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536 Greenpeace Energía 3.0

Greenpeace Energía 3.0Un sistema energético basadoen inteligencia, eficienciay renovables 100%


Coberturade la demanda

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imagenFachada del Hotel Melià

Castilla (Madrid).© José LUis RoCa

Energía 3.0 Greenpeace 537



Capítulo 5Cobertura de la demanda

5.1 Introducción

En este capítulo vamos a presentar los resul-tados del análisis de la cobertura de la de-manda de los contextos BAU y E3.0. El obje-tivo final es evaluar el desempeño de cada unode los casos analizados mediante el costetotal asociado a la cobertura de la demandaenergética, tanto en términos de coste anualabsoluto, como en términos de coste relativoa la unidad de energía final suministrada.

Si partimos de la estructura de la demanda deenergía final, y tenemos en cuenta las caracte-rísticas de cada una de las tecnologías consi-deradas, procederemos a dimensionar distin-tos mix de generación con capacidad de darcobertura a la demanda. Una vez conocida laestructura del mix de generación, y la partici-pación de cada una de las tecnologías consi-deradas en él, partiendo de los escenarios decostes desarrollados en el capítulo anterior, yaestaremos en disposición de evaluar el costetotal asociado a la cobertura de la demanda.

Por tanto, además de presentar la estructurade la generación y de la demanda en los tér-minos relevantes para acometer el análisis dela cobertura de la demanda, en este capítulopresentaremos los resultados correspondien-tes a los análisis de cobertura de la demanda(en base horaria), y a los costes resultantes decada una de las opciones consideradas.

5.2 Estructura de lageneración renovable

Las series horarias de capacidad de genera-ción renovable, para las distintas tecnologíasconsideradas, que se han empleado en esteestudio, son las que se desarrollaron parael estudio (GP, 2007). En esta referencia, sipartimos de una caracterización tecnológica

conservadora correspondiente a la mejor tec-nología disponible en la fecha de elaboracióndel trabajo, se desarrollaron simulaciones ho-rarias a nivel provincial para cada una de lastecnologías renovables consideradas. Estainformación, junto a la evaluación del poten-cial de las distintas tecnologías y su distribu-ción geográfica desarrollado en el estudio(GP, 2005), nos proporcionan la distribucióngeográfica de la capacidad de generaciónhoraria de cada una de las tecnologías reno-vables consideradas.

Para cada uno de los mix de generación con-siderados se han empleado estas modulacio-nes temporales a nivel horario, de la capaci-dad de generación de cada una de lastecnologías, ponderándolas con la potenciainstalada en el mix en cuestión, para generar laserie horaria correspondiente a la disponibili-dad de generación renovable. Esta serie hora-ria de capacidad de generación, junto a laserie horaria de demanda y a los mecanismosde regulación disponibles en el mix conside-rado, se han incorporado en un modelo972 decobertura de la demanda que proporcionacomo salida las condiciones horarias de ope-ración del mix de generación considerado y desus elementos de regulación, lo cual a su vezcondiciona los costes de la energía generada.

5.3 Estructura de lademanda energética

En los capítulos anteriores dedicados al de-sarrollo de los escenarios de demanda BAU yE3.0 ya se proporcionó información detalladasobre la estructura de la demanda energética.

En este capítulo vamos a recuperar algunos deestos resultados, procesándolos y representán-dolos de la forma más conveniente para aco-meter el estudio de la cobertura de la demanda.

972 El modelado de cobertura de lademanda se ha desarrolladoprincipalmente con TRNSYS.




De igual forma, en este capítulo comple-mentaremos la información ya presentadasobre la estructura de la demanda, con in-formación relativa a su distribución tempo-ral, pues el análisis de cobertura de la de-manda se va a desarrollar en base horaria alo largo del año.

5.3.1 Demanda BAU

Las figuras 619 y 620 nos presentan la es-tructura de demanda de energía final total enel contexto BAU para los años 2007 y 2050,diferenciando entre electricidad, biocombusti-bles, biomasa directa, energía solar térmica yel resto de combustibles. Como podemosapreciar, el escenario BAU para 2050 incor-pora un significativo incremento de la electri-ficación del sistema energético, pero sigue es-tando fuertemente dominado por la demandade combustibles, que en la aproximación BAUa la cobertura de la demanda están constitui-dos por combustibles fósiles.

Uno de los casos de cobertura de la demandaque vamos a analizar es el del BAU con gene-ración 100% renovable (R100%). Para estecaso, la demanda de combustibles más alláde la aportación de la biomasa, se cubrirá conhidrógeno generado a partir de electricidad deorigen renovable. El elevado peso de los com-bustibles (y por tanto del hidrógeno en estecaso con generación R100%) en la estructurade demanda total, traerá importantes conse-cuencias tanto sobre la operación y requeri-mientos de regulación para la cobertura de lademanda, como sobre los costes.

Pero más allá de la demanda de energía final,desde el punto de vista de cómo cubrirla esrelevante la caracterización de la demanda derecursos energéticos. La figura 621 nos re-coge la estructura de la demanda de recursosnecesaria para la cobertura de la demandaBAU en el año 2050.

Para el caso de cobertura de la demanda BAUcon generación R100%, como comentábamos

Etot = 1.314 TWh/a

75,3%

20,8%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa directa

Solar térmica

Resto combustibles

0,4%

3,3%

0,1%

Figura 619. Estructura de demanda de energía final en el BaU 2007.




anteriormente, la estrategia adoptada es lacobertura de la parte de demanda de energíafinal en forma de combustibles distintos a labiomasa (lo que para un mix BAU se cubriríacon combustibles fósiles) con hidrógeno pro-ducido a partir de electricidad de origen reno-vable. La figura 622 nos recoge los requeri-

mientos de generación para este caso, dondedestaca el elevado peso del requerimiento degeneración eléctrica, un 83% de la cual seempleará para producir hidrógeno tal y comonos muestra la figura 623.

Etot = 2.081 TWh/a

68,9%

26,2%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa directa

Solar térmica

Resto combustibles

1,3%

2,6%

0,9%

Figura 620. Estructura de la demanda de energía final en el BaU 2050.

Etot = 2.166 TWh/a

66,2%

28,5%

Electricidad

Biomasa para biocombustibles

Biomasa directa

Solar térmica

Resto combustibles

1,8%

2,5%

0,9%

Figura 621. Estructura de la demanda de recursos BaU en 2050.

Etot = 3.743 TWh/a

97,3%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa directa

Solar térmica

0,7%

1,5%

0,5%

Figura 622. Estructura de los requerimientos de producción energética en el BaU 2050.Nótese que un 83% del requerimiento de generación eléctrica es para la producción dehidrógeno (1434 TWh/a de hidrógeno).

83%

Directa

Para hidrógeno

17%

Figura 623. Requerimientos de generación eléctrica BaU en 2050 para el caso de R100%.







973 Hay múltiples opciones paraplantear la cobertura de lademanda con energíasrenovables. Como ejemplo, eneste informe hemos adoptadopara el contexto E3.0 unaestrategia con un usosignificativo de biomasa para lacobertura de la demandaindustrial y de los usos noenergéticos, y dividirposteriormente el requerimientode combustibles adicionalesentre el hidrógeno y la biomasaimponiendo un criterio deigualdad de ocupación desuperficie del territorio. Por elcontrario, tal y como ilustramosanteriormente, en el contextoBAU con cobertura R100%hemos empleado unaestrategia con un mayor pesodel hidrógeno dado el mayorvolumen de demanda.Adicionalmente a estos doscasos analizados, existeninfinidad de combinacionestanto para la configuración delmix de generación eléctricacomo para el reparto de lacobertura de demanda decombustibles entre biomasa ehidrógeno que permiten cubrirla demanda de energía conR100% tanto en el contextoBAU como en el E3.0. Laelección final de laconfiguración de los mixenergéticos permite, por tanto,acomodar consideracionesadicionales como son losaspectos de costes, deutilización del territorio, deincentivación estratégica deciertas tecnologías, o deacomodamiento a la evolucióntécnico-económica de lasdistintas opciones.

5.3.2 Demanda E3.0

Por lo que respecta a la demanda en el con-texto E3.0, la figura 624 recoge la estructurade la demanda de energía final en el año 2050para la estrategia adoptada973. Como pode-mos ver, en el contexto E3.0 la electrificacióndel sistema energético es mucho más elevada,y la participación del hidrógeno más limitada

que para el caso de la demanda BAU cubiertacon generación R100%: este aspecto tendráimportantes repercusiones tanto sobre el de-sempeño de los mix de generación, comosobre sus requerimientos de regulación y suscostes. También podemos apreciar en esta fi-gura la gran reducción en la demanda de ener-gía final gracias al despliegue de eficiencia einteligencia por el sistema energético.

Etot = 907 TWh/a

3%

8%

67%

13%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa uso directo

Hidrógeno

Solar térmica

9%

Figura 625. Estructura requerimientos de producción energética para E3.0 en 2050. Nóteseque un 41% del requerimiento de generación eléctrica es para producción de hidrógeno.

Energía final = 616 TWh/a

14%

5%

11%

51%

19%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa uso directo

Hidrógeno

Solar térmica

Figura 624. Estructura demanda energía final en E3.0 para 2050.




Por lo que respecta a los requerimientos deproducción energética para el contexto E3.0,la figura 625 nos muestra la estructura de laproducción energética requerida, dondevemos el gran dominio de la electricidad, de lacual un 41% se dedica a la producción del hi-drógeno tal y como nos muestra la figura 626.

Como indicábamos anteriormente, el distintopeso relativo del requerimiento de hidrógeno

en los contextos BAU y E3.0 al plantear lacobertura de la demanda con energías reno-vables, tiene importantes repercusiones sobreel desempeño y requerimientos de regulacióndel mix de generación, así como sobre suscostes. La figura 627 nos ofrece una compa-ración entre la estructura de la demanda deelectricidad para los contextos BAU y E3.0,cuando en el BAU se plantea la coberturade la demanda con 100 % de generación

59%

Directa

Para hidrógeno

41%

Figura 626. Requerimientos de generación eléctrica E3.0 en 2050. Total generacióneléctrica = 604 TWh/a.

Dem

anda

bc(T

Wh/

a)

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0BAU E3.0

Demanda electricidaddirecta bc

Demanda electricidadpara H2

Figura 627. Demandas de electricidad directa y electricidad para hidrógeno en loscontextos BaU y E3.0 para el año 2050.




renovable. Como podemos observar, en elBAU existe un gran desequilibrio entre los re-querimientos de electricidad para generar hi-drógeno y los necesarios para la coberturade la demanda de electricidad directa. Parainterpretar estos resultados es preciso tenerpresente que para el contexto E3.0 la de-manda de electricidad directa incluye la de-manda de electricidad para los vehículos

eléctricos, que dominan el sector transporteen el caso del contexto E3.0.

Es más, si anticipamos algún resultado de lasdistribuciones horarias de la demanda, en lafigura 628 podemos comparar los requeri-mientos de potencia pico para la cobertura dela demanda de electricidad directa y electrici-dad para hidrógeno en los contextos BAU y

Pot

enci

api

co(G

W)

700

600

500

400

300

200

100

0BAU E3.0

Demanda electricidaddirecta bc

Demanda electricidadpara H2

Figura 628. Potencias pico de electricidad directa y electricidad para hidrógeno en loscontextos BaU y E3.0 en el año 2050.

700%

600%

500%

400%

300%

200%

100%

0%BAU E3.0

Demanda

Potencia pico

Figura 629. Ratios de electricidad para H2 a electricidad directa para la demanda ypotencia pico en el año 2050 para los contextos BaU y E3.0.




E3.0. Como podemos apreciar la descom-pensación del BAU en términos de potenciaes todavía mayor que la correspondiente a lademanda.

En la figura 629 recopilamos los ratios entreelectricidad directa y electricidad para pro-ducción de hidrógeno, tanto en términos depotencia como de demanda, y para los con-textos E3.0 y BAU. La cobertura de la de-manda del contexto BAU con renovables vaa estar fuertemente dominada por este grandesequilibrio en términos de generación paraproducir hidrógeno.

5.4 Demanda cronológica

Hasta este punto la información que hemospresentado relativa a la estructura de la de-manda de energía en los contextos BAU y E3.0se limita a los valores totales anuales de la de-manda de energía. Sin embargo, para acome-ter el análisis de la cobertura de la demandacon sistemas basados en energías renovables

es preciso disponer de información relativa a ladistribución temporal de la demanda de ener-gía final. Puesto que los análisis de coberturade la demanda que hemos desarrollado anali-zan la cobertura de la demanda a nivel horariodurante un año entero, es preciso disponer deinformación relativa a la distribución horaria dela demanda a lo largo de un año.

5.4.1 Demanda BAU

Por lo que respecta a la demanda BAU, en elcaso de la cobertura de la demanda con unmix BAU, tan solo requerimos disponer de lacaracterización de la distribución temporal de lademanda eléctrica, pues la capacidad de acu-mulación asociada a la distribución de com-bustibles fósiles ya proporciona los elementosde regulación necesarios para garantizar la co-bertura de la demanda del resto de elementosde consumo de energía final. Y puesto quenos encontramos en un contexto BAU, asu-miremos como representativa la modulaciónhoraria de la demanda de electricidad actual

45

40

35

30

25

20

15

Dem

anda

(GW

)

Enero (11-17/1/2010)

Febrero (15-21/2/2010)

Marzo (15-21/3/2010)

0 180

Tiempo (h)

20 10040 14060 16012080

Figura 630. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante una semana tipo de cadauno de los meses del primer trimestre del año 2010. Datos ENTso-E.




del sistema eléctrico a lo largo de todo el pe-riodo de tiempo considerado.

Las figuras 630 a 633 reproducen la depen-dencia horaria de la demanda de electricidaden el año 2010 durante una semana tipo decada uno de los meses del año. Como po-demos observar, la estructura temporal de la

demanda de electricidad se caracteriza porla presencia de dos picos diarios de de-manda bastante equilibrados974, y un valle dedemanda por las noches.

974 Si bien en los meses deinvierno el segundo picodomina al primero, mientrasque en verano se invierte lasituación.

Dem

anda

(GW

)

Abril (12-18/4/2010)

Mayo (17-23/5/2010)

Junio (14-20/6/2010)

45

40

35

30

25

20

150 180

Tiempo (h)

20 10040 14060 16012080

Figura 631. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante una semana tipo de cadauno de los meses del segundo trimestre del año 2010. Datos ENTso-E.

Dem

anda

(GW

)

Julio (12-18/7/2010)

Agosto (16-22/8/2010)

Septiembre (13-19/9/2010)

45

40

35

30

25

20

150 200

Tiempo (h)

50 150100

Figura 632. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante una semana tipo de cadauno de los meses del tercer trimestre del año 2010. Datos ENTso-E.




Las figuras 634 y 635 reproducen la depen-dencia horaria de la demanda de electricidaddurante un día (concretamente el martes) decada una de las semanas anteriormente pre-sentadas, para poder apreciar mejor la es-tructura de la demanda en uno o dos picosdiarios y un valle nocturno con una impor-tante reducción de la demanda.

Dem

anda

(GW

)

Octubre (18-24/10/2010)

Noviembre (15-21/11/2010)

Diciembre (13-19/12/2010)

45

40

35

30

25

20

150 200

Tiempo (h)

50 150100

Figura 633. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante una semana tipo de cadauno de los meses del cuarto trimestre del año 2010. Datos ENTso-E.

Dem

anda

(GW

)

Enero (11-17/1/2010)

Febrero (15-21/2/2010)

Marzo (15-21/3/2010)

Abril (12-18/4/2010)

Mayo (17-23/5/2010)

Junio (14-20/6/2010)

45

40

35

30

25

201 24

Tiempo (h)

2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223

Figura 634. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante el martes de una semanatipo para cada uno de los meses del primer semestre del año 2010. Datos ENTso-E.




Esta estructura de las curvas de demanda ac-tual resulta problemática para el sistema degeneración BAU, pues la gran descompensa-ción entre valle y puntas resulta poco conve-niente desde varios puntos de vista, como lareducción del factor de capacidad con el quepueden operar algunas centrales975, o la ne-cesidad de recurrir a centrales poco eficien-tes976 para cubrir las puntas de consumo.

Además, en el mix BAU del sistema eléctricoexisten una serie de centrales (entre las quese encuentran las nucleares), denominadasde carga base, que funcionan con factores decapacidad muy elevados (muchas horas alaño), ajustando su nivel de generación a la po-tencia determinada por los valles de la de-manda. Esta generación de carga base en elmix BAU se caracteriza por ser muy poco fle-xible, lo cual no resultaba problemático en elcontexto BAU del pasado, pues su funciónera operar en condiciones prácticamenteconstantes a lo largo de todo el año, pero yaen el presente está conduciendo a problemascon el grado de penetración de las tecnolo-gías renovables no gestionables. En efecto,

durante las noches (periodo de carga base)con una gran disponibilidad de recurso eólico,la potencia eólica instalada en España ya con-duce de vez en cuando a la situación en quela suma de la potencia aportada por las cen-trales inflexibles de carga base y la generacióneólica excede el valle de demanda, motivo porel cual es preciso regular con los parques eó-licos (las centrales rígidas de carga base nopueden hacerlo) para disipar capacidad degeneración, lo cual además de ser un sinsen-tido desde el punto de vista de la eficiencia977

y la sostenibilidad978, genera problemas eco-nómicos para las centrales renovables979.

Otra situación problemática de la curva de de-manda actual con el mix de generación exis-tente está asociada a la sobre instalación depotencia de las centrales de ciclos combina-dos durante los últimos años. Estas centralesson más flexibles que las de operación encarga base, y por tanto, ante la crecienteaportación de las energías renovables se venobligadas a reducir su factor de capacidad,de tal forma que se enfrentan con problemaspara recuperar las inversiones realizadas. Esta

975 En efecto, la gran diferenciaentre valle y punta obliga ainstalar en el sistema unapotencia muy superior a la quecorrespondería a la demandamedia, y por tanto, algunas deestas centrales no podránfuncionar un número elevadode horas al año, y reduciríansus ingresos anuales por ventade electricidad, en algunoscasos, comprometiendo suviabilidad económica.

976 Dado que esas centrales van atrabajar muy pocas horas alaño, no queda justificada unaelevada inversión en lasmismas, pues con sus escasosingresos por venta deelectricidad y servicioscomplementarios, no podríarecuperarse esa inversión.

977 Pues se disipa una energía conunos costes de operaciónmucho menores que loscorrespondientes a lascentrales de carga base, quese mantienen enfuncionamiento comoconsecuencia de suinflexibilidad.

978 Se disipa energía de origenrenovable para dejar entrarenergía de origen nuclear cuyouso generará más residuos, ode centrales de carbón queemiten grandes cantidades deCO2.

979 Pues en estas primeras etapasde su implementación en elsistema energético requierenintegrar en el sistema toda sugeneración, para poderrecuperar las inversionesrealizadas.

Dem

anda

(GW

)

Julio (12-18/7/2010)

Agosto (16-22/8/2010)

Septiembre (13-19/9/2010)

Octubre (18-24/10/2010)

Noviembre (15-21/11/2010)

Diciembre (13-19/12/2010)

45

40

35

30

25

201 24

Tiempo (h)

2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223

Figura 635. Evolución horaria de la demanda eléctrica durante el martes de una semanatipo para cada uno de los meses del segundo semestre del año 2010. Datos ENTso-E.

situación, que en esencia se corresponde auna decisión equivocada980 de una serie de in-versores y que por tanto debería repercutirtan solo a estos inversores, en el caso del sis-tema eléctrico español, con una injerenciamuy acusada de la regulación sobre la ope-ración del mercado, acaba afectando a todoslos consumidores y al conjunto del desarrollodel sistema eléctrico981. El allanamiento de lacurva de demanda, no mediante la introduc-ción de eficiencia o gestión de la demandapara bajar los picos, sino mediante el incre-mento de demanda nocturna en los periodosvalle, permitiría (siempre que se mantengaacotado y ralentizado el desarrollo de lasenergías renovables) incrementar los factoresde capacidad con los que operan las centra-les de ciclo combinado, aumentar los ingre-sos y por tanto mejorar el balance económicode esos inversores, que apostaron por la tec-nología equivocada en el momento equivo-cado, todo ello a costa de un incremento deemisiones de CO2.

Y es precisamente por este motivo que en laactualidad hay una concordancia entre todoslos actores del sector eléctrico en la conve-niencia de introducir vehículos eléctricos,orientados a una recarga nocturna que “re-llene” el valle de la curva de demanda, y per-mita atender este incremento de demandaeléctrica con el parque generador ya insta-lado. En el caso de un contexto E3.0, la re-carga óptima de los vehículos eléctricos noestaría ligada a la regularización del valle noc-turno de la curva de demanda actual, sinoque obedecería a una interacción muchomás dinámica y bidireccional en la que losvehículos eléctricos responderían a las nece-sidades del sistema eléctrico en cada ins-tante. Y esta observación es extensible acualquier otra actividad de gestión de la de-manda: los requerimientos de respuesta dela demanda en el contexto E3.0 no coinciden

con los del contexto BAU, y por lo generalson mucho más diversos que ellos.

Por estos motivos, cuando en el contexto E3.0(que es el que tiene un gran parque de vehí-culos eléctricos) planteemos el caso de co-bertura de la demanda con recarga BAU delos vehículos eléctricos, nos referiremos a unarecarga de los vehículos eléctricos en el vallenocturno de la curva de carga actual del sis-tema eléctrico.

Como hemos indicado más arriba, para elcontexto BAU supondremos una modulacióntemporal de la demanda eléctrica horariacomo la actualmente existente. Esta fue lamisma aproximación empleada en el informe(GP, 2007), para cuyo caso se empleó lacurva de demanda del año 2003 (figura 636),que era el año de referencia de ese informe,para adaptarla al nivel de demanda eléctricadel escenario desarrollado en esa referencia,y obtener la evolución temporal de la de-manda de la figura 637, que fue la empleadapara desarrollar los análisis de cobertura de lademanda con sistemas basados en energíasrenovables.




