas de carbón, tecnología que ha permitido el rápido incremento tanto

de la extracción como de las reservas de gas natural en países como los Estados Unidos.

Aunque es un campo activo de investigación, la inyección de oxígeno y agua en vetas

profundas de carbón produce un gas que puede llegar a ser metano en un 95%. Su

combustión in situ evita su emisión inadvertida, lo que es de interés ya que se trata de

un gas con un potente efecto invernadero.

74 De acuerdo al estudio PowerClean, en 2004 había 160 grandes instalaciones modernas de gasificación del carbón, destinadas primariamente a la producción de electricidad (35), hidrógeno (11), amoníaco (34), gas de síntesis (14), metanol (12), diversas especies químicas oxidadas como butanol, acetona, etc. (22), dióxido de carbono (7) y otros fines (25). Los insumos empleados no son únicamente de carbón (aunque sea mayoritario) si no también coque, residuos pesados del petróleo o biomasa, entre otros.


Existen una serie de experiencias internacionales en esta dirección. En España cabe

mencionar los ensayos de “El Tremedal” en Teruel, que demostraron la factibilidad de

gasificar el gas a más de 500 metros de profundidad. Actualmente hay programas de

desarrollo industrial activo en minas en el Reino Unido, China y Australia; y programas

más limitados en muchos otros países.

4. Biogás

Una de las posibles utilizaciones más convenientes de la biomasa es mediante su

transformación en biogás. Una de las ventajas de su utilización es que las emisiones

netas de dióxido de carbono de todo el ciclo de producción y uso pueden ser muy

pequeñas, ya que el que se libera en su combustión es el que se fijó durante el

crecimiento de las plantas del que se ha extraído.

El principal componente del biogás es el metano, al igual que en el caso del gas natural.

Existen ya numerosas plantas de fermentación, que en algunos casos inyectan su

producción en la red de gasoductos. El potencial para expandir estas prácticas es grande,

siendo posible pensar en un desarrollo gradual del actual sistema basado en el metano

fósil a otro con un peso mucho mayor del biometano.

El potencial crecimiento de la tecnología de gasificación de la biomasa es difícil de

predecir, pero podría ser significativa. Con una inversión en I+D continuada y una

mayor experiencia, los costes probablemente podrían disminuir entre un 25% a un 50%

debido a poder conseguir mayores eficiencias. Se necesita todavía bastante mayor

inversión en I+D, según el informe de la Agencia Internacional de la Energía (Energy

Technology Perspectives 2008). A no ser que se consiga que la gasificación de la

biomasa sea una tecnología madura y competitiva en coste no será posible obtener la

demanda proyectada para 2050 tanto para las plantas de Diesel Sintético de Fischer

Tropsch como plantas de generación con bioenergía.

La biomasa sólida gasificada se puede utilizar para conseguir mayores ratios de

generación-calor en plantas de ciclo combinado (< 15 MW th) conectadas a un motor de

combustión interna de un generador. Hay plantas de demostración ampliamente

distribuidas, pero la inversión y los costes operativos se tienen todavía que reducir si la

tecnología se quiere implementar en el mercado.


Los sistemas independientes, actualmente en una etapa temprana de demostración, han

demostrado ser muy costosos y no fiables. Varias plantas pilotos han tenido que cerrar.

La necesidad de suministrar un combustible de gran calidad y un bajo contenido en

humedad ha hecho difícil la reducción de costes. Datos de cuatro plantas de gasificación

europeas muestran que hay grandes variaciones en las eficiencias y costes en los diseños

de las diferentes plantas. Esto se espera para las nuevas tecnologías en una temprana

fase de desarrollo, sin embargo, todavía se investiga en diseños y materiales.

Las regulaciones a nivel europeo limitando los vertidos de residuos han fomentado el

desarrollo de unidades de metanización como medios de tratamiento y reciclado de

residuos. Estas regulaciones han hecho posible el desarrollo de grandes unidades de

metanización de residuos urbanos. Sin embargo, este mercado está moviéndose cada

vez más hacia unidades de mecanización para uso agrícola, ya sea de forma centralizada

o descentralizada. (que es el caso más frecuente). Estas instalaciones tienen la

peculiaridad de basarse cada vez más en cultivos energéticos procedentes de granjas. En

este nuevo mercado, la producción de biogas para el tratamiento de residuos está siendo

reemplazada por la producción de energía, y en concreto por la electricidad. Los

residuos agrícolas se están convirtiendo en una materia prima demandada que genera

beneficios. Esto está probado por el hecho de que los vendedores de pequeñas unidades

de metanización hacen más publicidad de la generación eléctrica de sus instalaciones

que de la cantidad de residuos tratados. Hay otra área importante de desarrollo: los

fabricantes europeos de digestores están desarrollando su negocio a nivel internacional,

particularmente en Asia y Norte América. Durante 20 años, los implicados en el proceso

de metanización han desarrollado procesos capaces de tratar cualquier tipo de residuo

orgánico. Los principales actores a nivel europeo en el mercado de metanización son:

• La australiana Strabag Unweltanlagen GMBH

• Valorga Internacional, subsidiaria española del grupo Urbaser.

• La empresa belga OWS (Organic Waste Systems).

• La alemana BTA International Gmbh.