980 El error asociado a estadecisión de inversión eraevidente desde un principio,pues cuando empezaron adespegar los cicloscombinados en España, conun retraso de varias décadasrespecto a la introducción deesta tecnología en otros países,el paradigma del sistemaenergético ya había cambiadoy la inversión apropiada era lacorrespondiente a la capacidadde generación con energíasrenovables, de entre las cuales,las centrales termosolareshibridadas ya entoncesdestacaban como unaalternativa adaptada al nuevoparadigma y con capacidad deofrecer los mismos serviciosque una central de ciclocombinado. Ver por ejemplo:(García-Casals, X., 2001).

981 En efecto, el desenlace de esteepisodio de los cicloscombinados se ha saldado enunos sobrecostes asociados apagos por capacidad a lascentrales de ciclos combinados(repercutidos por tanto sobre elconjunto de los consumidores),y en una cruzada contra lasenergías renovables que hadesembocado en unainestabilidad regulatoria sinprecedentes, que a su vez haobstaculizado de forma muyimportante el desarrollo deestas tecnologías, alejándolasde la trayectoria de transiciónhacia el contexto E3.0.




Para el desarrollo de este estudio, hemosactualizado la modulación temporal de lademanda para acercarnos a las condicio-nes actuales del sistema eléctrico. Sin em-bargo, el periodo de crisis económica queatravesamos desde el año 2009 ha po-dido introducir modificaciones puntuales

no representativas del contexto BAU sobrela distribución de la demanda eléctrica. Enefecto, por lo que respecta a la demandatotal de energía eléctrica, tal y como mues-tra la figura 638, el año 2008 es el últimode los años recientes que parece seguir latendencia BAU.

Pot

enci

a(G

W)

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Etot = 232 TWh/a

Figura 636. Evolución horaria de la demanda de electricidad durante el año 2003. DatosREE.

Pot

enci

a(G

W)

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Etot = 280 TWh/a

Figura 637. Evolución horaria de la demanda de electricidad empleada en el estudio(GP, 2005).




Por este motivo, hemos elegido la modulacióntemporal de la demanda eléctrica en el año2008 para describir la dependencia temporalde la demanda de electricidad en el contextoBAU. La figura 639 reproduce la evolución ho-raria de la demanda eléctrica en el año 2008,mientras que la figura 640 proporciona laadaptación al escenario BAU 2050 desarro-llado en este estudio.

Como se puede apreciar al comparar estas fi-guras con las correspondientes a la modula-ción horaria de la demanda en el año 2003implementada en el estudio (GP, 2007), sepuede comprobar que hay una diferencia sig-nificativa982 en la modulación estacional de lademanda. Para facilitar esta comparación, enla figura 641 presentamos la comparativa di-recta entre polinomios de ajuste de 6º grado

982 El hecho de que tanto en elestudio (GP,2007) como en elactual, con modulacionestemporales distintas de lademanda eléctrica, hayamosconstatado la facilidad paraproporcionar una cobertura dela misma con sistemasbasados en energíasrenovables, constituye unamuestra más de la capacidadde estos sistemas degeneración para dar coberturaa la demanda.

Pot

enci

a(G

W)

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Etot = 263 TWh/a

Año

270

260

250

240

230

220

210

200

190

180

1701998 20102004 2006 20082000 2002

Dem

anda

eléc

tric

a(T

Wh/

a)

Figura 638. Evolución anual de la demanda eléctrica en barras de central. Datos REE.

Figura 639. Evolución horaria de la demanda de electricidad durante el año 2008. DatosREE.




de las series horarias de demanda adimen-sionalizada con la demanda anual máximapara los años 2003 y 2008, mientras que lasfiguras 642 y 643 presentan la comparativa de

la evolución horaria de la demanda adimen-sionalizada con la demanda anual máxima enlas semanas 1 (enero) y 30 (julio) para estosdos años.

Pot

enci

a(G

W)

120

100

80

60

40

20

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Etot = 618 TWh/a

Figura 640. Evolución horaria de la demanda de electricidad en el contexto BaU para elaño 2050.

D/D

max

0,80

0,78

0,76

0,74

0,72

0,70

0,68

0,66

0,64

0,62

0,60

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Año 2003

Año 2008

Figura 641. Comparativa de los polinomios de ajuste de 6º grado que ajustan las seriesanuales de demanda horaria de electricidad adimensionalizadas con la demanda anualmáxima.




Si comparamos los escenarios de demandaeléctrica BAU para el año 2050 en este es-tudio y en el informe (GP, 2005), observamosque existe una gran diferencia entre ambos.Mientras en (GP, 2005) empleábamos unademanda de 280 TWh/a, ahora tenemos una

demanda de 618 TWh/a. La explicación deesta diferencia obedece a distintos elemen-tos:

• El escenario desarrollado en (GP, 2005) eraun escenario macroscópico basado en la

D/D

max

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

Tiempo (h)

0 200100 15050

Año 2003

Año 2008

Figura 642. Comparación de la demanda horaria adimensionalizada con la demandaanual máxima para la semana-1 (enero) en los años 2003 y 2008.

D/D

max

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

Tiempo (h)

4.850 5.0504.950 5.0004.900

Año 2003

Año 2008

Figura 643. Comparación de la demanda horaria adimensionalizada con la demandaanual máxima para la semana-30 (julio) en los años 2003 y 2008.




983 Esta demanda de hidrógeno esla que sustituye a la demandade combustibles fósiles en elcontexto BAU con mix BAU, ypor tanto se destina a lacobertura de la parte de lademanda de combustibles nocubierta por la biomasa en lossectores transporte,edificación, industria, primario yusos no energéticos.

984 La demanda de hidrógeno larepresentamos en estosgráficos en forma de demandaeléctrica equivalente, parapoder comparar directamentecon los requerimientos deelectricidad directa. Paraobtener la demanda eléctricaequivalente, dividimos lademanda final de hidrogenopor los rendimientos degeneración, transporte ydistribución del hidrógeno, asícomo por el rendimiento detransporte y distribución de laelectricidad empleada paragenerar el hidrógeno.

985 En el caso de cobertura de lademanda BAU, el contextoBAU no emplea hidrógenocomo vector intermedio. Peroen el caso de cobertura conrenovables de la demandaBAU, la demanda decombustibles fósiles sesustituye por hidrógenogenerado con electricidad deorigen renovable.

extrapolación tendencial del consumo percápita histórico de electricidad, y en la adop-ción de un escenario de población que pre-sentaba un máximo en torno al año 2025 yconducía en 2050 a una población peninsu-lar del orden de 38 millones de personas.Para el desarrollo de este estudio hemosadoptado un escenario poblacional que en2050 conduce a una población del orden de48 millones de personas. Ambos escenariospoblacionales se corresponden con escena-rios del INE en la fecha de realización de cadauno de los informes. Sin embargo, la gran di-ferencia de población tiene importantes re-percusiones sobre la demanda de energía.

• El escenario desarrollado en (GP, 2005), de-bido a su carácter macroscópico, presu-pone una tasa de electrificación en 2050igual a la actual. Por el contrario, para el de-sarrollo de este estudio se han desarrolladoescenarios subsectoriales, alguno de ellos

con gran detalle, en los que se han introdu-cido elementos que conducen a una electri-ficación creciente, en línea con las tenden-cias que actualmente cabe esperar inclusoen el contexto BAU.

Para el caso del estudio de la cobertura de lademanda BAU en el año 2050 con energíasrenovables, además de la modulación horariade la demanda directa de electricidad, tam-bién es relevante la distribución horaria de lademanda de hidrógeno, pues condicionarálos requerimientos de infraestructura de ge-neración y acumulación de hidrógeno para sucorrecta integración en el sistema energéticoy la adecuada cobertura de la demanda. Lafigura 644 recoge la modulación horaria de lademanda de hidrógeno983, en términos eléc-tricos equivalentes984 en barras de central,para el contexto BAU en el año 2050 en elcaso con cobertura de la demanda con ener-gías renovables985.

Pot

enci

a(G

We)

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda = 3.025 TWh/a

Figura 644. Distribución horaria de la demanda de hidrógeno, en términos eléctricosequivalentes, para el contexto BaU en el año 2050 y el caso de cobertura de la demandabasándose en energías renovables.




5.4.2 Demanda E3.0

En el caso del contexto E3.0, debido a loscambios asociados tanto a las tecnologíasempleadas, a los niveles de eficiencia desple-gados, y a la mayor electrificación del sistema,ya no es posible apoyarse en la modulaciónhoraria cronológica de la demanda de electri-cidad experimentada en el pasado. Por estemotivo, la modulación horaria de la demandacronológica en el contexto E3.0 se apoya enlos resultados de los análisis subsectorialesllevados a cabo.

En el caso del subsector edificación, con ungran peso en la modulación horaria actual dela demanda de electricidad, el grado de de-talle del análisis desarrollado es mayor que enel resto de subsectores y, por tanto, la mo-dulación horaria se basará en los resultadosde las simulaciones realizadas sobre el par-que de edificios tipo. En otros subsectores,el grado de detalle del análisis desarrolladoes menor, por lo que tendremos que introdu-cir hipótesis adicionales para obtener una pri-mera aproximación de la modulación horariade la demanda. En los siguientes puntos pre-sentaremos la información subsectorial co-rrespondiente a la evolución horaria de la de-manda en cada sector. La resultante de lademanda horaria del sistema energético seobtendrá sumando las series horarias de de-manda sectorial.

Por lo que se refiere a la demanda de electri-cidad directa986, nos encontramos con doscasuísticas distintas que afectan a la distribu-ción horaria de la demanda, y que están prin-cipalmente asociadas a la forma en que seprocede a la recarga de los vehículos eléctri-cos (EVs).

Uno de los casos analizados corresponde ala situación en que se procede a la recarga

nocturna de los vehículos eléctricos con la fi-nalidad de allanar la curva de carga del sis-tema eléctrico. Esta opción de recarga yapresupone un considerable grado de gestiónde la demanda, y requeriría la introducción delos mecanismos de precio adecuados paradecantar la recarga de los vehículos eléctri-cos en las horas valle de la curva de de-manda actual. Sin embargo, la gestión de lademanda asociada a esta estrategia de re-carga es una gestión de la demanda apoyadaen un sistema de generación gobernado porla oferta (la situación actual), y dominado porgeneración de origen no renovable, entre laque se encuentran centrales rígidas de cargabase, y centrales para las que conviene ma-ximizar su factor de capacidad con el fin deque se recuperen las inversiones en ellas re-alizadas (como los ciclos combinados opera-dos con gas natural). Sin embargo, esta ges-tión de la demanda no se adapta tan bien alas condiciones de operación del sistemaeléctrico en el contexto E3.0 por su excesivarigidez. En efecto, la generación en el con-texto E3.0 está basada exclusivamente enenergías renovables, no existen centralesoperando en carga base, y el objetivo de lascentrales gestionables es complementar lageneración del grueso del parque instalado,proporcionando los servicios complementa-rios de regulación necesarios para ello. Poreste motivo, a la recarga nocturna de los ve-hículos eléctricos, enfocada a allanar la curvade demanda eléctrica actual, la denominamosrecarga BAU. La figura 645 reproduce la se-cuencia horaria de la demanda de electricidaddirecta para este caso a lo largo de todo elaño, mientras que las figuras 646 y 647 mues-tran la evolución horaria de la demanda en lassemanas-1 (enero) y semana-30 (julio).

La otra opción considerada para la recargade vehículos eléctricos es la de interacción bi-direccional (V2G987) entre los EVs y el sistema

986 Denominamos electricidaddirecta al consumo deelectricidad que no se empleapara la producción dehidrógeno.

987 V2G: Vehicle to Grid.




eléctrico, de tal forma que la capacidad deacumulación y potencia de los EVs pasan aconstituir mecanismos de flexibilidad para laregulación del sistema eléctrico. En estascondiciones no existe una curva de demanda

eléctrica predeterminada, sino que esta sedefine dinámicamente en cada instantesegún la evolución de la demanda, la capaci-dad de generación, y la interacción con elparque de vehículos. Sin embargo, como

Pot

enci

a(G

W)

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 645. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050 para el caso de recarga BaU de los vehículoseléctricos (EVs), a lo largo de todo el año.

Pot

enci

a(G

W)

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

0 17525 50 75 100 125 150

Figura 646. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050 para el caso de recarga BaU de los vehículoseléctricos (EVs), a lo largo de la semana-1 (enero).




punto de partida de las simulaciones de lacobertura de la demanda correspondientes aesta situación, hemos partido de una de-manda inicial de electricidad directa, que in-cluye la demanda asociada al transporte eléc-trico con la modulación horaria con la que se

cubre la demanda de movilidad. La modifica-ción dinámica de la curva de demanda realtendrá lugar mediante la interacción de estademanda potencial con la capacidad de lasbaterías y potencia de carga del parque deEVs. A esta modulación horaria de demanda

Pot

enci

a(G

W)

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

4.850 5.0505.0255.0004.9754.9504.9254.9004.875

Figura 647. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050 para el caso de recarga BaU de los vehículoseléctricos (EVs), a lo largo de la semana-30 (julio).

Pot

enci

a(G

W)

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 648. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050 para el caso de recarga V2G de los vehículoseléctricos (EVs) a lo largo de todo el año.




de electricidad directa la denominaremosV2G. En la figura 648 mostramos la modula-ción horaria de la demanda eléctrica para estecaso a lo largo de todo el año, mientras quelas figuras 649 y 650 muestran la evolución

horaria de la demanda en la semana-1 (enero)y semana-30 (julio).

El otro vector energético para el que resulta re-levante la distribución horaria de su demanda

Pot

enci

a(G

W)

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

0 17525 50 75 100 125 150

Figura 649. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050, para el caso de recarga V2G de los vehículoseléctricos (EVs) a lo largo de la semana-1 (enero).

Pot

enci

a(G

W)

70

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

4.850 5.0505.0255.0004.9754.9504.9254.9004.875

Figura 650. Evolución horaria de la demanda de electricidad directa (en barras de central)en el contexto E3.0 para el año 2050, para el caso de recarga V2G de los vehículoseléctricos (EVs) a lo largo de la semana-30 (julio).




es el hidrógeno, pues condicionará tanto la po-tencia a instalar de infraestructura de genera-ción de hidrógeno, como la capacidad de acu-mulación necesaria para su correcta integraciónen el sistema energético y cobertura de la de-manda. En la figura 651 recogemos la distribu-ción horaria de la demanda de hidrógeno enuso final para el contexto E3.0 en el año 2050,y en términos eléctricos equivalentes.

5.4.2.1 Subsector edificación

El sector edificación en el contexto E3.0 seencuentra totalmente electrificado.

Como ya se expuso anteriormente, el análisisdel sector edificación se ha apoyado en la si-mulación dinámica de un parque de edificiostipo en los distintos emplazamientos climáti-cos provinciales. Esta metodología de análisis

nos permite retener correctamente los efec-tos de las medidas de eficiencia introducidas,tanto sobre la demanda de energía acumu-lada, como sobre su modulación horaria.

Combinando las series horarias de demandaeléctrica asociada a estas simulaciones con elreparto del área del parque de edificios porprovincias y tipologías, hemos obtenido lamodulación horaria de la demanda de electri-cidad en este subsector que aparece reco-gida en la figura 652. La figura 653 muestra laserie horaria correspondiente a la demandadel conjunto del parque de edificios terciario.

Pot

enci

a(G

We)

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda = 246 TWh/a

Figura 651. Distribución horaria de la demanda de hidrógeno en términos eléctricosequivalentes, para el contexto E3.0 y el año 2050.




5.4.2.2 Subsector transporte

La estructura de la demanda de energía finaldel transporte para el contexto E3.0 en el año

2050 es la que mostramos en la figura 654.Como puede observarse, aparte de la de-manda de electricidad, que incluye la electri-cidad para los vehículos eléctricos (EVs) con

Pot

enci

a(G

W)

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 652. Demanda cronológica de electricidad del total del parque de edificios en elcontexto E3.0 para el año 2050.

Pot

enci

a(G

W)

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 653. Demanda cronológica de electricidad del total del parque de edificiosterciario en el contexto E3.0 para el año 2050.

batería, existe una gran parte de la demandade energía final en forma de hidrógeno, y unacontribución significativa de biocombustibles.

Por lo que respecta a la demanda de elec-tricidad, es preciso distinguir entre la de-manda directa de electricidad (tren, metro) yla que se suministra por medio de la recarga

de baterías. La figura 655 recoge esta des-composición para el contexto E3.0 y el año2050.

Por lo que respecta a la distribución horariade la demanda eléctrica para transporte, dis-tinguimos, por un lado, la distribución horariadel servicio de movilidad, que consideramos




12%

39%49%

Electricidad

Biocombustibles

Hidrógeno

Figura 654. Estructura de la demanda de energía final del subsector transporte en elcontexto E3.0 y el año 2050.

84%

Directa

Vía baterías

16%

Electricidad final = 78,4 TWh/a

Figura 655. Estructura de la demanda final de electricidad para transporte en el contextoE3.0 y el año 2050, diferenciando entre la electricidad de consumo directo (tren, metro), yla suministrada para recargar las baterías de los EVs.


inflexible988, y por otro lado la demanda hora-ria de recarga de las baterías.

Puesto que no hemos localizado informaciónsobre la distribución horaria de la demanda demovilidad, vamos a establecer una hipótesissobre la misma, y dada la limitación en la pre-cisión de su caracterización, la considerare-mos común para los contextos BAU y E3.0.Resultaría muy conveniente poder enriquecereste análisis con información más detalladasobre la distribución horaria de la demanda demovilidad, pero su desarrollo queda fuera delalcance de este estudio.

La figura 656 recoge la modulación horariaempleada como primera aproximación parala demanda de movilidad eléctrica. Comopuede verse, se distingue entre días labora-bles de lunes a jueves, el viernes y los finesde semana y festivos. La serie horaria anualcorrespondiente a esta modulación se apli-cará tanto sobre la demanda de movilidadcon electricidad directa, como sobre la de-manda vía baterías en el caso V2G (integra-ción de los EVs en el sistema eléctrico). Tal y

como comentábamos anteriormente, en elcaso del V2G esta solicitación de demanda demovilidad se adaptará dinámicamente989 a lolargo del año para convertirse en una de-manda de electricidad efectiva sobre el sis-tema eléctrico mediante los procesos de cargay descarga de los vehículos eléctricos990.

En el caso de la recarga BAU de los EVs, enla que se realiza la recarga de las baterías sininteracción bidireccional en un horario fijoasociado a la curva de carga actual del sis-tema eléctrico, la modulación horaria de lademanda eléctrica de los vehículos dotadosde baterías queda totalmente desacopladade la demanda de movilidad. Esta opción re-presenta una recarga lenta (baja potencia deconexión), que se extiende sobre un periodorelativamente prolongado de tiempo. De lascurvas de carga actuales del sistema eléc-trico, podemos deducir que el valle se ex-tiende de 23 h a 9 h, con un mínimo no simé-trico a las 5 h. Basándonos en esta información,la modulación horaria de la recarga BAU de lasbaterías de los EVs que hemos adoptado es larecogida en la figura 657.




988 Esta hipótesis consideramosque es conservadora, en elsentido en que cabe esperarque en el marco de un sistemaeconómico y social inteligente,la demanda de movilidadpudiera responder en ciertamedida a las posibilidades delsistema energético. Sinembargo, a pesar de la rigidezde la demanda de movilidad, laexistencia de las bateríasproporciona un cierto grado deflexibilidad a la demanda deenergía para el transporte.

989 Por este motivo, para el casoV2G no existe una curva decarga determinista que sepueda predecir a priori.

990 Debe tenerse en cuenta quepara los procesos decarga/descarga por inducciónya se están planteando, eincluso ofertando, opciones deinteracción V2G dinámica, en laque el EV interactúa con la redeléctrica estando en marcha,por lo que el desacoplamientoque introduce la V2G estáticaal requerir que el vehículo estéestacionado se va diluyendo.Idealmente, la interacciónóptima del EV con la red debeestar gobernada por losrequerimientos del sistemaeléctrico y de movilidad,independientemente de que elvehículo se encuentreestacionado o en marcha.

P/P

max

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

Tiempo (h)

0 2622181412862 4 10 16 20 24

Lunes a jueves

Viernes

Fines de semana y festivos

Figura 656. Modulación horaria de la demanda de movilidad para los modos eléctricosde transporte.




5.4.2.3 Resto de subsectores

Para el subsector industrial y el resto de sub-sectores energéticos tampoco hemos locali-zado información detallada de la estructura deconsumo horario, y dado que queda fuera delalcance de este estudio el desarrollarla,hemos adoptado una primera aproximación991

basada en los resultados del proyectoINDEL992, pero resultaría muy conveniente en-riquecer este análisis con una informaciónmás detallada de la estructura horaria deestos consumos de electricidad.

La figura 658 recoge la evolución horariadel peso relativo sobre la demanda total

991 Es de destacar que, dada lacreciente electrificaciónplanteada para el contextoE3.0, la caracterización de ladistribución horaria de lademanda en sectores como elindustrial, debería ir más allá dela demanda de electricidadpara abarcar la demanda totalde energía final.

992 REE, Atlas de la demandaeléctrica Española, ProyectoINDEL, 1998.

P/P

max

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

Hora

0 2422181412862 4 10 16 20

Figura 657. Modulación horaria del proceso de recarga nocturna de las baterías de losvehículos eléctricos.

Pes

ore

lativ

oso

bre

conj

unto

dem

anda

Interrumpible / sistema

Resto / sistema

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%0 24

Tiempo (h)

2 4 6 8 10 12 14 18 2216 20

Figura 658. Evolución horaria del peso relativo sobre la demanda eléctrica del sectorindustrial interrumpible y del resto de consumos industriales y de servicios (resto), segúnresultados del proyecto iNDEL.




de electricidad de la demanda de las indus-trias interrumpibles, y la demanda del restode consumos industriales y de servicios.

En estas condiciones, la distribución horariaresultante de la demanda de electricidad enlos sectores industria, primario y servicios pú-blicos en el contexto E3.0 para el año 2050es la que se aprecia en la figura 659.

5.5. Cobertura de demandaBAU

En este punto, partiendo de los escenarios dedemanda y costes anteriormente presenta-dos, vamos a proceder a analizar la coberturade la demanda en el contexto BAU, con el ob-jetivo final de determinar los costes relativos yabsolutos asociados a esta cobertura de lademanda.

En el contexto de demanda BAU, el caso prin-cipal a considerar es aquel asociado a un mixde generación BAU. Sin embargo, adicional-mente desarrollaremos un caso correspon-diente a la cobertura de la demanda BAU conun mix de generación R100%. Este caso nospermitirá disponer de una cuantificación de lasimplicaciones de acometer una transición denuestro sistema energético hacia un sistema100% basado en energías renovables, perocon un planteamiento exclusivamente gober-nado desde el lado de la oferta, en el que eldespliegue de eficiencia e inteligencia en elsistema energético no acompañan a la intro-

Pot

enci

a(G

W)

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda = 130 TWh/a

Figura 659. Distribución horaria de la demanda de electricidad para los subsectoresindustria, primario y servicios, en el contexto E3.0 para el año 2050.

ducción de energías renovables. Por tanto,este caso con cobertura renovable de la de-manda BAU bien podría considerarse comoel BAU de introducción de renovables en elque nos encontramos inmersos. El hecho detener esta opción cuantificada, nos permitiráextraer unas conclusiones más claras delefecto asociado a los despliegues de inteli-gencia y eficiencia por el sistema energético.

5.5.1 Cobertura de la demanda congeneración BAU

En este punto recogemos el análisis corres-pondiente a la cobertura de la demanda BAUcon generación BAU.

5.5.1.1.Electricidad BAU

La estructura de los mix de generación eléc-trica BAU, para los años 2007 y 2050, y tantoen términos de potencia instalada como de

contribución a la cobertura de la demanda seencuentra en las figuras 660 a 663.

Por lo que respecta al mix BAU para el año2050, toma como punto de partida el esce-nario para el año 2020 elaborado993 en 2010por la subcomisión de análisis de la estrate-gia energética española, que incrementa laspotencias para cubrir la demanda BAU 2050,y reduce los factores de capacidad de las tec-nologías “convencionales” para regular la cre-ciente participación renovable, y de las reno-vables por no conseguir integrar toda sucapacidad de generación como consecuen-cia de la rigidez del sistema.




993 Comisión de Industria, Turismoy Comercio, Informe de lasubcomisión de análisis de laestrategia energética españolapara los próximos 25 años,Congreso de los Diputados,noviembre, 2010.

Gas natural

Nuclear

Biomasa

Fueloil

Eólica

Carbón

Hidroeléctrica

Fotovoltaica

35%

14%

16%

19%

1%

Ptot = 83 GW

1%

9%

5%

Figura 660. Estructura de la potencia del mix de generación eléctrica para el BaU en 2007.




Gas natural

Nuclear

Biomasa

Fueloil

Eólica

Carbón

Hidroeléctrica

Fotovoltaica

34%

25%

19%

2%

9%

0,2%

9% 2%

Etot = 274 TWh/a

Figura 661. Estructura de la generación eléctrica para el mix BaU en 2007.

25%

2%

10%

12%1%

Ptot = 201 GW

27%

Gas natural

Nuclear

Fueloil

Eólica

Carbón

Termosolar

Hidroeléctrica

Biomasa

Fotovoltaica

9%

6%

8%

Figura 662. Estructura de la potencia del mix de generación eléctrica para el BaU en2050.




5.5.1.2 Combustibles BAU para uso noeléctrico

En este punto recogemos la estructura delconsumo de combustibles adicionales a losempleados para generación de electricidad,necesarios para cubrir la demanda BAU.

En las figuras 664 y 665 mostramos la es-tructura del consumo de combustibles adi-cionales a los empleados para la generacióneléctrica en el contexto BAU para los años2007 y 2050. Los resultados para el año 2007se corresponden de distribuir la demanda enla fecha de inicio del desarrollo de los esce-narios según los repartos porcentuales co-rrespondientes al balance de la AIE para elaño 2007. En ambos casos se excluyen lasaportaciones de la energía solar térmica, cuyoefecto será, sin embargo, incorporado para laevaluación de costes.

36%

12%

10%

4% 1%

Etot = 622 TWh/a

13%

Gas natural

Nuclear

Fueloil

Eólica

Carbón

Termosolar

Hidroeléctrica

Biomasa

Fotovoltaica

18%

5%

1%

Figura 663. Estructura de la generación eléctrica para el mix BaU en 2050.La generación eléctrica mostrada es en barras de central, e incluyen los efectosdel bombeo hidroeléctrico.




77%

17%

4%

0,5%

Etot =1.040 TWh/a

Petrolíferos

Gas natural

Biomasa directa

Biocombustibles

Carbón2%

Figura 664. Estructura del consumo de combustibles en el BaU 2007.

45%

4%

Etot =1.516 TWh/a

Petrolíferos

Gas natural

Biomasa directa

Biocombustibles

Carbón

40%

2%

9%

Figura 665. Estructura del consumo de combustibles en el BaU 2050.

994 Los resultados de este mix sepueden encontrar en las págs.347-351 del informe(GP, 2007).

995 En (GP, 2007) se presentabantambién otros mix concapacidad de cobertura del100% de la demanda eléctricay con un coste sensiblementeinferior, obtenidos mediante unproceso de optimizaciónacoplada de la expansión de lageneración y el despacho deenergía. Sin embargo, estosmix “óptimos”, desde un puntode vista económico, eran por logeneral mix de generaciónbastante menos diversos.

996 Al igual que en el informe(GP, 2007), vamos a emplearel múltiplo solar (SM) paracaracterizar el tamaño relativodel mix de generaciónconsiderado en relación a lademanda. El SM lo definimoscomo el cociente entre lapotencia nominal del mix degeneración, y el máximo de lademanda horaria a la que sesomete el mix de generación.

997 Al igual que en el informe(GP, 2007), vamos a emplear lafracción solar (SF) para indicarel grado de cobertura de lademanda. La SF la definimoscomo el cociente entre lacobertura de la demandaproporcionada por el mix degeneración considerado, y lademanda total.

998 Este excedente de capacidadde generación es el que sepuede redireccionar hacia laproducción de hidrógeno en elcaso de integrar el sistemaenergético.

999 En este caso referidos aenergía en barras de central.

1.000 Estos costes no coincidenexactamente con lospresentados en el informe(GP, 2007) porque hemosrealizado diversasadaptaciones paraexpresarlos en términoscompatibles con esteinforme: conversión de€-2003 (la unidad de costesempleada en el informe(GP, 2007) a €-2007 (launidad de costes empleadaen este informe); trasladar elinstante inicial desde el año2003 [empleado en el informe(GP, 2007)] al año 2007 (eladoptado para este informe).




5.5.2 Cobertura de la demanda congeneración renovable

En este caso, partimos de la demanda BAU yprocedemos a analizar la cobertura de dichademanda con un sistema de generaciónR100%.

El planteamiento para la cobertura de la de-manda en este caso es el de integración víaelectricidad apuntado en el informe (GP,2007), en el cual el excedente de la capaci-dad de generación asociada a la cobertura dela demanda de electricidad directa se empleapara producir hidrógeno, que da cobertura algrueso de la demanda de combustibles en elcontexto BAU. Por tanto, partiendo de un mixde generación renovable con capacidad dedar cobertura a la demanda directa de electri-cidad, procedemos a sobredimensionar sucapacidad de generación hasta que el exce-dente de capacidad de generación eléctricaproporcione la electricidad necesaria para ge-nerar el hidrógeno requerido.

El punto de partida para el desarrollo del aná-lisis de la cobertura de la demanda en el con-texto BAU es el mix de generación presen-tado en ese informe (GP, 2007) como mix27994, y que obedecía a un caso con diversi-dad tecnológica995 que proporcionaba capa-cidad de cobertura total de la demanda. Parael escenario de demanda correspondiente, elmix 27 dotado de 1,5 TWh de capacidad deacumulación, tenía un múltiplo solar996 de SM= 2,5, y proporcionaba una cobertura totalde la demanda997 (SF = 100%). La regulaciónde este mix 27 para cubrir la demanda con-ducía a una disipación de capacidad de ge-neración equivalente al 34% de la demandaeléctrica que cubría998. Los costes específi-cos999 y normalizados de la energía propor-cionada por este mix 27 en los instantes inicialy final del periodo considerado1.000 eran deLEC2007 = 14,8 c€-2007/kWh y LEC2050 = 5,1c€-2007/kWh. La figura 666 reproduce la dis-tribución de potencia instalada en este mix 27,mientras que la figura 667 reproduce la estruc-tura de su generación, todo ello al someterlo a

6%

Ptot = 113 GW (SM = 2,5)

2%1%

Biomasa

Termosolar

Fotovoltaica edificios

Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

32%

17%

34%

4%2%2%

Figura 666. Potencia instalada en el mix 27 del estudio (GP, 2007). Este mix ha sido eladoptado como punto de partida para el análisis de la cobertura de la demanda conrenovables en el contexto BaU.


1.001 Como consecuencia devarios factores, siendo losprincipales: escenariopoblacional muy superior,mayor electrificación detodos los subsectoresenergéticos, y unametodología bastante másdetallada para elaborar losescenarios.

1.002 Presentado en el eje negativopara poder observarloclaramente.

1.003 Otra información presentadaen los pies de figura paracada uno de estos mix degeneración es el múltiplosolar (SM), la cobertura de lademanda eléctrica (SFeléctrica),la cobertura de la demandatotal (SFtot), la fracción de lageneración que se disipa porausencia de integración delsistema energético (Fdisipada), yla ocupación del territoriocomo porcentaje del áreatotal del territorio peninsular(Aterritorio). Por lo que respectaa la ocupación del territoriose debe resaltar que solo seha considerado la instalaciónde generación renovable, enlos espacios actualmente noempleados para otro uso(incluidos entre estos lasfiguras de protecciónambiental, que suponen el 28% del territorio), según loscriterios y resultados delinforme (GP, 2005) dedicadoal análisis del potencial de lasenergías renovables en laEspaña peninsular. El valormostrado de ocupación delterritorio incluye tanto elefecto de las instalaciones degeneración como el de las deT&D eléctrica.



la demanda del escenario 2050 consideradaen el informe (GP, 2007), que es el que se de-sarrolló en el informe (GP, 2005).

Sin embargo, es preciso adaptar este mix degeneración para su aplicación al escenarioBAU de este informe. En efecto, por un lado,la demanda de electricidad del escenario BAUde este informe es considerablemente supe-rior1.001 a la del escenario empleado en el in-forme (GP, 2007), por lo que el mix 27 no ten-dría capacidad de cubrir la demanda deelectricidad directa. Pero además, ahora es-tamos planteando un sistema energético in-tegrado, en el cual, el mix de generación re-novable debe tener capacidad de cubrir elgrueso de la demanda de combustibles ade-más de la demanda eléctrica directa.

Para ilustrar este hecho, la figura 668 mues-tra el resultado del análisis de la cobertura dela demanda del mix 27 al someterlo a la de-manda de electricidad directa del escenarioBAU para el año 2050, desarrollado en esteinforme. El múltiplo solar de este mix con la

demanda BAU 2050 ahora considerada se vereducido a SM = 1,1, y la cobertura de la de-manda de electricidad directa que nos pro-porciona se ve reducida a SFelectricidad = 64,3%,con una disipación nula de la capacidad degeneración, lo cual proporciona una coberturade la demanda total del sistema integrado deSFtot = 10,9%, y una generación relativamenteelevada de la potencia de biomasa instalada,que opera con un CF = 95,4% consumiendo63 TWh/a de biomasa. En la figura 668 tam-bién podemos apreciar la distribución horaria deldéficit1.002 de cobertura de la demanda de elec-tricidad directa, extendida a todo el año y al-canzando potencias pico del orden de 80 GW,además de la escasa participación de la ca-pacidad de acumulación, consecuencia di-recta del fuerte infra dimensionado de estemix en relación a la demanda a la que se en-cuentra sometido1.003.

43%

Etot = 280 TWh/a

1%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

6%

10%

1%

3% 1%

34%

1%

Figura 667. Generación eléctrica en el mix 27 (GP, 2007). Este mix ha sido el adoptadocomo punto de partida para el análisis de la cobertura de la demanda con renovablesen el contexto BAU.



Por tanto, en primera instancia procedemos aincrementar la potencia instalada con vistas aobtener un mix de generación con capacidadpara dar cobertura a la demanda de energíaeléctrica directa BAU 2050. Para incrementar

la potencia instalada, hemos tenido en cuentael potencial y costes de las distintas tecnolo-gías recogidas en los informes (GP, 2005) y(GP, 2007), que empuja la potencia fotovol-taica hacia valores más elevados de potencia

40%

Ptot = 222 GW

4%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

7%

8%

2%1%

33%

0,3%

5%

Figura 669. Distribución de potencia instalada por el mix 3b orientado a la cobertura dela demanda de electricidad directa BaU 2050. sM = 2,2; C = 3 TWh; sFeléctrica = 97,2% ;sFtot = 16,5% ; Fdisipada = 26,7%; ; aterritorio = 5,5%; LEC2007 = 17,6 c€-2007/kWh; LEC2050 =6,2 c€-2007/kWh.

Pot

enci

a(G

W)

120

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

-80

-100

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Figura 668. análisis de la cobertura de la demanda del mix 27 del informe (GP, 2007)al someterlo a la demanda de electricidad directa del escenario BaU de este informe.sM = 1,1; sFeléctrica = 64,3% ; sFtot = 10,9%; Fdisipada = 0% ; aterritorio = 3,2%.





48%

Etot = 280 TWh/a

2%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

7%

5%

2%

1%1%

33%

1%

Figura 670. Distribución de generación por el mix 3b orientado a la cobertura de lademanda de electricidad directa BaU 2050. sM = 2,2; C = 3 TWh; sFeléctrica = 97,2% ;sFtot = 16,5% ; Fdisipada = 26,7%; aterritorio = 5,5%; LEC2007 = 17,6 c€-2007/kWh; LEC2050 =6,2 c€-2007/kWh.

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Electricidadde biomasa

Pot

enci

a(G

W)

120

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

-80

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 671. Cobertura de la demanda para el mix 3b. Capacidad de generación orientadaa la cobertura de la demanda eléctrica BaU 2050. sM = 2,2; C = 3 TWh; sFeléctrica = 97,2% ; sFtot = 16,5% ; Fdisipada = 26,7%; aterritorio = 5,5%; LEC2007 = 17,6 c€-2007/kWh; LEC2050

= 6,2 c€-2007/kWh.

1.004 El diseño de la centraltermosolar que se empleópara caracterizar lacapacidad de generaciónhoraria y los costes de estatecnología en el informe(GP, 2007) contaba con 15 hde acumulación.

1.005 FSOC (Fractional State ofCharge), representa entérminos relativos a lacapacidad de acumulacióntotal el estado de carga de laacumulación.

1.006 Alcanzando el estado decarga mínimo (10%) quehemos admitido paramantener un cierto nivel deseguridad de operación.




instalada, para recoger su evolución en los úl-timos años y los objetivos actuales de des-pliegue de esta tecnología. A este mix lovamos a denominar mix 3b. La figura 669 nosmuestra la distribución de potencia instaladapor este mix 3b, que con 222 GW alcanza unSM = 2,2, y además implementa una capaci-dad de acumulación eléctrica de 3 TWh. La fi-gura 670 nos muestra la distribución de la ge-neración de este mix, que con una generaciónen barras de central de 600 TWh/a propor-ciona una SFeléctrica = 97,2% y una disipaciónpor requerimientos de regulación del 26,7%de la demanda eléctrica a la que está some-tido (Fdisipación = 26,7%). La cobertura total dela demanda en ausencia de integración delsistema energético sería de SFtot = 16,5%, ylos correspondientes costes normalizados degeneración eléctrica vendrían caracterizadospor LEC2007 = 17,6 c€-2007/kWh y LEC2050 =6,2 c€-2007/kWh.

La figura 671 nos muestra el análisis de la co-bertura de la demanda de electricidad directapara el mix 3b.

Como podemos apreciar, el déficit de cober-tura de la demanda se encuentra bastante lo-calizado al inicio y al final de año, lo que repre-senta, en términos energéticos, una proporciónpequeña de la demanda (2,8%), pero requierepotencias elevadas para su cobertura. Portanto, la cobertura de este déficit se podríacubrir de forma efectiva con un mecanismode flexibilización de la generación, como esla hibridación con biomasa de la capacidadde generación asociada a las centrales ter-mosolares. Las elevadas potencias de cargay descarga del almacenamiento que pode-mos apreciar en esta figura, implican que lacapacidad de acumulación termosolar1.004

debe participar en la regulación del sistema,y apoyar al bombeo hidroeléctrico instalado.Por último, esta figura nos muestra también la

distribución temporal de la capacidad de ge-neración disipada para regular el sistema eléc-trico. Esta disipación es la que se trataría de in-tegrar con el resto del sistema para producirhidrógeno. Sin embargo, esta disipación as-ciende en el mix 3b a 165 TWh/a, y se requiereuna generación adicional de 2.877 TWh/a paraalcanzar una cobertura completa del total dela demanda de energía (SFtot = 100%). Estegran exceso de capacidad de generación adi-cional para cubrir la demanda del BAU en2050, traerá como consecuencia el requeri-miento de un gran sobredimensionado del par-que de generación, lo cual proporciona a suvez un mecanismo adicional de flexibilidad y re-gulación para la cobertura de la demanda eléc-trica, haciendo que la hibridación termosolarpueda resultar innecesaria para el mix 3b, conlo que sus costes de generación eléctrica sereducirían a LEC2007 = 15,3 c€-2007/kWh yLEC2050 = 5,0 c€-2007/kWh.

Por último, la figura 672 muestra la evolucióndel estado de carga (FSOC1.005) de la acumu-lación eléctrica para el caso-3b. Como pode-mos observar, a principio y a final del año, lacapacidad de acumulación se llega a va-ciar1.006, mientras que en la parte central delaño se encuentra totalmente llena y por tantono puede absorber el exceso de capacidadde generación, lo que contribuye a que la di-sipación se centre en esta parte del año.

Como hemos visto en el caso-3b anterior-mente presentado, la cobertura de la de-manda total en el BAU 2050 basada en ener-gías renovables exige un sobredimensionadoconsiderable del parque generador. Para ob-tener una primera aproximación a la potenciaadicional necesaria, hemos partido del mixde potencia adicional reflejado en la figura673, que reproduce el potencial y estructu-ras de coste de las distintas tecnologías, sibien fuerza más allá de lo económicamente




justificable la participación de la fotovoltaicapara reflejar la gran capacidad de despliegueque esta tecnología ha demostrado durantelos últimos años.

FSO

C

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 672. Evolución de la capacidad de acumulación del sistema eléctrico para el mix3b. Capacidad de generación orientada a la cobertura de la demanda eléctrica BaU2050. sM = 2,2; C = 3 TWh; sFeléctrica = 97,2% ; sFtot = 16,5% ; Fdisipada = 26,7% ; aterritorio =5,5%; LEC2007 = 17,6 c€-2007/kWh; LEC2050 = 6,2 c€-2007/kWh.

5%

10%

20%

50%

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Fotovoltaica suelo

15%

Figura 673. Estructura del mix de generación de potencia adicional necesaria para cubrirel total de la demanda de hidrógeno.




19%

48%

17%

Ptot = 1.071 GW

2%

0,45%

0,23%0,07%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

5%9%

Figura 674. Distribución de la potencia instalada en el mix 4b2 dimensionado para lacobertura de la demanda total BaU 2050. sM = 10,6; C = 1,5 TWh; sFeléctrica = 100%;sFtot = 100% ; Fdisipada = 0% ; aterritorio = 18,9%; LEC2007 = 15,5 c€-2007/kWh; LEC2050 = 4,4c€-2007/kWh.

19%

61%

10%

Etot = 3.642 TWh/a

1%

0,28%

0,02%0,16%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

5%

4%

Figura 675. Estructura de la generación eléctrica del mix 4b2 dimensionado para lacobertura de la demanda total BaU 2050. sM = 10,6; C = 1.5 TWh; sFeléctrica = 100% ;sFtot = 100% ; Fdisipada = 0%; aterritorio = 18,9%; LEC2007 = 15,5 c€-2007/kWh; LEC2050 = 4,4c€-2007/kWh.


1.007 Para facilitar la comparaciónentre todos los casos, eldenominador del múltiplosolar siempre es el máximohorario de la demanda deelectricidad directa a la quese ve sometido el mix degeneración.

1.008 Si se quisiera instalar lacapacidad adicional deregulación que proporciona lahibridación termosolar para laelectricidad directa, comoelemento de seguridad desuministro, dado el gransobredimensionado del mixde generación en relación a lademanda de electricidaddirecta, los costes de laelectricidad se modificaríanmuy poco: LEC2007 = 15,9 c€-2007/kWh y LEC2050 = 4,6c€/kWh.



El caso-4b2 que recogemos a continuación,proporciona una cobertura total de la de-manda (SFeléctrica = 100% ; SFtot = 100%), paralo cual requiere la instalación de un múltiplosolar1.007 de SM = 10,6. La figura 674 nos pre-senta la estructura de la potencia instalada enel mix 4b2, con un total de 1.071 GW, mien-tras que la figura 675 presenta la distribuciónde la cobertura de la demanda total de elec-tricidad (directa y para generación de hidró-geno) entre las distintas tecnologías. El granexceso de potencia para proporcionar co-bertura de la demanda total, hace que nosean necesarios mecanismos de flexibilidadadicionales para la cobertura de la demandaeléctrica, como la hibridación termosolar, porlo que los costes de la electricidad produ-cida serían en este caso1.008 de LEC2007 = 15,5c€-2007/kWh y LEC2050 = 4,4 c€-2007/kWh.

En la figura 676 reproducimos el resultado delproceso de análisis de la cobertura de la de-manda de electricidad directa para el mix 4b2.