• La alemana EnviTec Biogas


• La alemana Schmack Biogas

El biogas agrícola es actualmente el área con mayor potencial, ya que no está limitado

por el tratamiento de los residuos. Sus posibilidades de desarrollo están relacionadas

con el uso de cultivos energéticos que actúan como base para la producción y optimizan

la productividad de las instalaciones. Por tanto, el potencial de crecimiento es enorme,

particularmente en los países europeos que tienen un sector agrícola importante (como

Francia y Polonia). Sin embargo, el uso a gran escala de cultivos energéticos plantea los

mismos interrogantes medioambientales que para la producción de biocombustibles. Es

necesario encontrar un equilibrio entre la necesidad de producir grandes cantidades de

energía renovable y la consideración de restricciones medioambientales como la gestión

de recursos del agua, el uso de pesticidas, y el porcentaje de reducción de CO2 en

comparación con el uso de combustibles fósiles. Si los altos precios de las materias

primas agrícolas continúan, este hecho podría limitar las perspectivas de futuro en esta

área.

Al mismo tiempo, hay nuevas perspectivas para el sector de la metanización. Debido al

aumento del precio del gas natural, un número creciente de países están interesados en

producir biometano para inyectarlo en las redes de gas natural o usarlo como

combustible para vehículos impulsados por gas.

5. Almacenamiento de electricidad en sistemas CAES

Como ya se ha comentado repetidamente en este documento, la introducción masiva de

generación no despachable requiere también de servicios de regulación. Actualmente

estos servicios son proporcionados por las tecnologías de generación más flexibles,

como las centrales de gas natural de ciclo combinado, pero a nadie se le escapa el

interés de contar también con la posibilidad de almacenar la energía eléctrica de forma

económica.


Figura 30: Posicionamiento actual y futuro de diversas tecnologías de almacenamiento de energía. Fuente:

Electric Power Research Institute, 2008.

La figura adjunta muestra las posibilidades de diversas tecnologías de almacenamiento

disponibles ahora o en el futuro previsible. Llama la atención que solamente existen dos

tecnologías con potencias de decenas de MW y capaces de almacenar la energía por

períodos de varias horas: las centrales hidráulicas de bombeo y los sistemas de

almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES por sus iniciales en inglés).

Ahora bien, estos son precisamente los parámetros relevantes cuando se considera la

regulación de electricidad eólica. Cuando se añade además la dimensión coste, las

ventajas de estos sistemas sobre sus competidores son aún más evidentes.

Un sistema CAES utiliza energía eléctrica para comprimir aire en una cavidad natural o

depósito artificial, y requiere una turbina de gas a fin de recuperar la energía

almacenada de una forma eficiente. Sistemas de este tipo han sido ya construidos,

capaces de almacenar energía con un rendimiento similar al de una central hidráulica de

bombeo.

8.3 Las líneas estratégicas

La industria del gas natural deberá tomar algunas decisiones de gran calado en los próximos

años que podrían cambiar de forma radical su forma tradicional de operar. Lo que se pretende

en esta sección es delinear algunos puntos relevantes en el largo plazo.


1. Del gas natural a los gases energéticos

Un tema común a muchas de las tecnologías revisadas en la sección anterior es que se

trata de nuevas tecnologías que requieren el manejo de gases industriales (aunque no

necesariamente de metano fósil). Para estas tareas la industria del gas natural está

eminentemente preparada, pudiendo capitalizar su experiencia de muchos años.

2. La necesidad de apostar en I+D

Los ambiciosos objetivos de política energética requieren del desarrollo de tecnologías

actualmente inexistentes o excesivamente caras. Una de las mayores fuentes de

incertidumbre es que es imposible en el momento presente saber cuáles de estas

opciones serán finalmente factibles y cuáles no. Una decidida política de I+D es

inevitable, y es asimismo inevitable que se corran riesgos importantes en su

implementación.

La industria del gas, más que la mayoría, está acostumbrada a tomar decisiones de

inversión en ambientes arriesgados. Financia proyectos de extracción en países lejanos,

así como grandes infraestructuras de transporte a amortizar en un número muy elevado

de años. Esto, y el uso ya presente de tecnologías sofisticadas, hace de este sector el

actor privilegiado en muchas de las actividades que son requeridas.

3. El papel de la industria española en el extranjero

La política energética europea y española no tiene sentido en un entorno puramente

local. Europa es ya, energéticamente hablando, una región del mundo entre muchas. Es

muy importante que las prácticas y tecnologías desarrolladas tengan potencial de

exportación a otras economías del mundo, y en especial a las economías emergentes. En

estos países el consumo del gas natural seguirá creciendo rápidamente en los años

venideros, debido tanto al incremento de la demanda de energía como al hecho de que

existe un campo enorme de sustitución de combustibles relativamente sucios como el

carbón por otros más limpios como el gas natural. Una mayor actividad de la industria

del gas en estos países contribuirá, quizá más que en España, a limitar las emisiones de

gases de efectos de invernadero. Además, estos esfuerzos podrían revertir en la

economía nacional no solamente a través de los cauces empresariales habituales si no

también a través del reconocimiento de las actividades realizadas mediante los


mecanismos reconocidos en el protocolo de Kioto (Sistema de Mecanismos de

Desarrollo Limpio o Proyectos de Implementación Conjunta) o en el tratado que le

suceda.

Esta actividad tiene claras sinergias con el desarrollo de nuevas tecnologías, que

finalmente serán adoptadas en todo el mundo y que además de contribuir a la

sostenibilidad del sistema, podrían generar ingresos muy importantes a las empresas que

las desarrollen. En suma, la industria del gas natural es una industria global, por lo que

esta dimensión no debe ser olvidada.

estudio sobre la contribuciÓn del sector gasista …

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