En esta figura apreciamos el dominio de la “di-sipación” del sistema eléctrico, que en estecaso de sistema energético integrado se usaen su totalidad para producir el hidrógeno re-querido.

El gran excedente de capacidad de genera-ción del mix 4b2, en relación a la demanda deelectricidad directa, proporciona la potencia“disipada” por el sistema eléctrico que mos-trábamos en la figura anterior, y que actúacomo suministro al sistema de generación dehidrógeno. Por tanto, para completar el análi-sis de la cobertura de demanda, es precisoanalizar el proceso de generación y acumula-ción de hidrógeno a partir de esta potenciaeléctrica “disipada”, con su correspondientemodulación horaria anual. En efecto, tanto lapotencia de generación de hidrógeno (hidroli-zador) a instalar, como la capacidad de acu-mulación de hidrógeno necesaria por el sis-tema, dependen de la distribución horaria dela potencia eléctrica disipada que es preciso

Pot

enci

a(G

W)

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

-100

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Biomasa

Figura 676. Cobertura de la demanda de electricidad directa para el mix 4b2,dimensionado para la cobertura de la demanda total BaU 2050. sM = 10,6; C = 1,5 TWh;sFeléctrica = 100% ; sFtot = 100% ; Fdisipada = 0%; aterritorio = 18,9%; LEC2007 = 15,5 c€-2007/kWh; LEC2050 = 4,4 c€/kWh.

1.009 Nótese que esta potencia essuperior a la máximapotencia de carga de laacumulación de hidrógenodebido a la simultaneidadentre generación y consumo.

1.010 Los costes que estamosproporcionando en esteapartado se correspondentan solo a la producción deelectricidad.




integrar para la generación de hidrógeno. Infradimensionar la capacidad de generación dehidrógeno o la capacidad de acumulación delmismo, conduciría a la incapacidad de inte-grar toda la disipación eléctrica y, por tanto, alrequerimiento de sobredimensionado adicio-nal del parque generador para conseguir al-canzar la cobertura total de la demanda. Lafigura 677 recoge el resultado del proceso dedimensionado de la capacidad de acumula-ción de hidrógeno que permite obtener unacobertura total de la demanda (SFtot = 100%)para el mix 4b2. Como podemos observar serequieren 282 TWhH2 de capacidad de acu-mulación, equivalente a una reserva de 72días, para no desperdiciar capacidad de ge-neración proporcionada por el mix 4b2. Sinembargo, el estado de carga de la capacidadde acumulación va variando a lo largo del año,y alcanza un mínimo de 37 TWhH2 el 16 de fe-brero, correspondiente a una reserva denueve días. A principio de año, la cantidad dehidrógeno almacenado es de 142 TWhH2,equivalente a una reserva de 36 días.

La figura 678 presenta la evolución de la po-tencia de carga y descarga de la acumulaciónde hidrógeno (en términos eléctricos equiva-lentes), mientras que la figura 679 muestra laevolución del estado de carga de la reservatotal de hidrógeno a lo largo del año. Adicio-nalmente, a esta capacidad de acumulaciónde hidrógeno se requiere una potencia totalde generación de hidrógeno1.009 de 799 GWe.El impacto de esta infraestructura de genera-ción y acumulación de hidrógeno sobre elcoste del total de la energía se presentará enel siguiente punto1.010.

300

250

200

150

100

50

0Capacidad de

almacenamientoCapacidad

inicialCapacidad

mínima

TWhH

2/a

Figura 677. Requerimientos de acumulación de hidrógeno, capacidad inicial y capacidadmínima anual del sistema de acumulación de hidrógeno, para el mix 4b2, dimensionadopara la cobertura de la demanda total BaU 2050. sM = 10,6; sFtot = 100% ; Fdisipada = 0%;aterritorio = 18,9%.




Acu

mul

ació

nH

2(T

WhH

2)

300

250

200

150

100

50

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 679. Evolución del estado de carga del sistema de acumulación de hidrógenopara el mix 4b2, dimensionado para la cobertura de la demanda total BaU 2050. sM =10,6; sFtot = 100% ; Fdisipada = 0%; aterritorio = 18,9%.

Pot

enci

a(G

We)

600

400

200

0

-200

-400

-600

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 678. Evolución de las potencias de carga y descarga del sistema de acumulaciónde hidrógeno para el mix 4b2, dimensionado para la cobertura de la demanda total BaU2050. sM = 10,6; sFtot = 100% ; Fdisipada = 0%; aterritorio = 18,9%.

Para terminar con el análisis del mix 4b2 co-rrespondiente a un sistema energético inte-grado, basado en energías renovables para lacobertura de la demanda BAU 2050, en la fi-gura 680 recogemos la comparación de loscostes normalizados de generación de elec-tricidad entre el mix 3b (sistema energético nointegrado) y el mix 4b2 (sistema energético in-tegrado), donde podemos apreciar el benefi-cio de la integración energética asociado aevitar tener que disipar capacidad de genera-ción de la potencia renovable instalada.

5.5.3 Coste total del sistemaenergético

En los apartados anteriores, junto al resultadode los procesos de análisis de la cobertura dela demanda, hemos presentado costes nor-malizados de la electricidad producida.

En este apartado nos vamos a centrar en eva-luar los costes del total del sistema energético,

donde el coste de la electricidad producidaes uno de los componentes, pero hay otroscomponentes, como los combustibles fósi-les, adicionales a los empleados para gene-ración de electricidad, la biomasa directa, losbiocombustibles, la solar térmica, la capaci-dad de generación y de acumulación de hi-drógeno y las emisiones, que contribuyen alcoste total.

Los costes en los que estamos interesadosson tanto los costes específicos por unidadde energía (LEC), como los costes absolu-tos. En efecto, desde el punto de vista de laevaluación de los efectos de las medidas deeficiencia e inteligencia que se incorporaránen el contexto E3.0, lo relevante es el costeanual absoluto asociado a la producción deenergía, pues aunque el coste específico(LEC) resulte superior al desplegar eficienciae inteligencia, es en el coste absoluto dondecabe esperar una reducción importante y,por tanto, donde se ven reflejadas las venta-jas de estas medidas.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

No integrado

Integrado

Figura 680. Comparativa de los costes normalizados de la producción de electricidadpara el mix 3b (no integración del sistema energético) y el mix 4b2 (integración delsistema energético).




Al igual que en el apartado anterior, aquínos limitaremos a proporcionar los costespara los extremos del periodo de tiempoconsiderado (años 2007 y 2050), en térmi-nos de dinero constante en el año 2007, ydejaremos para el siguiente apartado lapresentación de los efectos de la evolucióntemporal de los costes, sobre los costespromedio en cada año y durante el periodoconsiderado.

A diferencia del apartado anterior, en el quelos LEC se expresaron por unidad de energíaproducida (electricidad en barras de central),en este apartado vamos a referir los LEC a laenergía final consumida.

5.5.3.1 Generación BAU

En este punto recogemos los resultados rela-tivos a la estructura de costes del contextoBAU con un sistema de generación BAU.

En la estructura de costes, vamos a diferen-ciar los costes correspondientes a la energía,y los asociados a las emisiones de CO2. A suvez, diferenciaremos los costes correspon-dientes a la producción de electricidad, y losasociados al resto del consumo de energíafinal (principalmente dominados por los com-bustibles fósiles, pero con contribuciones debiomasa y solar térmica).

Las figuras 681 y 682 nos muestran la es-tructura de los costes específicos normaliza-dos (LEC) para la producción de electricidad ypara el resto del sistema energético, queabarca los combustibles fósiles, la biomasa yla solar térmica.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

02007 2050

Emisiones

Energía

Año

Figura 681. Estructura de los LEC para suministro de electricidad en el contexto dedemanda BaU con generación BaU, y para los años 2007 y 2050. El LEC vieneexpresado en términos de energía final (en este caso electricidad).

1.011 Esto es debido a que solo lossectores dentro del alcancede la directiva de comerciode emisiones se venafectados, y dentro de estos,debido a la elevadaasignación de derechos deemisiones en el año 2007,solo una pequeña cantidadde sus emisiones deben serpagadas: para el sector degeneración eléctrica, laasignación de derechos deemisiones fue del 82,3% delas emisiones, mientras quelos sectores combustión eindustrial tuvieron unasasignaciones superiores asus emisiones. Además, elprecio del CO2 en el mercadodurante el año 2007 erabajísimo. (Ministerio deMedioambiente, “Aplicaciónde la Ley 1/2005. Emisionesverificadas frente aasignaciones: año 2007”,2008).

1.012 En este caso, el denominadordel LEC es el total delsuministro de energía final.



El primer elemento que salta a la vista es elbajo peso de las emisiones1.011 en la estruc-tura de costes para el año 2007: en estascondiciones es realmente difícil que la asig-nación de costes a las emisiones actúecomo un driver del proceso de cambio delsistema energético. Para el año 2050, elcoste específico de las emisiones es supe-rior según el escenario adoptado, y ademásconsideramos que no hay asignación de de-rechos de emisión y que todos los sectoresdeben pagar por sus emisiones.

El segundo elemento relevante es el conside-rable incremento del coste específico en elaño 2050, como consecuencia de la inflaciónincremental a la que se ven sometidos loscombustibles fósiles que forman la base delsuministro energético en este caso.

Por lo que respecta a la comparativa entrelos costes específicos de la electricidad ydel resto de componentes del sistema

energético, observamos cómo el coste dela electricidad es superior a la del resto decomponentes energéticos, pero en el año2050 la diferencia ya es pequeña, comoconsecuencia de la estabilización de losprecios que tiene la contribución renovableen el sistema eléctrico, incluso con este sis-tema de generación BAU.

En las figuras anteriores mostrábamos el LECasociado al suministro de electricidad y delresto de tipos de energía final. El denomi-nador que definía estos LEC era el suminis-tro final de la energía considerada. Pero elpeso específico de la electricidad y del restode energía sobre el suministro total de ener-gía final total es bastante distinto, por lo queal analizar el LEC del conjunto del sistemaenergético1.012, las contribuciones de laelectricidad y del resto de tipos de energíafinal no serán homogéneas. En la figura 683recogemos la estructura del LEC total delsistema energético para el contexto BAU.


LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

02007 2050

Emisiones

Energía

Año

Figura 682. Estructura de los LEC para suministro del resto de la energía aparte de laelectricidad (principalmente combustibles fósiles, pero tienen contribuciones de biomasay solar térmica) en el contexto de demanda BaU con generación BaU, y para los años2007 y 2050. El LEC viene expresado en términos de energía final suministrada.




Como podemos observar, en este contextola electricidad es un componente secunda-rio del coste total, dominando el resto de for-mas de energía final suministradas (princi-palmente los combustibles fósiles), motivopor el que la tendencia inflacionista de loscombustibles fósiles repercute de forma muy

importante sobre el LEC total del sistemaenergético, de tal forma que para 2050 cabeesperar que el LEC total del sistema energé-tico sea más del doble del que había en 2007(a lo cual también contribuye el incrementode la contribución al coste total debida a lasemisiones de CO2).

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

02007 2050

Año

Emisiones

Resto

Electricidad

Figura 683. Estructura de los LEC para suministro del total de energía final en el contextode demanda BaU con generación BaU, y para los años 2007 y 2050. El LEC vieneexpresado en términos de energía final suministrada.

CE

(M€-

2007

/a)

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Año

Emisiones

Resto

Electricidad

Figura 684. Estructura del coste total normalizado asociado al suministro de energía finalen el contexto de demanda BaU con generación BaU, y para los años 2007 y 2050.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

14

12

10

8

6

4

2

0Electricidad Resto

Emisiones

Energía

Total

Figura 685. LEC del suministro de electricidad y del resto de tipos de energía final(principalmente combustibles fósiles, pero con contribuciones de biomasa y solartérmica), así como del conjunto del sistema energético, para el contexto BaU congeneración BaU en el año 2007.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

0Electricidad Resto

Emisiones

Energía

Total

Figura 686. LEC del suministro de electricidad y del resto de tipos de energía final(principalmente combustibles fósiles, pero con contribuciones de biomasa y solartérmica), así como del conjunto del sistema energético, para el contexto BaU congeneración BaU en el año 2050.




Pero además del incremento en el coste es-pecífico de la energía, la demanda total deenergía final también es mayor en 2050 queen 2007, por lo que el coste total del suminis-tro de energía experimenta un incrementomayor que el del LEC. La figura 684 recoge la

estructura del coste total de energía normali-zado. Como puede verse, los efectos combi-nados de la inflación de los combustibles y elincremento de la demanda conducirían a tri-plicar el coste total en el año 2050 respecto aldel año 2007.

M€-

2007

/a

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0Electricidad Resto

Emisiones

Energía

Figura 687. Coste total normalizado del suministro de electricidad y del resto de tipos deenergía final (principalmente combustibles fósiles, pero con contribuciones de biomasa ysolar térmica, para el contexto BaU con generación BaU en el año 2007).

M€-

2007

/a

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0Electricidad Resto

Emisiones

Energía

Figura 688. Coste total normalizado del suministro de electricidad y del resto de tipos deenergía final (principalmente combustibles fósiles, pero con contribuciones de biomasa ysolar térmica, para el contexto BaU con generación BaU en el año 2050).




Las figuras 685 a 688 facilitan una compara-ción directa entre los costes específicos y to-tales asociados al suministro de electricidad ydel resto de tipos de energía final (principal-mente combustibles fósiles) en el contextoBAU con generación BAU, y en los años 2007y 2050.

5.5.3.2 Generación renovable

A modo de comparación de los resultados decostes en términos específicos por unidad deenergía final, al considerar solo la electricidado el conjunto del sistema energético, en la fi-gura 689 presentamos los LEC correspon-dientes al caso de cobertura de la demandaBAU en 2050 con energías renovables.Como elemento de comparación presenta-mos el LEC del mix 27 asociado a la cober-tura de la demanda eléctrica en el informe(GP, 2007), pero aquí, expresado en términosde energía final. Los resultados del mix 27 ydel mix 3b se refieren a costes específicos dela electricidad para dos mix dimensionados

para la cobertura de la demanda de energíaeléctrica. El resultado correspondiente al mix4b2 se refiere al coste específico promediodel conjunto de energía final asociado a la co-bertura total de la demanda de energía en elBAU 2050.

Por lo que respecta a la comparativa entre losresultados del mix 27 y el mix 3b, podemosobservar cómo en 2007 el mix 3b resulta lige-ramente más caro por la mayor participaciónproporcional de la fotovoltaica, sin embargo,de cara al año 2050, en que los costes deesta tecnología ya se han reducido, el mix 3bpresenta un LEC inferior como consecuenciadel mayor factor de capacidad con el queopera (el mix 3b tiene SM = 2,2, frente al SM= 2,5 del mix 27).

La comparativa entre los resultados del mix3b y el mix 4b2 nos permite apreciar el efectodel resto del sistema energético. A pesar deque el LEC correspondiente a la producciónde electricidad es menor en el mix 4b2 que enel mix 3b gracias a la integración del sistema

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Año

Mix 27: informe R100%

Mix-3b: demanda eléctricaBAU con renovables

Mix-4b2: demanda totalBAU con renovables

Figura 689. Comparación de los LEC asociados a la generación eléctrica y a la coberturatotal de la demanda para el caso de demanda BaU 2050 con generación renovable.


1.013 Como ya comentamosanteriormente, para estecaso, el exceso de potenciaeléctrica necesaria paracubrir la demanda dehidrógeno es tan elevada,en términos relativos a lademanda eléctrica, que lahibridación termosolar resultaredundante.



energético que permite aprovechar la poten-cia disipada por el sistema eléctrico, el LECpromedio del conjunto del sistema energéticoes mayor que el de producción de electrici-dad, consecuencia tanto de los elementos decoste adicionales (generación de hidrógeno,biomasa, solar térmica), como de las inefi-ciencias asociadas a la conversión de electri-cidad en hidrógeno.

Siguiendo con el caso de cobertura de la de-manda BAU con energías renovables, las fi-guras 690 a 693 recogen la estructura de losLEC y el coste anual total en los años 2007 y2050, y para los dos casos posibles en quese incorpore la hibridación termosolar, o no,para aumentar1.013 la seguridad de suministroen el sistema eléctrico.

En la estructura de costes hemos diferenciadoel coste asociado a la acumulación y genera-ción de hidrógeno. Por lo que respecta al costede acumulación de hidrógeno, por lo general,los costes correspondientes a la acumulación

y gestión de otros combustibles no están in-corporados en el resto de los casos, y portanto, de cara a las comparaciones no resultaadecuado arrastrar estos costes. Sin embargo,dado que en el caso de inclinarse por un sis-tema energético que se apoyara en el hidró-geno como vector energético, sería preciso de-sarrollar esta estructura de acumulación comoconsecuencia del cambio, resulta interesantetener cuantificado el sobrecoste asociado aeste aspecto. El otro elemento diferenciado enla estructura de costes (total excepto hidró-geno), incluye todos los otros componentes decoste del sistema energético (generación eléc-trica, combustibles, emisiones, etc.).

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

35

30

25

20

15

10

5

02007 2050

Año

Acumulación de hidrógeno

Generación de hidrógeno

Total excepto hidrógeno

Figura 690. Coste específico (LEC) del conjunto del sistema energético con demandaBaU y cobertura R100% para los años 2007 y 2050. El LEC se expresa por unidad deenergía final. aparece diferenciada la contribución de la acumulación y generación dehidrógeno. Caso sin incluir hibridación.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

35

30

25

20

15

10

5

02007 2050

Año




Figura 691. Coste específico (LEC) del conjunto del sistema energético con demandaBaU y cobertura R100% para los años 2007 y 2050. El LEC se expresa por unidad deenergía final. aparece diferenciada la contribución de la acumulación y generación dehidrógeno. Caso incluyendo hibridación termosolar para aumentar la seguridad desuministro del sistema eléctrico.

CE

(M€-

2007

/a)

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Año




Figura 692. Coste total del conjunto del sistema energético con demanda BaU ycobertura R100% para los años 2007 y 2050. aparece diferenciada la contribución de laacumulación y generación de hidrógeno. Caso sin incluir hibridación termosolar.


1.014 Recordemos que en estecaso la hibridación esredundante debido al gransobredimensionado de lapotencia de generación, parapoder proporcionar coberturaa la demanda de hidrógeno.

1.015 En efecto, para el contextoBAU la hibridación representaunos 50 GW sobre 1.071 GWinstalados, mientras quecomo veremos más adelante,para el contexto E3.0 lahibridación representa delorden de 40 GW sobre 183GW instalados. Por tanto, enel contexto E3.0 las medidasde DSR (respuesta de lademanda) encaminadas areducir los requerimientos deregulación del sistemaeléctrico tendrán un pesoespecífico muy superiorsobre la estructura de costes.



La primera conclusión que podemos ex-traer de estos resultados es la escasa dife-rencia entre los casos sin y con hibridacióntermosolar, motivo por el cual sería reco-mendable incluir la hibridación de cara a in-crementar la seguridad del suministro delsistema eléctrico1.014.

El motivo por el que la hibridación es tan pocorelevante en este caso es que para el BAU, elpeso relativo de la demanda de hidrógenorespecto a la demanda eléctrica directa escomo 10 veces superior al que encontrare-mos en el contexto E3.0, por lo que la hibri-dación necesaria para regular el sistema eléc-trico tiene un peso relativo muy inferior sobrela potencia total instalada, y por tanto suefecto se diluye1.015.

La segunda conclusión que se puede extraerde estos resultados es el elevado peso relativode la acumulación de hidrógeno sobre la es-tructura de costes del sistema energético, ba-sado en energías renovables para el contextoBAU al inicio del desarrollo del escenario. Este

hecho es debido principalmente al elevadocoste específico de la acumulación de hidró-geno al principio del escenario, y al elevadovolumen de acumulación de hidrógeno reque-rido en el contexto BAU como consecuenciade la elevada demanda de hidrógeno. Hacia elfinal del escenario, en el año 2050, el peso re-lativo asociado a la acumulación de hidrógenose reduce de forma muy significativa, comoconsecuencia, principalmente, de la reduccióndel coste específico de acumulación de hidró-geno, y por la mayor electrificación del sistemaenergético que reduce el peso específico delcoste de la acumulación de hidrógeno sobreel coste total del sistema energético.

5.5.3.3 Comparativa generación BAU /generación renovable

En este punto procedemos a comparar loscostes del contexto BAU al emplear unageneración BAU o una generación R100%.Las figuras 694 y 695 recogen esta compara-tiva tanto en términos de LEC como de coste

CE

(M€-

2007

/a)

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Año




Figura 693. Coste total del conjunto del sistema energético con demanda BaU ycobertura R100% para los años 2007 y 2050. aparece diferenciada la contribución de laacumulación y generación de hidrógeno. Caso incluyendo hibridación termosolar paraaumentar la seguridad de suministro del sistema eléctrico.

1.016 Esto es así porque para elcontexto BAU, debido a lagran demanda de hidrógeno,se requiere un gransobredimensionado delparque generador respecto ala demanda de electricidaddirecta, lo cual trae comoconsecuencia que para lacobertura de la demandaeléctrica no sea precisa lacapacidad de regulación queproporciona la hibridacióntermosolar.

1.017 En este estudio estamosreflejando tan solo los costesde la energía suministrada,pero desde el punto de vistaeconómico hay otra grandiferencia entre la generacióncon mix BAU y la generaciónR100%: mientras que lageneración con mix BAU llevaa que el grueso del gastoeconómico para cubrir lademanda de energía vaya aparar a las manos de unaminoría de personas yorganizaciones de otrospaíses por la venta de loscombustibles fósiles (sin queni siguiera repercuta sobre lariqueza o bienestar de lamayoría de la población deesos países), en el caso de lageneración R100%, el gastoeconómico asociado a lacobertura de la demanda vadirectamente dirigido aarticular la actividadeconómica asociada a lafabricación, instalación yoperación de lasinstalaciones de generaciónrenovable.




total. En estas figuras no se ha incluido, parael caso de suministro R100%, el coste co-rrespondiente a la acumulación de hidrógeno(aunque sí los correspondientes a la genera-ción de hidrógeno). Esta comparativa consi-deramos que es la más adecuada porque,para el caso de generación BAU, tampoco seincluyen los costes asociados al almacena-miento de combustibles fósiles. Por otro lado,los costes del caso con generación R100%incluyen los costes de la hibridación termoso-lar, que en este caso es redundante1.016 y con-tribuye tan solo a incrementar la seguridad desuministro en el sistema eléctrico. Por tanto,los costes correspondientes a la generaciónR100% son conservadores.

En términos de coste específico (LEC), vemoscomo, si bien en el año 2007 la solución ba-sada en energías renovables resulta conside-rablemente más cara que la del mix BAU, enel año 2050 las tendencias se invierten, y lasolución R100% permite estabilizar el costede la energía en valores inferiores a los del mixBAU en el año 2007. En valor medio en el pe-riodo 2007-2050, la solución con generaciónR100% también resulta más económica, pero

lo más importante es que a partir del año 2050la solución basada en generación R100% pre-senta unos costes estables en el tiempo,mientras que la correspondiente al mix BAUseguirá inflacionándose. Por tanto, podemosconcluir que incluso en el caso del contextoBAU de demanda, la solución basada en unageneración R100 % resulta muy ventajosadesde una perspectiva económica1.017 res-pecto a la alternativa de mantener el mix BAU.

En este punto es preciso resaltar que el LECdel año 2007 para el caso de la generaciónR100 % se encuentra considerablementeafectado por la inversión asociada a la infra-estructura de generación de hidrógeno que,al usarse con un factor de capacidad relativa-mente bajo, repercute de forma significativasobre el LEC.

Pero si en términos de LEC la opción con ge-neración R100% ya resultaba ventajosa, entérminos de coste total la ventaja de la opciónR100% se amplifica todavía más. En efecto,tal y como muestra la figura 695, el creci-miento de la demanda de energía final en elaño 2050 respecto al año 2007, acentúa el

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

02007 2050

Mix BAU

100% Renovables

Figura 694. Comparativa de los LEC del suministro de energía final total, en el contextode demanda BaU, y con generación BaU y R100%. El coste R100% no incluye el costeasociado a la acumulación de hidrógeno, aunque sí a su generación.


1.018 El recurso de biomasadisponible es, como yahemos indicadoanteriormente, limitado. Suuso, temporalmente limitadopara acotar el requerimientode hidrógeno en sus etapasiniciales de recorrido de lacurva de aprendizaje, puedeser una opción viable, pero elmantener elevadas tasas deuso de biomasa de formaindefinida, aparte de noresultar sostenible, tampocosería la opcióneconómicamente más viable.



efecto beneficioso de la estabilización de cos-tes que nos proporciona la opción de gene-ración R100%, lo que aumenta mucho la di-ferencia entre los costes medios en el periodoconsiderado (2007-2050). En el año 2050, y apesar del crecimiento de la demanda, la ge-neración R100% nos proporciona un costetotal del abastecimiento energético inferior aldel año 2007 con generación R100%, y tansolo ligeramente superior al coste del año2007 con mix BAU.

Si incluimos los costes correspondientes a laacumulación del hidrógeno, las figuras 696 y697 nos muestran cómo la opción R100% enel año 2007 se ve fuertemente penalizada,tanto a nivel de LEC como de coste total, aun-que en el año 2050 la diferencia con el casoanterior es mucho más pequeña como con-secuencia de la reducción de los costes es-pecíficos de acumulación de hidrógeno. La

conclusión principal de lo más favorable de laopción R100% al largo plazo sigue siendocierta, pero dada la necesidad de desplegaresta nueva infraestructura de acumulación dehidrógeno, estos resultados nos muestranclaramente la conveniencia de limitar la parti-cipación del hidrógeno en la cobertura de lademanda durante los primeros años del pe-riodo de tiempo considerado, hasta que sevaya reduciendo el coste de acumulación, locual también proporcionaría el beneficio de li-mitar los costes asociados a la generación dehidrógeno cuya contribución al LEC del sis-tema total es significativa. Las opciones paraamortiguar este impacto económico asociadoa la introducción del hidrógeno son, en primerlugar, el despliegue de medidas de eficienciapara limitar la demanda de energía final, y ensegundo lugar, la sustitución parcial y tempo-ral1.018 del hidrógeno mediante un mayor usode biomasa en las etapas iniciales.

CE

(M€-

2007

/a)

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Mix BAU

100% Renovables

Figura 695. Comparativa de los costes normalizados totales asociados al suministro deenergía final total, en el contexto de demanda BaU, y con generación BaU y R100%. Elcoste R100% no incluye el coste asociado a la acumulación de hidrógeno, aunque sí asu generación.




CE

(M€-

2007

/kW

h)

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Mix BAU

100% Renovables

Figura 697. Comparativa de los costes normalizados totales asociados al suministrode energía final total, en el contexto de demanda BaU, y con generación BaU y R100%. El coste R100% incluye el coste asociado a la acumulación de hidrógeno.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

35

30

25

20

15

10

5

02007 2050

Mix BAU

100% Renovables

Figura 696. Comparativa de los LEC del suministro de energía final total, en el contextode demanda BaU, y con generación BaU y R100%. El coste R100% incluye el costeasociado a la acumulación de hidrógeno.


1.019 Para el caso del mix BAU, taly como expusimosanteriormente, al estar suscostes dominados por loscostes de los combustibles,el LEC de la nueva capacidadinstalada un año loconsideramos igual al LECpromedio del parqueoperativo en un añodeterminado (LECm).



5.5.4 Evolución temporal de costes

En los puntos anteriores hemos mostrado loscostes (en términos específicos y totales) enlos años extremos del periodo de tiempo con-siderado (años 2007 y 2050). El promedio arit-mético de estos costes proporciona ya unaprimera valoración de los costes promediosasociados al periodo considerado. En el casode los escenarios que plantean un cambio demodelo energético (bien sea por el lado de lageneración o el de la demanda), este costepromedio es una valoración del coste aso-ciado al cambio de modelo energético, sibien, en el caso de los sistemas basados enenergías renovables, el coste al final del pe-riodo (año 2050) es el que resulta indicativode los costes del sistema energético, a partirdel momento en el que se alcance el com-pleto desarrollo tecnológico y comercial de lastecnologías empleadas; y es precisamenteaquí, en su capacidad de contener la tenden-

cia inflacionista de los modelos energéticosBAU y de proporcionar una estabilidad decostes, donde los modelos basados en ener-gías renovables ofrecen una de sus mayorescontribuciones.

Sin embargo, tal y como indicamos anterior-mente, en este estudio vamos a profundizar unpoco más en la evolución de los costes a lolargo del periodo considerado, para proporcio-nar una mejor aproximación del coste prome-dio que la asociada a la media aritmética de loscostes en los años extremos (2007 y 2050).

En las figuras 698 y 699 mostramos la evo-lución a lo largo del periodo considerado delLEC de la nueva capacidad instalada, el LECpromedio del parque existente en cadaaño1.019 (LECm), y el LEC promedio a lo largodel periodo considerado (LECpromedio), para elcontexto de demanda BAU y los dos casosanalizados: mix BAU y mix R100%.

Año

23

21

19

17

15

13

11

9

7

52000 20602030 2040 20502010 2020

Promedio parque

Promedio periodo

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Figura 698. Evolución del LEC promedio del parque generador, y valor promedio del LECen el periodo de análisis, para el contexto BaU con mix de generación BaU. Para el casodel mix BaU, el promedio del parque generador existente en cada año (LECm) coincidecon el LEC de la nueva capacidad instalada ese año.

1.020 Para el mix BAU, elpromedio aritmético es de16,2 c€-2007/kWh, mientrasque el promedio resulta de16,3 c€-2007/kWh.Para el mix R100%, elpromedio aritmético es de14,0 c€-2007/kWh, mientrasque el promedio resulta serde 14,4 c€-2007/kWh.

1.021 De hecho, esta conclusiónseguiría siendo válida inclusosi el LECpromedio del sistemaR100% en el periodo 2007-2050 resultara superior al delmix BAU en este periodo:dada la estabilización decostes que proporciona elmix R100%, y su coste muypor debajo delcorrespondiente al mix BAU apartir del año 2050, bastaríaprolongar ligeramente elperiodo de promediado paraobtener un LECpromedio delsistema R100% inferioral del mix BAU.

1.022 Generación de empleo,actividad industrial y deservicios, etc.




En estas figuras podemos apreciar la ventajaen términos de estabilización y reducción decostes futuros del sistema energético que nosproporciona la opción del mix R100% frente almix BAU.

Otra conclusión que podemos extraer deestos resultados es que el LEC promedio en elperiodo considerado está muy próximo1.020 alpromedio aritmético de los LEC al inicio y finaldel periodo, por tanto, la primera aproxima-ción al coste medio empleada tanto en puntosanteriores de este informe como en el informe(GP, 2007) proporciona una buena cuantifica-ción de este parámetro.

En el caso del mix de generación R100%, elpromediado sobre el parque existente en unaño determinado (LECm), produce un retrasoen acceder a los costes decrecientes de lastecnologías a medida que van madurando, locual conduce a incrementar el LECpromedio. Lafigura 700 nos muestra la evolución temporalde este desfase (LECm-LEC) a lo largo del pe-riodo considerado, y muestra cómo el desfasecrece rápidamente al principio, alcanza un

máximo en torno al año 2020 con un valor de3,7 c€-2007/kWh, para posteriormente ten-der asintóticamente a cero. En el año 2050 eldesfase es ya tan solo de 0,6 c€-2007/kWh.

Por lo que respecta a los valores promedio delLEC en todo el periodo considerado, en la fi-gura 701 presentamos una comparación di-recta. Como podemos ver, incluso en térmi-nos promedio el mix R100% proporciona uncoste menor que el mix BAU. Por tanto, pro-ducir el cambio del modelo del sistema de ge-neración desde el mix BAU a un mix R100%,no solo nos da acceso a unos costes del su-ministro de energía estables y muy inferioresen el futuro, sino que además, en el periodode implantación del nuevo sistema de gene-ración, nos sale más barato. Es decir, la tran-sición del sistema de generación más allá deresultar gratis, nos proporciona un ahorro netoen el periodo de desarrollo1.021. A esto hay queañadir todos los efectos positivos asociados ala incentivación del sistema económico1.022

que proporciona un sistema de generaciónbasado en renovables, en contraposición adesperdiciar esos recursos económicos para

Año

21

19

17

15

13

11

9

7

52000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Nueva capacidad

Promedio parque

Promedio periodo

Figura 699. Evolución del LEC promedio del parque generador, y valor promedio del LECen el periodo de análisis, para el contexto BaU con mix de generación R100%.




comprar un recurso externo (combustibles fó-siles) que beneficia a una pequeña minoríafuera de nuestro país, sin incentivar nuestrosistema económico, e incluso sin proporcio-nar beneficios para el grueso de la poblaciónde origen de los países a los que compramos

esos recursos fósiles. Además, al emprenderesa transición del sistema energético hace quecolaboremos en el avance de estas tecnologíasa lo largo de su curva de aprendizaje, hacién-dolas más accesibles al resto1.023 de países, ypor tanto haciendo posible la estabilización

Año

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,02000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

m-

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Figura 700. Evolución temporal en el periodo considerado, y para el contexto BaU conmix de generación R100%, del desfase entre el coste específico medio del parqueoperativo en un año determinado y el coste específico de la nueva capacidad instaladadurante ese año.

LEC

prom

edio

(c€-

2007

/kW

h)

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0BAU con mix BAU BAU con R100%

Figura 701. Comparación de los LEC promedio durante el periodo de tiempoconsiderado (2007-2050) para el contexto BaU y las dos opciones de generación: mixBaU y R100%.

1.023 Especialmente a aquellos coneconomías con menosrecursos y pendientes, o enproceso de activar sudesarrollo económico.

1.024 De hecho, empleando unperiodo de promediadomucho más largo delconsiderado en este estudio(con el punto final más alládel año 2050), la diferenciaentre los LECpromedio delsistema energético sería,como mínimo, lacorrespondiente a estadiferencia de costesexistentes en el año 2050(22,0 c€-2007/kWh para elmix BAU y 8,9 c€-2007/kWhpara el R100%), la cualprobablemente seincrementaría por la inflacióncreciente del mix BAU másallá del año 2050.




del sistema climático. Y a partir del año 2050hacia adelante, haber acometido este pro-ceso de reconversión del mix BAU hacia elsistema R100%, nos deja en una situacióncon unos costes estables de la energía finalsuministrada del orden de 8,9 c€-2007/kWh,frente al escenario al que nos conduciría se-guir con el mix BAU con unos costes en 2050de 22,0 c€-2007/kWh, sobre los que todavíacabría esperar una inflación adicional en losaños futuros, a medida que fuera aumentandola escasez de los recursos en los que se ba-saría nuestro sistema energético1.024.

La figura 702 recoge la comparativa directaentre los LEC promedio del parque de gene-ración existente en cada año (LECm) para elcontexto de demanda BAU, y los dos casosde mix BAU y mix R100%. Como podemosobservar, en torno al año 2025 ya alcanzaría-mos una paridad de costes, y a partir de esteinstante la opción del mix R100% nos pro-porcionaría unos ahorros rápidamente cre-cientes que se prolongarían indefinidamentemás allá del año 2050.

Si cruzamos estos resultados con los del es-cenario de evolución temporal de la demandaBAU anteriormente presentado, obtenemosuna estimación de la evolución de los costestotales del sistema energético a lo largo delperiodo considerado. En la figura 703 repro-ducimos estos resultados, en los que se haempleado el LEC promedio del parque gene-rador en cada año (LECm) para caracterizar loscostes específicos de ese año, y el escenariode evolución temporal de la demanda BAUanteriormente desarrollado. Como podemosobservar, para el mix de generación R100%se alcanza un máximo del coste total en tornoal año 2022, consecuencia de la tendenciacreciente de la demanda y la decreciente delos costes específicos, unos pocos añosantes de alcanzar la paridad de costes con elmix BAU (año 2025). Sin embargo, este má-ximo interior del mix R100% es muy inferior alvalor del coste total para el mix BAU en el año2050.

En términos del coste anual promedio en elperiodo de tiempo considerado (2007-2050),

BAU con mix BAU

BAU con R100%

23

21

19

17

15

13

11

9

7

52000 2060

Año

2020 2040

LEC

m(c

€-20

07/k

Wh)

2010 2030 2050

Figura 702. Comparación de la evolución del LEC correspondiente al promedio delparque de generación existente en cada año para el contexto BaU y las dos opciones degeneración: mix BaU y R100%.


1.025 Resulta útil comparar estevalor con el del coste de lasprimas a las energíasrenovables en el año 2009: elcoste de las primas fue un 8% de este ahorro anualpromedio. Pero así como elahorro, por ser promedio,aplica para cada uno de losaños del periodo 2007-2050,las primas, como mecanismode apoyo al avance por lacurva de aprendizaje, estosno constituyen un gasto fijoen todo este periodo, sinoque se van reduciendogradualmente hastadesaparecer eventualmente.Por tanto, el peso relativo delas primas sobre el ahorroproporcionado constituye unporcentaje muy inferior a este8%. Por otro lado, el ahorroanual promedio estánormalizado. Sinormalizamos las primas ysuponemos que se aplicandurante 20 años (promediodel RD 661 para las distintastecnologías), el coste total delas primas sería un 4,8% delahorro en el periodo 2007-2050, porcentaje que iríadecreciendo al aumentar elperiodo de tiempoconsiderado.



la figura 704 nos recoge la comparativaentre los mix BAU y mix R100%, y muestrael ahorro proporcionado por la opción del

mix R100% frente al mix BAU, que asciendeen valor promedio1.025 a 55.556 M€-2007/a.

BAU con mix BAU

BAU con R100%

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02000 2060

Año

2020 2040

Cos

teno

rmal

izad

o(M

€-20

07/a

)

2010 2030 2050

Figura 703. Evolución de los costes totales normalizados del sistema energético para elcontexto de demanda BaU y los dos casos de mix BaU y mix R100%. Los costesanuales se han obtenido como producto del LECm de cada año por el escenario dedemanda en ese año.

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0BAU con mix BAU BAU con R100%

Figura 704. Coste anual total normalizado promedio en el periodo 2007-2050 para elcontexto de demanda BaU y las dos opciones de generación caracterizadas por el mixBaU y el mix R100%.

1.026 Debe recodarse sin embargo,que para este caso la recargade los EVs se realiza enhorario nocturno, en unaestrategia orientada aregularizar la curva de lademanda eléctrica BAU. Estoconstituye también una ciertagestión de la demanda,aunque estática, en el sentidode que no responde a lasnecesidades reales delsistema eléctrico considerado(contexto E3.0), sino delestablecido en el contextoBAU. El caso de una recargatotalmente aleatoria de losEVs no se ha analizado eneste estudio.

1.027 Conviene recordar que losdiseños de centralestermosolares, incluidos en elmix de generaciónconsiderado, incorporan unacapacidad dealmacenamiento térmico de15 horas.

1.028 Conviene recordar que lascentrales de biomasa,incluidas en el mix degeneración, son centralescogenerativas que operancon gas de síntesis conciclos de turbina de gasregenerativos, con bajaspresiones de entrada enturbina, y por tanto con unaelevada capacidad derespuesta para ajustarse a losrequerimientos de regulacióndel sistema eléctrico.

1.029 Sin embargo, por lo querespecta a la geotérmica,dadas las relativamente bajaspotencias que hemos incluidoen los mix analizados, y dadala elevada disponibilidad demecanismos de regulación,no hemos empleado lacapacidad de regulación dela potencia geotérmicainstalada. Debe tenerse encuenta que además, el casode la geotérmica es másparecido al de una centralhidroeléctrica fluyente, en laque no hay opción deacumular la capacidad degeneración no empleada alregular, por lo que se reducenlos ingresos asociados a lageneración sin lacontraprestación de unahorro adicional por no usarel recurso energéticoempleado. Por este motivo,desde un punto de vistaeconómico, también resultamás adecuado el uso deotros recursos de regulación.




5.6 Cobertura de demandaE3.0

En este punto vamos a recoger los resultadosdel análisis de la cobertura de la demandapara el contexto E3.0.

Hemos considerado dos casuísticas para elanálisis de la cobertura de la demanda en elcontexto E3.0:

• Cobertura de la demanda desde el lado dela oferta.Correspondería a una operación más BAUdel sistema energético, en la que la partici-pación de la demanda en la operación delsistema sería nula, más allá del desplieguede eficiencia que caracteriza al contextoE3.0. Por tanto, en este caso no tendríamosuna contribución significativa de la gestiónde la demanda. Los elementos de flexibili-dad, en este caso, se verían limitados aaquellos que se pueden ofrecer desde ellado de la oferta: regulación por capacidadde acumulación de centrales termosolares,regulación de las hidráulicas con capacidadde acumulación, biomasa, hibridación ter-mosolar con biomasa, bombeo hidroeléc-trico, acumulación de hidrógeno, etc.

• Cobertura con gestión de la demanda.En este caso, se articularía la participaciónde la demanda para que constituyera unacontribución significativa en la operación delsistema energético. Para esta casuística, loselementos de flexibilidad del sistema ener-gético incorporarían, además de los dispo-nibles por el lado de la oferta en el caso an-terior, todos aquellos elementos queproporcionan la gestión y respuesta de lademanda: gestión de la demanda en el sec-tor edificación y en el industrial, interacciónbidireccional de los vehículos eléctricos conla red (V2G), etc.

5.6.1 Cobertura desde el ladode la oferta

En este caso, la cobertura de la demanda delcontexto E3.0 se aborda con un sistema ener-gético operado desde el lado de la oferta, sininvolucrar a la demanda1.026 más allá del des-pliegue de eficiencia que caracteriza a estecontexto.

La regulación de este sistema energético con-taría, por un lado, con la capacidad de regu-lación a la baja de toda la potencia no gestio-nable instalada en el sistema. Esta regulación,en un sistema energético no integrado, con-duce a una disipación de la capacidad de ge-neración y, por tanto, a un encarecimiento delcoste de la energía. Por eso, el planteamientoque se va a adoptar es el de un sistema ener-gético integrado, donde el excedente de ca-pacidad de generación del sistema eléctricose emplea como generación para la produc-ción del hidrógeno necesario para cubriraquellos componentes de consumo de ener-gía final, que no pueden cubrirse con electri-cidad y que no se encuentran cubiertos conbiomasa o solar térmica.

Adicionalmente a esta capacidad de regula-ción de la potencia renovable no gestionable,el sistema de generación cuenta en estecaso con mecanismos de flexibilidad por ellado de la oferta, como son las capacidadesde acumulación y potencias ofrecidas por latermosolar1.027, la capacidad de acumulaciónde la hidroeléctrica regulada, la hibridacióntermosolar directa, las centrales de bio-masa1.028, y la potencia geotérmica1.029. Las fi-guras 705 y 706 recogen la estructura de lacapacidad de acumulación y potencia de re-gulación aportada al sistema por estos meca-nismos de flexibilidad por el lado de la ofertapara el caso de cobertura de la demanda queposteriormente presentaremos.


1.030 El motivo, para diferenciarexplícitamente estos 40 GWde termosolar hibridada, esque proporcionan un modode regulación adicional al queofrecen las termosolares(merced a su capacidad deacumulación térmica), queademás entra en operacióncuando no hay disponibilidadde recurso solar (directo oprocedente de laacumulación térmica).

1.031 Esta reserva de flexibilidad,es decir, la hibridación conbiomasa del resto de lascentrales termosolares, sepodría implementar en elcaso de que se consideraraconveniente incrementar lagarantía de cobertura de lademanda, para responder acontingencias, más allá de lasrecogidas en los añosmeteorológicos tipo (a nivelprovincial) empleados parasimular la capacidad degeneración de la potenciarenovable instalada.



De estas figuras conviene resaltar un par deaspectos:

• Por lo que se refiere a la potencia de regula-ción se indican dos números. La potencia deregulación instalada son 90 GW, pero de estoshay 40 GW de las centrales termosolares quepueden operar de forma híbrida, y proporcio-nan una potencia de regulación efectiva1.030 de

130 GW. La potencia de termosolar híbridaimplementada es del orden de la mitad deltotal de la potencia termosolar, de tal formaque la otra mitad de la potencia termosolarinstalada proporciona una reserva de flexibili-dad del sistema de generación1.031.

• Para la operación del sistema en el análisisde cobertura de la demanda que hemos

95%

Ctot = 21 TWh

5%

Termosolar

Hidro

Figura 705. Capacidad de acumulación a disposición del sistema eléctrico para el casosin GDE.

2%

13%

Ptot = 90 GW / 130 GW

Termosolar

Hidro

Hibridación termosolar

Biomasa

54%31%

Figura 706. Potencia de regulación gestionable a disposición del sistema eléctrico parael caso sin GDE. La potencia total asciende a 130 GW, pero dentro de estos hay 40 GWde hibridación termosolar que comparten el bloque de potencia con la termosolar.




1.032 El rendimiento global delbombeo hidroeléctrico(debido a los rendimientos deinstalaciones de bombeo yturbinación) es del orden del70%, por lo que se pierde un30% de la electricidadgenerada.

desarrollado, no se requiere la participacióndel bombeo hidroeléctrico. Puesto que ac-tualmente ya contamos con una capacidadde bombeo hidroeléctrico que proporciona1,5 TWh / 3,7 GW de capacidad de regula-ción, este componente puede entendersecomo un elemento adicional de seguridad desuministro, que estaría listo para incorporarsea la operación del sistema si se requirieranservicios de regulación adicionales. El incon-veniente del bombeo hidroeléctrico frente alos otros mecanismos de regulación disponi-bles desde el lado de la oferta es que llevaasociadas unas pérdidas energéticas1.032 su-periores a los otros elementos de flexibilidad.

En este punto, conviene recordar la conclu-sión obtenida en el informe (GP, 2007) por loque respecta a los requerimientos de regula-ción de los sistemas de generación eléctricabasados en energías renovables: los reque-rimientos de regulación principales son en

términos de potencia, y no de capacidad deacumulación. Por tanto, la elevada potenciade regulación disponible, así como la impor-tante reserva de potencia de regulación a laque se podría acceder, constituyen una ele-vada garantía de suministro.

El primer caso para el que vamos a presentarresultados de análisis de cobertura de la de-manda en el contexto E3.0, es el caso-3b2.Se trata de un caso elaborado para obteneruna comparación directa con el caso-3b delcontexto de demanda BAU con coberturaR100%. Por tanto, se trata de un caso di-mensionado para alcanzar una cobertura dela demanda de electricidad directa análoga ala del caso-3b, es decir, una SFeléctrica = 97,2%,y dotado con una capacidad de acumulacióndel sistema eléctrico análoga a la del caso-3b,es decir, C = 3 TWh. Las figuras 707 y 708presentan la estructura de la potencia insta-lada y de la generación para el mix 3b2.

32%

Ptot = 126 GW

4%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

4%

15%

1% 2%

36%

1%5%

Figura 707. Distribución de la potencia instalada en el caso-3b2 dimensionado paracubrir la demanda de electricidad directa (incluye EVs) del contexto E3.0 en el año 2050.sM = 1,55; sFeléctrica = 97,2%; sFtot = 57,6%; Fdisipada =15,3%; C = 3 TWh; CFglobal = 31,5%; aterritorio = 3,3%.




En la figura 709 encontramos la comparaciónentre las potencias instaladas y generacióneléctrica de los mix de generación asociadosa los caso-3b (demanda BAU con R100%) ycaso-3b2 (demanda E3.0 sin gestión de lademanda). Esta figura ya nos empieza a mos-

trar los beneficios del despliegue de eficien-cia: para una misma SFeléctrica, el requerimientode potencia instalada en el contexto E3.0 esprácticamente la mitad (el 57%) de la nece-saria en el contexto BAU, y eso a pesar delhecho de que ahora, para el contexto E3.0, la

41%

Etot = 348 TWh/a

2%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

4%

9%

3%

1% 2%

37%

1%

700

600

500

400

300

200

100

0Potencia instalada (GW) Generación (TWh/a)

BAU R100% (caso-3b)

E3.0 sin GDE (caso-3b2)

Figura 708. Estructura de la generación en el caso-3b2 dimensionado para cubrir lademanda de electricidad directa (incluye EVs) del contexto E3.0 en el año 2050. sM =1,55; sFeléctrica = 97,2%; sFtot = 57,6%; Fdisipada =15,3%; C = 3 TWh; CFglobal = 31,5%;aterritorio = 3,3%.

Figura 709. Comparación de la potencia instalada y generación eléctrica de los mixasociados al caso-3b (demanda BaU en el año 2050 con generación R100%) y caso-3b2(demanda E3.0 en el año 2050 sin gestión de la demanda).




demanda eléctrica directa incluye la gran ma-yoría de la demanda de energía del sectortransporte, mientras que en el contexto BAUla cobertura de la demanda del subsectortransporte a través de electricidad era prácti-camente nula.

La figura 710 muestra una comparativa de lasprestaciones adimensionales de los mix degeneración asociados a los caso-3b (de-manda BAU con R100 %) y caso-3b2 (de-manda E3.0 sin gestión de la demanda).Ambos tienen la misma SFeléctrica, pues ese fue

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%SF_eléctrica SF_tot F_disipada CF_global

BAU R100% (caso-3b)


Figura 710. Comparación de prestaciones adimensionales de los mix asociados al caso-3b (demanda BaU en el año 2050 con generación R100%) y caso-3b2 (demanda E3.0 enel año 2050 sin gestión de la demanda).

SM

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0BAU R100% E3.0 sin GDE

Figura 711. Comparación de los múltiplos solares de los mix asociados al caso-3b(demanda BaU en el año 2050 con generación R100%) y caso-3b2 (demanda E3.0 en elaño 2050 sin gestión de la demanda).


el criterio de dimensionado elegido para lacomparativa, sin embargo, la SFtot para elcaso-3b2 es 3,5 veces superior a la del caso-3b, debido a que en el caso-3b2, la mayoríade la demanda del sector transporte se en-cuentra electrificada y por tanto entra dentrode la demanda de electricidad directa. Lafracción de energía disipada en el caso-3b2es considerablemente inferior (un 57,3%) de laasociada al caso-3b, lo que indica un mejoraprovechamiento de la potencia renovableinstalada para la cobertura de la demandaeléctrica en el contexto E3.0, incluso sin par-ticipación de la gestión de la demanda. Estehecho se ve confirmado por el múltiplo solarconsiderablemente inferior que hace falta en elcaso-3b2 para alcanzar la misma SFeléctrica, taly como muestra la figura 711.

La figura 712 presenta los resultados delanálisis de cobertura de la demanda para elcaso-3b2, mientras que la figura 713 nosmuestra la evolución del estado de carga de

la acumulación del sistema eléctrico en estecaso. Como podemos observar, las situa-ciones de déficit de cobertura de la demandase encuentran muy localizadas al principio yfinal del año, y serían por tanto fácilmente re-solubles introduciendo hibridación con bio-masa de las centrales termosolares, lo cualrequeriría un consumo relativamente bajo debiomasa. Por lo que respecta a la biomasadirecta, la limitación de los mecanismos deflexibilidad en este caso la obliga a trabajarcon un factor de capacidad relativamenteelevado en comparación con otros casos, loque conduce a un consumo de biomasa delorden de 21 TWh/a. Por lo que respecta a ladisipación, vemos que se encuentra muy lo-calizada en la parte central del año, y no escapaz de proporcionar una cobertura de lademanda de electricidad para la generaciónde hidrógeno, necesaria para completar lacobertura de la demanda de energía finaldel contexto E3.0, motivo por el que serápreciso incrementar la potencia instalada.



Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Electricidadde biomasa

Pot

enci

a(G

W)

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

-80

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 712. análisis de la cobertura de la demanda con el mix 3b2 dimensionado paracubrir la demanda de electricidad directa (incluye EVs) del contexto E3.0 en el año 2050.sM = 1,55; sFeléctrica = 97.2%; sFtot = 57,6%; Fdisipada =15,3%; C = 3 TWh; CFglobal = 31,5%; aterritorio = 3,3%.

Esta figura nos muestra también una parti-cipación muy activa del almacenamiento enla operación del sistema, con cargas y des-cargas continuas a lo largo de todo el año.




FSO

C

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 713. Evolución del estado de carga de la acumulación del sistema eléctrico en elmix 3b2 dimensionado para cubrir la demanda de electricidad directa (incluye EVs) delcontexto E3.0 en el año 2050. sM = 1,55; sFeléctrica = 97,2%; sFtot = 57,6%; Fdisipada =15,3%; C = 3 TWh; CFglobal = 31,5%; aterritorio = 3,3%.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Figura 714. Coste específico normalizado de la generación de electricidad en el mix 3b2dimensionado para cubrir la demanda de electricidad directa (incluye EVs) del contextoE3.0 en el año 2050. sM = 1,55; sFeléctrica = 97,2%; sFtot = 57,6%; Fdisipada =15,3%; C = 3TWh; CFglobal = 31,5%; aterritorio = 3,3%.


Por lo que respecta a la capacidad de acu-mulación, la figura 713 nos reproduce su ope-ración a lo largo del año. En las temporadasde inicio y final de año, el estado de carga dela acumulación es bajo, e indica una limitaciónen términos de potencia instalada, mientrasque en las partes centrales del año el alma-cenamiento está totalmente lleno, indicandouna limitación1.033 en términos de capacidadde acumulación.

Para terminar con este caso, la figura 714 re-coge los LEC del caso-3b2 para cobertura dela demanda eléctrica del contexto E3.0, conestructuras de coste del año 2007 y del año2050.

A continuación vamos a presentar los resulta-dos del análisis de la cobertura de la demandapara el caso-3b3, correspondiente a la cober-tura total de la demanda del contexto E3.0.Por tanto, este caso compara directamentecon el caso-4b2 asociado a la cobertura total

de la demanda del contexto BAU con gene-ración R100%. Para facilitar la comparativa,se ha limitado la capacidad de acumulacióndel sistema eléctrico a 3 TWh, igual que en elcaso-4b2.

Las figuras 715 y 716 presentan la estructurade la potencia instalada y la generación eléc-trica para el caso-3b3 (cobertura total de-manda E3.0 en el año 2050 sin gestión de lademanda).

La figura 717 nos muestra la comparación dela infraestructura energética necesaria, parala cobertura de la demanda de energía totalcon generación renovable en los contextosBAU y E3.0 para el año 2050. Como pode-mos apreciar, el despliegue de eficiencia enel contexto E3.0 proporciona una reducciónmuy importante de la infraestructura energé-tica necesaria, tanto para generación deelectricidad como para generación y acumu-lación de hidrógeno.

1.033 Sin embargo, esta limitaciónes relativa, debido a que ladisipación se empleará parala generación de hidrógeno,que añade capacidad deacumulación adicional alsistema energético.



31%

39%

7%

Ptot = 183 GW

10%

2%

1,4%0,4%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

4%

5%

Figura 715. Distribución de la potencia instalada en el caso-3b3 dimensionado paracubrir la demanda total del contexto E3.0 en el año 2050. sM = 2,25; sFeléctrica = 100%;sFtot = 100%; Fdisipada =0%; C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%; aterritorio = 4,3%.

Uno de las ventajas del contexto E3.0 respectoal BAU es la integración del transporte en el sis-tema eléctrico. La eficiencia energética aso-ciada a este aspecto se refleja claramente en lafigura 718, en la que se puede observar comotanto el SM como la fracción de electricidad di-

sipada por el sistema eléctrico, y empleadapara la generación de hidrógeno, son inferio-res en el contexto E3.0 que en el BAU. Dehecho, resulta sorprendente el bajo SM reque-rido en el contexto E3.0 para alcanzar la co-bertura total de la demanda (SM = 2,25).




32%

49%

2%

Etot = 604 TWh/a

1,4%

0,9%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

4%

6%

4%

0,7%

Figura 716. Distribución de la generación en el caso-3b3 dimensionado para cubrir lademanda total del contexto E3.0 en el año 2050. sM = 2,25; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%; C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%; aterritorio = 4,3%.

1.200

1.000

800

600

400

200

0AcumulaciónH2 (TWh_H2)

BAU R100% (caso 4b2)

E3.0 sin GDE (caso 3b3)

Potencia eléctricainstalada (GWe)

Potencia generaciónH2 (GWe)

Figura 717. Comparación de la infraestructura energética necesaria para la cobertura dela demanda total con energías renovables en los contextos BaU y E3.0.

1.034 La ocupación total delterritorio, asociada al sistemaenergético, es superior aestos valores al incluir losrequerimientos de superficiepara la producción debiomasa y biocombustiblesno dedicados a la generaciónde electricidad.




Otro indicador, en el que podemos apreciar elefecto beneficioso del despliegue de eficienciaen el contexto E3.0, es en la ocupación del terri-torio. La figura 719 compara la ocupación del te-rritorio del sistema eléctrico y de generación dehidrógeno1.034 al cubrir la demanda con R100%en los contextos BAU y E3.0.

La figura 720 recoge los resultados del análisisde la cobertura de la demanda para el caso-3b3. Como podemos observar la demandaeléctrica se cubre completamente, y la disi-pación del sistema eléctrico tiene una distri-bución más homogénea a lo largo del año,y proporciona la capacidad de generación

12

10

8

6

4

2

0E3.0 sin GDE (caso 3b3)

SM

F_disipada (%)

BAU R100% (caso 4b2)

Figura 718. Comparación de la infraestructura energética necesaria para la cobertura dela demanda total con energías renovables en los contextos BaU y E3.0.

Ocu

paci

ónte

rrito

rio(%

)

20%

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%BAU R100% (caso-4b2) E3.0 sin GDE (caso-3b3)

Figura 719. Comparación de la ocupación del territorio por el sistema eléctrico y degeneración de hidrógeno para la cobertura de la demanda total con energías renovablesen los contextos BaU y E3.0.

necesaria para cubrir la demanda de hidró-geno del sistema. Al comparar esta figura conla correspondiente al caso BAU con coberturaR100% (caso-4b2), podemos observar cómola disipación está mucho más equilibrada conlos requerimientos del sistema eléctrico, lo cualtambién queda manifiesto por el bajo múltiplosolar necesario (SM = 2,25). Este aspecto esde gran importancia desde el punto de vistade los requerimientos de ampliación de la redde transporte eléctrico. Por lo que respecta aluso del almacenamiento del sistema eléctrico,vemos que este es bastante intenso al princi-pio y final del año, pero mucho más bajo en laparte central del año. Con la biomasa sucedelo mismo, y se reduce su uso respecto al casoanterior, requiriendo ahora el consumo de 14TWh/a de biomasa.

Por lo que respecta a la acumulación de hi-drógeno, la figura 721 recoge las potenciasde carga y descarga de la acumulación dehidrógeno1.035 (en términos eléctricos equiva-lentes), mientras que la figura 722 recoge la

evolución del estado de carga de la acumula-ción de hidrógeno necesaria para integrar todala potencia disipada por el sistema de genera-ción eléctrica. La capacidad de acumulaciónde hidrógeno necesaria es de 33 TWhH2, quecorresponde a una reserva de 102 días,siendo la carga mínima de la acumulación dehidrógeno de 2 TWhH2, equivalente a 6 díasde acumulación, que es el estado de cargaque aparece el 16 de febrero. Como pode-mos ver, estas capacidades de acumulaciónde hidrógeno son muy inferiores a las que serequerían en el contexto BAU.

1.035 La potencia de carga máximaes inferior a la potenciarequerida para generación dehidrógeno (117 GWe), comoconsecuencia de lasimultaneidad de lageneración con el consumo.Es decir, dada lasimultaneidad entregeneración y consumo, lapotencia neta de carga delsistema de acumulación dehidrógeno es inferior a lapotencia máxima degeneración de hidrógeno,pues en el instante de tiempoen el que se alcanza lapotencia máxima degeneración, existe unapotencia de descarga delsistema de acumulaciónno nula.




Pot

enci

a(G

W)

150

100

50

0

-50

-100

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Biomasa

Figura 720. análisis de la cobertura de la demanda con el mix 3b3 dimensionado paracubrir la demanda total del contexto E3.0. sM = 2,25; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%;Fdisipada =0%; C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%; aterritorio = 4,3%.




Pot

enci

a(G

We)

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 721. Evolución de las potencias de carga y descarga de la acumulación dehidrógeno con el mix 3b3 dimensionado para cubrir la demanda total del contexto E3.0.sM = 2,25; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%; C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%;aterritorio = 4,3%.

Acu

mul

ació

nH

2(T

WhH

2)

35

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 722. Evolución del estado de carga de la acumulación de hidrógeno con el mix3b3 dimensionado para cubrir la demanda total del contexto E3.0. sM = 2,25; sFeléctrica =100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%; C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%; aterritorio = 4,3%.

En la figura 723 presentamos los LEC de lageneración eléctrica para el caso-3b3, con ysin incorporar el efecto de la hibridación ter-mosolar. Como podemos observar, en estecaso el efecto de la hibridación termosolares más elevado que en el caso del contextoBAU. Esto es debido a que el menor sobre-dimensionado de la potencia eléctrica reque-rido, para dar cobertura a la demanda de hi-drógeno, hace que el peso relativo del costede la hibridación termosolar sea más ele-vado1.036.

Las figuras 724 y 725 nos muestran la com-paración de los LEC de generación eléctricapara cobertura de la demanda total, corres-pondientes a los contextos BAU y E3.0.Como podemos observar, por lo general elLEC correspondiente al contexto E3.0 es in-ferior al del BAU, como consecuencia de queel menor requerimiento de potencia instaladapermite cubrir la demanda con una participa-ción menor de las tecnologías más caras. Sinembargo, al tener en cuenta la hibridación ter-mosolar, los LEC se igualan bastante e incluso

se hacen superior con la estructura de costesdel año 2050 para el caso E3.0. El motivo deeste resultado es que para el contexto E3.0 elsobredimensionado necesario del sistema degeneración eléctrica para dar cobertura a lademanda de hidrógeno es muy inferior al delcontexto BAU, por lo que el peso relativo de lahibridación termosolar es mucho más impor-tante. De hecho, como comentamos en sumomento, para el contexto BAU el gran so-bredimensionado de la potencia de genera-ción necesario para dar cobertura a la de-manda de hidrógeno hace que la hibridacióntermosolar resulte redundante, mientras queen el contexto E3.0, sin participación de lagestión de la demanda, sí que es necesariaesta hibridación para garantizar la coberturade la demanda. Por tanto, los LEC asociadosa la generación eléctrica son del mismoorden1.037 para los contextos BAU y E3.0.

1.036 En los resultados mostrados,la hibridación termosolarincrementa el LEC delsistema eléctrico porconstituir principalmente unelemento de seguridad desuministro que conlleva unainversión adicional. En elestudio (GP, 2007), donde sedesarrolló el análisis de lacobertura de la demandaeléctrica con renovables enun escenario deelectrificación BAU, en la quela generación de electricidadcubría una parterelativamente pequeña de lademanda total del sistemaenergético, la hibridacióntermosolar conducía a lareducción del LEC delsistema eléctrico, al permitirla cobertura de una demandaresidual, de forma muchomás económica que elincrementar la potenciarenovable instalada (por elbajo factor de capacidad conel que se usaba estapotencia adicional). Sinembargo, en la situaciónactual en que tratamos lacobertura de la demanda delsistema energético total, víala electrificación directa oindirecta (mediantegeneración de hidrógeno), elrequerimiento de potenciainstalada en relación a lademanda de electricidaddirecta es más elevado (paradar cobertura a la demandade hidrógeno), por lo que sucapacidad de cobertura de lademanda de electricidaddirecta es también mayor.En este contexto, lahibridación termosolarrecogida en estos resultados,constituye una inversiónadicional encaminadafundamentalmente aincrementar la seguridad desuministro. Pero la conclusióngeneral obtenida en(GP, 2007) sigue siendoválida: a igualdad decobertura de la demanda yde seguridad de suministro,la hibridación con biomasade parte de la potenciatermosolar instalada siguerepresentando una de lasopciones más favorablespara proporcionar serviciosde regulación o para cubrirelementos de demandaresidual, debido a quecomparte el bloque depotencia con la centraltermosolar.

1.037 Sin embargo, el coste totalasociado a la generacióneléctrica será muy inferior enel contexto E3.0, comoconsecuencia de la menordemanda de generacióneléctrica.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Sin hibridación

Con hibridación

Figura 723. LEC de generación eléctrica para mix 3b3 dimensionado para cubrir lademanda total del contexto E3.0. sM =2,25; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%;C = 3 TWh; CFglobal = 37,7%; aterritorio = 4,3%.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

BAU R100% (caso-4b2)


Figura 724. Comparación entre los LEC de generación eléctrica para la cobertura total dela demanda en los contextos BaU y E3.0. sin incorporar los costes asociados a lahibridación termosolar.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

BAU R100% (caso-4b2)


Figura 725. Comparación entre los LEC de generación eléctrica para la cobertura total dela demanda en los contextos BaU y E3.0. incorporando los costes asociados a lahibridación termosolar.

Por último, por lo que respecta a este caso-3b3, las figuras 726 y 727 recogen la com-parativa de los LEC asociados a la genera-ción eléctrica en el contexto E3.0 para loscasos de sistema energético no integrado

(caso-3b2), y sistema energético integrado(caso-3b3), donde el concepto de integra-ción se refiere al aprovechamiento de la di-sipación del sistema eléctrico para generarhidrógeno.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

No integrado (caso-3b2)

Integrado (caso-3b3)

Figura 726. Comparación de los LEC de generación eléctrica para la cobertura de lademanda E3.0 sin y con integración del sistema energético (uso de la disipación del sistemaeléctrico para producir hidrógeno). Caso sin incluir los costes de la hibridación termosolar.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

No integrado (caso-3b2)

Integrado (caso-3b3)

Figura 727. Comparación de los LEC de generación eléctrica para la cobertura de lademanda E3.0 sin y con integración del sistema energético (uso de la disipación del sistemaeléctrico para producir hidrógeno). Caso que incluye los costes de la hibridación termosolar.


1.038 Como puede apreciarse, entérminos de capacidad deacumulación, la hidroeléctricaregulada es la tecnologíadominante. Esta capacidadde acumulación de lahidroeléctrica regulada no esun elemento nuevo delcontexto E3.0, pues se tratade la capacidad deacumulación hidroeléctricaactualmente existente, y portanto también existe en el mixenergético del contexto BAU.La diferencia fundamentalestriba en la forma en la quese usa esta capacidad deacumulación en el contextoBAU (o en la actualidad) y enel contexto E3.0, quedandoen el contexto E3.0 al serviciode los requerimientos deregulación del sistemaenergético.



5.6.2 Cobertura con gestiónde la demanda

En este punto pasamos a analizar la cober-tura de la demanda en el contexto E3.0 conparticipación de la demanda en la operacióndel sistema.

Por lo que respecta a la demanda de electri-cidad directa, en este caso se modifica la re-carga de los vehículos eléctricos, y pasa deuna recarga nocturna con horario prefijadodel caso anterior, a una demanda coincidentecon la de movilidad cubierta dinámicamente alo largo del año, según las posibilidades delsistema de generación y aportando una inte-racción bidireccional (V2G) con el sistemaeléctrico, gestionada a través de las bateríasde acumulación de los vehículos eléctricos.

El mix 3b3b ha sido dimensionado para la co-bertura total de la demanda en el contextoE3.0 para el año 2050, con participación de lagestión de la demanda. Las figuras 728 y 729reproducen la distribución de potencia eléc-trica instalada y de generación eléctrica.

Por tanto, este caso añade una mayor capa-cidad de regulación del sistema eléctrico (fle-xibilidad), que se materializa en la capacidadde acumulación y potencia de regulación dis-ponible. En las figuras 730 y 731recogemosel reparto de capacidad de regulación, en tér-minos de acumulación1.038 y de potencia, parala operación del sistema en el contexto E3.0con participación de la demanda.

31%

38%

7%

Ptot = 178 GW

11%

2%

1,4%0,4%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

5%

5%

Figura 728. Distribución de la potencia instalada para el caso-3b3b dimensionado para lacobertura de la demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050 con participación dela gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%;CFglobal = 38,7%; C = 23.72 TWh; aterritorio = 4,2%.

Por lo que respecta a la capacidad de acu-mulación, en la figura 730 podemos obser-var cómo sigue dominada por la hidroeléc-trica regulada1.039. La termosolar y el bombeohidroeléctrico son otras dos contribucionespor el lado de la oferta de las que también

disponíamos en el caso anterior. Las nuevasaportaciones a la capacidad de acumulacióndel sistema eléctrico son la correspondiente ala capacidad disponible para el sistema de lasbaterías de los vehículos eléctricos (V2G), y lagestión de la demanda, básicamente en el

32%

48%

2%

Etot = 604 TWh/a

0,5%

1,0%

Biomasa

Termosolar


Eólica tierra

Eólica mar

Geotérmica

Olas

Hidroeléctrica

Fotovoltaica suelo

5%

6%

1,4%

4%

6%

85%

Ctot = 23,7 TWh

0,2%

Termosolar

Bombeo hidro

Hidro

V2G

GDE-edificación

GDE-industria y otros

4%

1%

4%

1.039 Sin embargo, es precisotener presente las diferenciasen el carácter cualitativo deestas capacidades deacumulación: mientras que lahidroeléctrica regulada y latermosolar proporcionan unacapacidad de acumulaciónunidireccional, es decir, tansolo permiten ser aplicadaspara gestionar el recursoenergético (agua o sol), elresto proporcionan unacapacidad de acumulaciónbidireccional, y permitenabsorber y desfasar en eltiempo el exceso decapacidad de generación delresto del sistema, y por tantoconstituyen elementos deregulación mucho másversátiles.




Figura 729. Distribución de la generación eléctrica para el caso-3b3b dimensionado parala cobertura de la demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050 con participaciónde la gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%;CFglobal = 38,7%; C = 23,72 TWh; aterritorio = 4,2%.

Figura 730. Capacidad de acumulación a disposición del sistema eléctrico para el casocon GDE.


1.040 Acumulación de frío o caloren la estructura del edificiopara desfasar su suministro alos espacios climatizados. Enefecto, mediante pequeñasvariaciones del punto deconsigna de los espacios aclimatizar (que no producenalteraciones apreciables delas condiciones de confort),los edificios pueden absorberel exceso de capacidad degeneración del sistema(incremento consignatermostato en modocalefacción, o reducciónconsigna termostato enmodo refrigeración), o reducirsu demanda para respondera una reducción decapacidad de generación delsistema (reducción consignatermostato en modocalefacción o incrementoconsigna termostato enmodo refrigeración). Elempleo de sistemas dedistribución térmica inerciales(suelos o muros radiantes,materiales de cambio defase, etc.) potencia estacapacidad inercial de losedificios para contribuir a laregulación del sistema.

1.041 En el caso del sectorindustrial, la capacidadinercial se encuentrarepresentada tanto por losprocesos decalentamiento/enfriamientode sustancias, como por laacumulación másica dereactivos intermedios oproductos.

1.042 Capacidad del orden deldoble de la hidroeléctricaregulada que domina lacapacidad de acumulacióndel sistema eléctrico.

1.043 Nótese que, en esencia, laacumulación de hidrógeno sepodría considerar como unamedida de gestión de lademanda. Pero el hecho deque esta capacidad deregulación resulteindispensable para laoperación del sistema, yanticipando una contribucióndominante en el desplieguede esta capacidad deacumulación desde el lado dela oferta, la hemosconsiderado incorporada enel caso sin participación de lagestión de la demanda. Portanto, el elemento diferencialde este caso es la articulaciónde la participación de loselementos de demandaeléctrica en la operación delsistema.

1.044 Este es el motivo fundamentalpor el que la hibridacióntermosolar se distingue comoel elemento fundamental deregulación en los sistemasR100% gobernados tan solodesde el lado de la oferta.



sector edificación y en el sector industrial. Lacapacidad de acumulación del sector edifica-ción proviene principalmente de la capacidadinercial de los edificios1.040 y de los sistemasde producción de frío. En la industria, la ca-pacidad de acumulación proviene tambiénprincipalmente de los elementos de acumula-ción inercial disponibles1.041.

Por tanto, vemos en la figura 730 cómo desdeel punto de vista de la capacidad de acumu-lación, la contribución de la gestión de la de-manda no proporciona grandes contribucio-nes a la capacidad de regulación del sistemaeléctrico, respecto a los elementos ya dispo-nibles desde el lado de la oferta. Por otro lado,la integración del sistema energético propor-ciona un gran incremento de la capacidad deacumulación en forma de acumulación de hi-drógeno1.042, que también estaba disponibleen el caso anterior sin participación de la ges-tión de la demanda1.043.

Pero tal y como ya se apuntó en el informe(GP, 2007), y como hemos visto reflejado

en los casos anteriormente analizados para elcontexto BAU y el E3.0 sin gestión de la de-manda, los requerimientos de flexibilidad parala regulación de un sistema eléctrico basadoen energías renovables son, sobre todo, entérminos de potencia y no de capacidad deacumulación1.044.

En la figura 731 mostramos el desglose de po-tencia de regulación gestionable a disposicióndel sistema eléctrico para el contexto E3.0 conparticipación de la gestión de la demanda. Y esprecisamente aquí, donde vemos la contribu-ción real de la gestión de la demanda a la flexi-bilización del sistema energético: en el gran in-cremento de potencia de regulación disponible.En efecto, como podemos apreciar, la hidroe-léctrica regulada, dominante en términos de ca-pacidad, proporciona una contribución de se-gundo orden, y está dominada la disponibilidadde potencia de regulación por la participaciónde los elementos de gestión de la demanda,entre los que destaca de forma importante lainteracción bidireccional de los vehículos eléc-tricos con el sistema eléctrico (V2G).

1,1%

43%

Ptot = 229 GW

1,6%

2%

30%

Termosolar

Bombeo hidro

Hidro

V2G

GDE-edificación

GDE-industria y otros

Biomasa7%

15%

Figura 731. Potencia de regulación gestionable a disposición del sistema eléctrico parael caso con GDE.

Es de resaltar que en la figura 731 no hemosincluido la hibridación termosolar: la gran dis-ponibilidad de potencia de regulación por ellado de la demanda, hace que no se requierala participación de la hibridación termosolarpara la operación del sistema eléctrico eneste caso.

La figura 732 nos recoge el resultado del aná-lisis de la cobertura de la demanda para elcaso-3b3b dimensionado para la coberturade la demanda total en el contexto E3.0 parael año 2050 con participación de la gestión dela demanda, mientras que la figura 733 re-coge la evolución del estado de carga de lacapacidad de acumulación puesta a disposi-ción del sistema eléctrico. Como podemosobservar, las potencias de regulación, utiliza-das a lo largo de todo el año, quedan muy pordebajo de la disponibilidad que proporcionanlos elementos de flexibilidad del mix de gene-ración (229 GWe de la figura 731). Por tanto,la hibridación termosolar es innecesaria, y a

pesar de no incorporarla, el gran exceso depotencia de regulación disponible, proporcionauna muy elevada seguridad de suministro.

La figura 733 nos muestra la evolución del es-tado de carga de la capacidad de acumula-ción puesta a disposición del sistema eléc-trico para el caso-3b3b, dimensionado parala cobertura de la demanda total en el con-texto E3.0 para el año 2050, con participa-ción de la gestión de la demanda. Como po-demos observar, el estado de carga de laacumulación permanece prácticamente llenotodo el año. Incluso a principio y final del año,en el que se observan unas descargas ma-yores de la capacidad de acumulación, po-demos observar que estas descargas apenasalcanzan el 3% de la capacidad de acumula-ción disponible1.045. Este resultado confirmauna vez más que los requerimientos de regula-ción de un sistema de generación, basado enenergías renovables, son fundamentalmenteen términos de potencia, y no en términos de

1.045 En estas condiciones, inclusoel bombeo hidroeléctricoresulta redundante, ydesempeña por tanto unpapel exclusivamente deseguridad de suministro, y noes preciso recurrir a laineficiencia asociada al usode esta capacidad deacumulación (30% depérdidas en proceso debombeo-turbinación).




Pot

enci

a(G

We)

120

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Biomasa

Figura 732. análisis de la cobertura de la demanda para el caso-3b3b dimensionadopara la cobertura de la demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050 conparticipación de la gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%;Fdisipada =0%; CFglobal = 38,7%; C = 23.72 TWh; aterritorio = 4,2%.


capacidad de acumulación. Adicionalmente,el gran exceso de capacidad de acumulacióndisponible para el sistema eléctrico nos pro-porciona otra confirmación de la seguridadde suministro obtenida.

Uno de los elementos que contribuye a queel estado de carga de la capacidad de acu-mulación sea tan elevado a lo largo de todoel año, es el exceso de potencia que se hatenido que instalar para proporcionar cober-tura a la demanda de hidrógeno. La conse-cuencia de que el estado de carga de la ca-pacidad de acumulación sea tan elevado esque la potencia disipada por el sistema eléc-trico, que es la que alimenta al sistema de ge-neración de hidrógeno, alcanza picos eleva-dos1.046, que repercuten directamente sobre lacapacidad de generación de hidrógeno quees preciso instalar. Cabe por tanto pensar queel manejo integrado de las capacidades de

acumulación del sistema eléctrico y del hi-drógeno pudieran permitir reducir el requeri-miento de potencia de generación de hidró-geno a instalar, y reducir por tanto los costesde inversión totales asociados al sistemaenergético. Posteriormente exploraremosesta posibilidad.

Las figuras 734 y 735 nos muestran la evolu-ción de las potencias de carga y descarga delsistema de acumulación de hidrógeno, asícomo la evolución del estado de carga delmismo, para el caso-3b3b, dimensionadopara la cobertura de la demanda total en elcontexto E3.0 para el año 2050 con partici-pación de la gestión de la demanda. La ca-pacidad requerida de la acumulación de hi-drógeno es de 27,7 TWhH2 (equivalente a unareserva de 87 días), y alcanza una carga mí-nima de 2 TWhH2 (equivalente a una reservade seis días) el 15 de febrero.

1.046 Del orden de 102 GW en estecaso.



FSO

C

1,000

0,995

0,990

0,985

0,980

0,975

0,970

0,965

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 733. Evolución del estado de carga (FsoC) de la capacidad de acumulaciónpuesta a disposición del sistema eléctrico para el caso-3b3b, dimensionado para lacobertura de la demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050 con participación dela gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%;CFglobal = 38,7%; C = 23,72 TWh; aterritorio = 4,2%.




Pot

enci

a(G

We)

100

80

60

40

20

0

-20

-40

-60

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 734. Evolución de las potencias de carga y descarga del sistema de acumulaciónde hidrógeno, en términos eléctricos equivalentes, para el caso-3b3b, dimensionadopara la cobertura de la demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050 conparticipación de la gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%;Fdisipada =0%; CFglobal = 38,7%; C = 23,72 TWh; aterritorio = 4,2%.

Acu

mul

ació

nH

2(T

WhH

2)

30

25

20

15

10

5

0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 735. Evolución del estado de carga del sistema de acumulación de hidrógenopara el caso-3b3b, dimensionado para la cobertura de la demanda total en el contextoE3.0 para el año 2050 con participación de la gestión de la demanda. sM = 2,59; sFeléctrica

= 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%; CFglobal = 38,7%; C = 23,72 TWh; aterritorio = 4,2%.


La figura 736 permite comparar directamentelos requerimientos de regulación de hidró-geno, en términos de potencia de genera-ción y de capacidad de acumulación, paralos casos de los mix 3b3 (E3.0 sin GDE) ymix 3b3b (E3.0 con GDE) correspondientes ala cobertura de la demanda en el contextoE3.0 y el año 2050, sin (3b3) y con (3b3b)participación de la gestión de la demanda(GDE). Como podemos observar, la partici-pación de la gestión de la demanda nosaporta beneficios en relación a los requeri-mientos de potencia de generación1.047 de hi-drógeno y de capacidad de acumulación,que se ven reducidos.

En términos de costes, estos beneficios de laincorporación de la gestión de la demandasobre la reducción de requerimientos de re-gulación de hidrógeno, se reflejan en una re-ducción de la contribución de la acumulacióny la generación de hidrógeno sobre el con-junto del sistema energético. Las figuras 737y 738 nos recogen esta comparativa de la

contribución a los costes normalizados deproducción de hidrógeno, tanto para la acu-mulación de hidrógeno como para su gene-ración. En ambos casos, los costes están ex-presados por unidad de kWh de hidrógenodemandado, y en el caso de la generación, in-cluye tan solo los costes de inversión asocia-dos a las instalaciones para generación de hi-drógeno, es decir, no incluye el coste de laelectricidad necesaria para producir ese hi-drógeno (que se contabilizará a parte).

Y a estos beneficios de costes, asociados a lareducción de requerimientos de regulación delsistema de hidrógeno, hay que añadir los be-neficios que la participación de la gestión de lademanda nos proporcionan en términos de lareducción de la potencia de generación eléc-trica necesaria (178 GW frente a 183 GW), y laeliminación del requerimiento de hibridacióntermosolar para regular el sistema eléctricodesde el lado de la oferta, que se traducen enuna reducción del LEC de generación eléc-trica que queda recogida en la figura 739.



1.047 La reducción de la potenciade generación de hidrógenorequerida conduce a unincremento del factor decapacidad con el que seusará este equipo, y portanto a una reducción de sucontribución al coste total delsistema energético.

120

100

80

60

40

20

0Capacidad acumulación

H2 (TWh_H2)


E3.0 con GDE (caso 3b3b)

Potencia generaciónH2 (GWe)

Figura 736. Comparativa de la capacidad de acumulación de hidrógeno y la potencia degeneración de hidrógeno requerida en los casos de los mix 3b3 (E3.0 sin GDE) y mix3b3b (E3.0 con GDE), correspondientes a la cobertura de la demanda en el contexto E3.0y el año 2050, sin (3b3) y con (3b3b) participación de la gestión de la demanda (GDE).




LEC

H2

(c€-

2007

/kW

hH2)

25

20

15

10

5

02007 2050



Año

LEC

H2

(c€-

2007

/kW

hH2)

9

8

7

6

5

4

3

2

1

02007 2050



Año

Figura 737. Comparativa de los costes normalizados de acumulación de hidrógeno(expresados en términos específicos referidos a la demanda anual de hidrógeno) en loscasos de los mix 3b3 (E3.0 sin GDE) y mix 3b3b (E3.0 con GDE) correspondientes a lacobertura de la demanda en el contexto E3.0 y el año 2050, sin (3b3) y con (3b3b)participación de la gestión de la demanda (GDE).

Figura 738. Comparativa de los costes normalizados de generación de hidrógeno(expresados en términos específicos referidos a la demanda anual de hidrógeno, y sinincluir los costes de generación de la electricidad necesaria) en los casos de los mix 3b3(E3.0 sin GDE) y mix 3b3b (E3.0 con GDE) correspondientes a la cobertura de lademanda en el contexto E3.0 y el año 2050, sin (3b3) y con (3b3b) participación de lagestión de la demanda (GDE).


1.048 En efecto, esta gestiónintegrada de la capacidad deacumulación podría permitirvaciar más la capacidad deacumulación del sistemaeléctrico, a costa de anticiparla generación de hidrógeno,de tal forma que cuando sepresentaran los picos dedisipación del sistemaeléctrico hubiera disponiblecapacidad de acumulaciónen el mismo para reducirlos.



A continuación presentamos los resultadosdel caso-7, dimensionado para la coberturade la demanda total en el contexto E3.0 y año2050, con participación de la gestión de la de-manda, e integrando las capacidades de acu-mulación eléctrica y de hidrógeno con el fin dereducir los requerimientos de infraestructurapara la generación de hidrógeno.

Como veíamos en el caso anterior (caso-3b3b), el exceso de potencia eléctrica re-querida para la producción de hidrógeno,conduce a mantener prácticamente en unestado de carga total la capacidad de acu-mulación, puesta a disposición del sistemaeléctrico, lo cual trae como consecuenciaque las potencias disipadas por el sistemaeléctrico, y que sirven para la generación dehidrógeno, alcancen picos elevados quecondicionan la capacidad a instalar de in-fraestructura de generación de hidrógeno.Puesto que el sistema energético tambiénrequiere una capacidad de acumulación de

hidrógeno mayor que la disponible por elsistema eléctrico, cabe pensar que una ges-tión integrada del conjunto de acumulacióntotal puesta a disposición del sistema, po-dría permitir relajar el requerimiento de po-tencia a instalar para la generación de hi-drógeno1.048. Con el caso-7 hemos queridorealizar una primera aproximación a estagestión integrada para evaluar sus poten-ciales beneficios.

El mix de generación del caso-7 es el mismoque el del caso-3b3b, pues la demanda totalde electricidad a cubrir sigue siendo la misma,y la capacidad de acumulación total tambiénes la misma, pero ahora se encuentra inte-grada la capacidad de acumulación del sis-tema eléctrico (23,72 TWh) con la del sistemade acumulación de hidrógeno, que en térmi-nos eléctricos corresponde a 58,5 TWh, y daun total de capacidad de acumulación dis-ponible para el conjunto del sistema energé-tico de 82,2 TWh.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050



Año

Figura 739. Comparativa de los LEC asociados a la generación de electricidad para loscasos de los mix 3b3 (E3.0 sin GDE) y mix 3b3b (E3.0 con GDE) correspondientes a lacobertura de la demanda en el contexto E3.0 y el año 2050, sin (3b3) y con (3b3b)participación de la gestión de la demanda (GDE).




Pot

enci

a(G

We)

150

100

50

0

-50

-100

-150

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Demanda

Cobertura renovable

Almacenamiento

Disipación

Déficit

Biomasa

Figura 740. análisis de la cobertura de la demanda para el caso-7, dimensionado para lacobertura de la demanda total en el contexto E3.0, para el año 2050, con participaciónde la gestión de la demanda e integración de la gestión de acumulación del sistemaeléctrico y del sistema de hidrógeno. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%;Fdisipada =0%; CFglobal = 38,7%; C = 82,2 TWh; aterritorio = 4,2%.

FSO

C

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

Tiempo (h)

0 9.0001.000 3.000 4.000 6.000 8.0002.000 5.000 7.000

Figura 741. Evolución del estado de carga de la capacidad de acumulación total puestaa disposición del sistema energético para el caso-7, dimensionado para la cobertura dela demanda total en el contexto E3.0 para el año 2050, con participación de la gestión dela demanda e integración de la gestión de acumulación del sistema eléctrico y delsistema de hidrógeno. sM = 2,59; sFeléctrica = 100%; sFtot = 100%; Fdisipada =0%;CFglobal = 38,7%; C = 82,2 TWh; aterritorio = 4,2%.

La figura 740 nos muestra el resultado delanálisis de la cobertura de la demanda en estecaso, mientras que la figura 741 recoge laevolución de la capacidad de acumulacióntotal del sistema energético.

En la figura 742 podemos ver comparados losrequerimientos de potencia de generación dehidrógeno a instalar, y apreciar una significa-tiva reducción de la misma, gracias a la inte-gración de la gestión de la acumulación de lossubsistemas eléctrico y de hidrógeno.

En términos de costes, la figura 743 nos com-para los costes normalizados de generaciónde hidrógeno (sin incluir los costes del con-sumo de electricidad asociado) para los casossin y con integración de la gestión del sistemade acumulación, y se puede apreciar cómo,especialmente al principio del periodo de

tiempo considerado1.049, el beneficio de estaintegración de los sistemas de acumulaciónes elevado.

Por lo que respecta a los costes de genera-ción de electricidad de este caso son análo-gos a los del caso anterior, pues la integra-ción de la gestión de la acumulación no tienerepercusiones sobre el sistema de genera-ción eléctrica.




Pot

enci

age

nera

ción

H2

(GW

e)

120

100

80

60

40

20

0E3.0 con GDE

y sin SI (caso 3b3b)E3.0 con GDE

y con SI (caso 7)

Figura 742. Comparación entre las potencias requeridas para generación de hidrógeno enlos casos-3b3b y caso-7, correspondientes a la cobertura de la demanda total del contextoE3.0 en el año 2050, con participación de la gestión de la demanda, y sin (caso-3b3b) ocon (caso-7) integración de la capacidad de acumulación (si: “storage integration”).

1.049 Elevados costes de inversiónde los equipos parageneración de hidrógeno.

5.6.3 Coste total del sistemaenergético

En este apartado presentamos los costestotales del sistema energético en el contextoE3.0. Para ello, a los costes de generacióneléctrica recogidos en los apartados ante-riores les hemos añadido las otras contribu-ciones (generación y acumulación de hidró-geno, biomasa, solar térmica, etc.) paraobtener el coste total del sistema energético.En términos específicos (LEC), están referi-dos al consumo de energía total, y repre-sentan el promedio de todo el sistema ener-gético. Al igual que en todos los casosanteriores, se trata de costes normalizados,expresados en €-2007.

Por lo que se refiere a los costes de almace-namiento de hidrógeno, tal y como comen-tamos anteriormente, por lo general, no losretendremos al establecer comparacionescon el caso BAU, puesto que para el BAU

tampoco se han incluido los costes corres-pondientes al almacenamiento de los com-bustibles fósiles. Sin embargo, puesto que latransición al contexto E3.0 (o a la coberturaR100% en el contexto BAU) requiere el des-pliegue de la infraestructura de acumulaciónde hidrógeno, presentaremos también resul-tados de los costes totales incluyendo elefecto de este componente.

En las figuras 744 y 745 recogemos la es-tructura del sistema energético, en términosde energía final y de energía primaria para elcontexto E3.0 en el año 2050, como referen-cia para analizar la estructura de costes.




LEC

H2

(c€-

2007

/kW

hH2)

7

6

5

4

3

2

1

02007 2050

E3.0 con GDEy sin SI (caso 3b3b)

E3.0 con GDEy con SI (caso 7)

Año

Figura 743. Comparación entre los costes normalizados de generación de hidrógeno (sinincluir los costes del consumo de electricidad asociado) en los casos-3b3b y caso-7,correspondientes a la cobertura de la demanda total del contexto E3.0 en el año 2050,con participación de la gestión de la demanda, y sin (caso-3b3b) o con (caso-7)integración de la capacidad de acumulación (si: “storage integration”).

Las figuras 746 y 747 recogen los resulta-dos, en términos de coste específico ycoste total para el conjunto del sistemaenergético, en el contexto E3.0 y sin parti-cipación de la gestión de la demanda. Sepresentan resultados con y sin tener encuenta la contribución de los costes de acu-mulación de hidrógeno. Al igual que en el casoBAU, con 100 % de cobertura renovable,

vemos cómo la repercusión de la acumula-ción de hidrógeno es relativamente más im-portante en el año 2007 que en 2050. Porotro lado, y comparando con el caso BAU,en el contexto E3.0 el peso relativo de lademanda de hidrógeno es inferior, por loque la repercusión relativa de los costesasociados al hidrógeno sobre el coste totales menor.





5%

51%

19%

Electricidad

Biocombustibles

Biomasa uso directo

Hidrógeno

Solar térmica

11%

14%

Figura 744. Estructura de la demanda de energía final en el contexto E3.0 para el año2050.

Energía primaria = 833 TWh/a

43%

15%

30%

8%

Electricidad directa

Electricidad para hidrógeno

Biomasa para biocombustibles

Biomasa uso directo

Solar térmica

4%

Figura 745. Estructura de la demanda de energía primaria en el contexto E3.0 para el año2050.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

02007 2050

Sin almacenamiento H2

Con almacenamiento H2

Año

Figura 746. Costes específicos del conjunto del sistema energético, referidos a la demandade energía final total, para el contexto E3.0 sin participación de la gestión de la demanda, ypara los casos de incluir o no el efecto del coste de la acumulación de hidrógeno.

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

02007 2050



Año

Figura 747. Costes totales del conjunto del sistema energético, referidos a la demandade energía final total, para el contexto E3.0 sin participación de la gestión de la demanda,y para los casos de incluir o no el efecto del coste de la acumulación de hidrógeno.


Las figuras 748 y 749 recogen los resultados,en términos de coste específico y coste totalpara el conjunto del sistema energético, en elcontexto E3.0 y con participación de la ges-tión de la demanda. Se presentan resultadoscon y sin tener en cuenta la contribución delos costes de acumulación de hidrógeno.

De cara a mostrar los pesos relativos de losdistintos componentes sobre el LEC total delsistema energético, las figuras 750 y 751presentan los resultados para el contextoE3.0 con gestión de la demanda, y sin (caso-3b3b) o con (caso-7) la integración de la ges-tión de la acumulación de los subsistemas



LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050



Año

Figura 748. Costes específicos del conjunto del sistema energético, referidos a la demandade energía final total, para el contexto E3.0 con participación de la gestión de la demanda,y para los casos de incluir o no el efecto del coste de la acumulación de hidrógeno.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050



Año

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

02007 2050



Año

Figura 749. Costes totales del conjunto del sistema energético, referidos a la demanda deenergía final total, para el contexto E3.0 con participación de la gestión de la demanda, ypara los casos de incluir o no el efecto del coste de la acumulación de hidrógeno.

eléctrico e hidrógeno. El término “total ex-cepto H2” recoge las contribuciones detodos los otros elementos del sistema ener-gético aparte de la generación y acumulación

de hidrógeno y, a pesar de que está domi-nado por la generación de electricidad, tam-bién tiene contribuciones de la biomasa y lasolar térmica.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050



Año

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

22

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Acumulación hidrógeno

Generación hidrógeno


Figura 750. Estructura de los LEC para la cobertura total de la demanda, en el contextoE3.0 con participación de la demanda, pero sin integración de la gestión de laacumulación (si) de los subsistemas eléctrico e hidrógeno.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050



Año

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

22

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Acumulación hidrógeno

Generación hidrógeno


Figura 751. Estructura de los LEC para la cobertura total de la demanda, en el contextoE3.0 con participación de la demanda, y con integración de la gestión de la acumulación(si) de los subsistemas eléctrico e hidrógeno.


1.050 Esto se refleja tanto en losmenores múltiplos solaresrequeridos por el mejoracoplamiento entre demanday generación, y al menorpeso relativo del hidrógenoen la cobertura de lademanda de energía final.

1.051 En concreto no se requiere eluso de la hibridacióntermosolar.

1.052 Es preciso recalcar que laevaluación de estos costeses compleja por las múltiplesdimensiones que tieneasociadas. En efecto, másallá de los costes directosasociados al despliegue deeficiencia e inteligencia, esteincremento de costes incluyelos recursos económicospara articular un sistemaeconómico inteligente. Enefecto, el margen debeneficios necesario para laexistencia de las empresasde servicios energéticos yagregadores de la demandaque permitan articular eldespliegue de eficiencia einteligencia, estarían incluidosen este coste incremental,pero al mismo tiempo, estosrecursos económicosproporcionan beneficiosadicionales al establecer lasbases de un sistemaeconómico sostenible einteligente.

1.053 El coste total del contextoE3.0 en el año 2050 esincluso muy inferior al costetotal del BAU con mix BAUen el año 2007.

1.054 Elementos como establecerlas condiciones necesariaspara que las empresas deservicios energéticosenfoquen su actividad alsuministro de servicios,desvinculándolo delsuministro de energía, o lasseñales de mercado ycondiciones regulatorias paracrear el nicho de mercadonecesario para losagregadores de la demanda,así como el despliegue deinteligencia por las redes desuministro de servicios(energéticos y de movilidad),constituyen ejemplos del usointeligente de esos recursoseconómicos liberados para laactivación del cambio desdeel lado de la demanda. Peroelementos como un sistemaestable e inteligente deprimas para facilitar laintroducción de energíasrenovables en el sistema,constituyen otrocomponente.



En las figuras 752 y 753 recogemos la com-parativa en términos de LEC y de coste totalde los principales casos analizados, tantopara el contexto BAU como para el E3.0.

En términos de LEC, los dos casos del con-texto E3.0 resultan más favorables que el BAUR100%, debido a que la estructura de la de-manda resultante en el contexto E3.0 permiteuna cobertura más económica1.050 con ener-gías renovables que lo que sucedía en el casoBAU. Dentro del contexto E3.0, la incorpora-ción de la gestión de la demanda tambiénproporciona una mejora en el LEC, debidatanto a un mejor acoplamiento de la demandacon la generación, como a un requerimientoreducido de capacidad de regulación por ellado de la oferta1.051.

Es preciso hacer un par de comentarios asobre estos resultados:

• En principio, al hacer el sistema más efi-ciente y flexible, no tendría por qué produ-cirse una reducción del coste específico(LEC), aunque sí que esperaríamos una re-ducción del coste total. El hecho de que eneste caso, al pasar al contexto E3.0 obten-gamos LEC inferiores, es en parte una con-secuencia del mejor acoplamiento entre ge-neración y demanda, que nos proporcionaun beneficio adicional.

• Los costes asociados al despliegue de efi-ciencia e inteligencia no están contempla-dos dentro del LEC del contexto E3.0. Sibien, tal y como comentamos anterior-mente, hay elementos de eficiencia cuyodespliegue conlleva un coste incrementalnulo o incluso negativo, hay otros que tie-nen un coste asociado. En este estudio nohemos entrado a valorar estos costes adi-cionales1.052 correspondientes al contextoE3.0, y en cambio, hemos adoptado la

aproximación inversa de definir el sobre-coste máximo que estos costes pueden su-poner como diferencia entre los del contextoBAU y los del contexto E3.0.

Con todo, en el año 2007 los LEC del con-texto E3.0 siguen siendo superiores al LECdel contexto BAU con mix de generaciónBAU, pero en el año 2050 resultan muy infe-riores, de tal forma que la media en el periodoconsiderado, resulta favorable para el con-texto E3.0, y mejora la ventaja a medida queincrementamos el instante final más allá delaño 2050.

Por lo que se refiere al coste total del sis-tema energético, que realmente es el pará-metro relevante para realizar la comparativaentre los contextos BAU y E3.0, la figura 753nos muestra cómo se amplifican las ventajasdel contexto E3.0 respecto al BAU. Ya en elaño 2007, el coste total del contexto E3.0es igual o inferior al coste total del BAU conmix de generación BAU, recuperando esadesventaja que tenía el uso de energías re-novables en el contexto BAU para el año2007. En el año 2050, la diferencia de cos-tes entre el contexto BAU y el E3.0 resultaabismal1.053, y deja un margen muy grandede recursos económicos para articular eldespliegue de medidas de eficiencia e inte-ligencia por el sistema económico, al mismotiempo que proporciona una estabilidad decostes, al independizarse de las tendenciasinflacionistas asociadas al uso de combusti-bles fósiles o nucleares. El uso inteligente deestos recursos liberados es lo que defineuna economía sostenible, y requiere la arti-culación de las condiciones adecuadas paraestablecer los mecanismos de economía in-teligente que permitan al sistema económicoalinearse con los requerimientos de sosteni-bilidad y tomar las riendas de este procesode transición1.054.

Podemos obtener una primera aproximaciónde los recursos económicos liberados paradesarrollar el gran potencial de ahorro aso-ciado al contexto E3.0, al dividir el ahorro encostes entre el contexto1.055 BAU y el E3.0 (año2050) por el ahorro de energía conseguido.

El resultado es de 28,5 c€-2007/kWhahorrado,que por tanto nos proporciona una cota su-perior de los recursos para articular todoslos mecanismos de eficiencia e inteligenciaque permitan desarrollar este potencial deahorro.

1.055 Para el contexto BAU hemostomado el caso de coberturade la demanda con un mixBAU, y para el contexto E3.0hemos considerado el casoE3.0 con GDE.




LEC

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

50

02007 2050

Año

BAU mix BAU

BAU R100%

E3.0 sin GDE

E3.0 con GDE

Figura 752. Comparación de los LEC del conjunto del sistema energético para losprincipales casos analizados en el contexto BaU y en el contexto E3.0.

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02007 2050

Año

BAU mix BAU

BAU R100%

E3.0 sin GDE

E3.0 con GDE

Figura 753. Comparación de los costes totales del conjunto del sistema energético paralos principales casos analizados en el contexto BaU y en el contexto E3.0.




5.6.4 Evolución temporal de costes

En este apartado vamos a recoger el análisis dela evolución temporal de costes en el periodoconsiderado para los análisis realizados en elcontexto E3.0, así como la comparativa con losresultados obtenidos para el contexto BAU.

En las figuras 754 a 757 mostramos la evolu-ción temporal en el periodo de tiempo consi-derado del coste específico del conjunto delsistema energético, asociado a la nueva ca-pacidad instalada en un año determinado(LEC), al promedio del mix de generación exis-tente en un año determinado (LECm) y al pro-medio del sistema en todo el periodo consi-derado (LECpromedio). Observamos las mismastendencias que discutimos en el caso del con-texto BAU con generación R100%, pero conlos niveles de costes menores correspon-dientes al contexto E3.0.

Año

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Nueva capacidad

Promedio parque

Promedio periodo

Figura 754. Evolución temporal de los costes específicos normalizados en el periodo detiempo considerado, de la nueva capacidad instalada en un año determinado (LEC), delpromedio del parque existente en un año determinado (LECm), y el promedio del sistemaa lo largo de todo el periodo considerado (LECpromedio). Contexto E3.0 sin participación dela gestión de la demanda y sin tener en cuenta los costes asociados al almacenamientode hidrógeno.




Año

25

20

15

10

5

02000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Nueva capacidad

Promedio parque

Promedio periodo

Figura 755. Evolución temporal de los costes específicos normalizados en el periodo detiempo considerado, de la nueva capacidad instalada en un año determinado (LEC), delpromedio del parque existente en un año determinado (LECm), y el promedio del sistemaa lo largo de todo el periodo considerado (LECpromedio). Contexto E3.0 sin participación dela gestión de la demanda y teniendo en cuenta los costes asociados al almacenamientode hidrógeno.

Año

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Nueva capacidad

Promedio parque

Promedio periodo

Figura 756. Evolución temporal de los costes específicos normalizados en el periodo detiempo considerado, de la nueva capacidad instalada en un año determinado (LEC), delpromedio del parque existente en un año determinado (LECm), y el promedio del sistemaa lo largo de todo el periodo considerado (LECpromedio). Contexto E3.0 con participación dela gestión de la demanda y sin tener en cuenta los costes asociados al almacenamientode hidrógeno.




Año

25

20

15

10

5

02000 20602030 2040 20502010 2020

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

Nueva capacidad

Promedio parque

Promedio periodo

Figura 757. Evolución temporal de los costes específicos normalizados en el periodo detiempo considerado, de la nueva capacidad instalada en un año determinadol (LEC), delpromedio del parque existente en un año determinado (LECm), y el promedio del sistemaa lo largo de todo el periodo considerado (LECpromedio). Contexto E3.0 con participación dela gestión de la demanda y teniendo en cuenta los costes asociados al almacenamientode hidrógeno.

LEC

prom

edio

(c€-

2007

/kW

h)

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

BA

Uco

nR

100

%si

nac

umul

ació

nde

H2

E3.

0si

nG

DE

ysi

nac

umul

ació

nde

H2

E3.

0co

nG

DE

ysi

nac

umul

ació

nde

H2

BA

Uco

nm

ixB

AU

Figura 758. Comparación de los LECpromedio en el periodo 2007-2050 de los principalescasos considerados para el contexto BaU y el E3.0, sin tener en cuenta el efecto de lainfraestructura de acumulación de combustibles.

En la figura 758 presentamos una compara-ción directa entre los LECpromedio en el periodo2007-2050 de los principales casos analiza-dos, tanto para el contexto BAU como parael E3.0, sin incluir el efecto de la acumulaciónde hidrógeno, mientras que en la figura 759mostramos los resultados incluido el efecto dela acumulación de hidrógeno1.056. Como po-demos observar, los LECpromedio para el con-texto E3.0, incluso considerando el efecto dela acumulación de hidrógeno, son inferioresal del contexto BAU con mix BAU. Pero esmás, tal y como ya hemos comentado ante-riormente, al aumentar el periodo de análisismás allá del año 2050, la diferencia entre losLECpromedio del contexto BAU y del E3.0 va au-mentando, y tiende a la diferencia entre losLEC en el año 2050.

La figura 760 recoge la comparativa entre laevolución temporal de los LECm (promediosdel parque existente en cada año) para los

principales casos analizados, tanto del con-texto BAU como del E3.0. En esta figura po-demos apreciar el gran beneficio (incluso anivel de LEC) que nos deja la transición haciael contexto E3.0 a partir del año 2050. Sinembargo, la diferencia en costes absolutosserá muy superior a la mostrada para losLECm en esta figura, en la que el BAU conR100% aparece bastante cercano al E3.0.

Si cruzamos estos resultados con los de losescenarios temporales anteriormente presen-tados, de evolución de la demanda de ener-gía en los contextos BAU y E3.0, es posibleobtener una cuantificación de la evolucióntotal de los costes1.057 del sistema energéticoa lo largo del periodo de análisis. La figura761 nos muestra estos resultados para losprincipales casos analizados en los contex-tos BAU y E3.0. En esta figura podemosapreciar el gran beneficio remanente a partirdel año 2050 que nos deja como herencia la

1.056 El caso BAU con mix BAU noaparece en esta figura por notener valorado el coste de lainfraestructura para acumularcombustibles fósiles.

1.057 Conviene recordar que setrata de los costesnormalizadoscorrespondientes al parqueexistente en cada año.




LEC

prom

edio

(c€-

2007

/kW

h)

25

20

15

10

5

0BAU con R100%

y con H2

E3.0 sin GDEy con acumulación

de H2

E3.0 con GDEy con acumulación

de H2

Figura 759. Comparación de los LECpromedio en el periodo 2007-2050 de los principalescasos considerados para el contexto BaU y el E3.0, incluido el efecto de lainfraestructura de acumulación de hidrógeno.




transición desde un contexto BAU a unoE3.0. Al comparar el BAU con generaciónR100 % con los casos del contexto E3.0,apreciamos la gran diferencia en coste total(del orden de 1/4) asociado al despliegue deeficiencia e inteligencia.

Las figuras 762 y 763 muestran el valor pro-medio en el periodo 2007-2050 del costeanual total del sistema energético, y del ahorropromedio respecto al caso BAU con mix BAU.Estos ahorros, incluso en el periodo 2007-2050 asociado al despliegue del contexto

BAU con mix BAU

BAU con R100%

E3.0 sin GDEy sin acumulación de H2

E3.0 con GDEy sin acumulación de H2

E3.0 sin GDEy con acumulación de H2

E3.0 con GDEy con acumulación de H2

25

20

15

10

5

02000 2060

Año

2020 2040

LEC

m(c

€-20

07/k

Wh)

2010 2030 2050

Figura 760. Comparación de la evolución temporal de los LECm (promedios del parqueexistente en cada año) para los distintos casos considerados.

BAU con mix BAU

BAU con R100%

E3.0 sin GDE y sinacumulación de H2

E3.0 con GDE y sinacumulación de H2

E3.0 sin GDE y conacumulación de H2

E3.0 con GDE y conacumulación de H2

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

02000 2060

Año

2020 2040

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

2010 2030 2050

Figura 761. Evolución temporal en el periodo considerado de los costes normalizadostotales correspondientes al sistema energético existente en cada año.

1.058 Varía entre las distintastecnologías: 25 años para lassolares, 20 años para laeólica, geotérmica, olas ymarea, y 15 años para labiomasa.




E3.0, alcanzan valores muy elevados que nosproporcionan un recurso económico muy im-portante para articular la transición del sistemaenergético. A partir del año 2050, una vezcompletada la transición, los niveles de ahorroasociados al año 2050 (muy superiores a lospromedios recogidos en estas figuras), per-manecen de forma indefinida, y repercuten ín-tegramente en una mejora de la eficiencia denuestro sistema económico.

Resulta interesante comparar estos ahorrosanuales promedio en el periodo 2007-2050,con los costes de las primas asociadas al me-canismo de apoyo a las energías renovablesen el año 2009. Estos ahorros se extienden atodo el periodo 2007-2050, e incluso se in-crementan a partir del año 2050, mientras quelas primas a las energías renovables, comomecanismo inteligente de articulación delcambio de modelo energético, tan solo existendurante un periodo de tiempo inicial asociadoal acompañamiento de estas tecnologías en

las primeras etapas de su curva de aprendi-zaje: en el caso del RD661/2007 que regía lagran mayoría de las primas en el año 2009, laretribución se prolonga un promedio1.058 de 20años. La figura 764 nos muestra estos resul-tados, que para el caso del contexto E3.0sitúa en torno a un 1% el peso relativo de lasprimas del año 2009 respecto al ahorro pro-medio en el periodo 2007-2050.

Otro indicador que tiene interés evaluar sonlos costes disponibles para desarrollar la tran-sición, sin incurrir en un incremento de costestotales del sistema energético, que represen-tan una cota superior de los gastos a realizarpara apoyar la transición desde el contextoBAU al E3.0 sin que llegue a suponer un so-brecoste neto.

Evidentemente, aunque la transición desde elcontexto BAU al E3.0 representara un incre-mento de coste total para el sistema energé-tico, esta transición debería desarrollarse para

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

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0

BA

Uco

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100

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umul

ació

nde

H2

E3.

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nG

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nde

H2

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0si

nG

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umul

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nde

H2

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0si

nG

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umul

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nde

H2

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0co

nG

DE

ysi

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umul

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nde

H2

BA

Uco

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ixB

AU

Figura 762. Promedio en el periodo 2007-2050 del coste anual total normalizado delsistema energético.




Aho

rro

(M€-

2007

/a)

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

BA

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Aho

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prom

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BA

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H2

E3.

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nde

H2

Figura 763. Promedio en el periodo 2007-2050 del ahorro anual normalizado de losdistintos casos respecto al BaU con mix BaU.

Figura 764. Valor relativo de las primas destinadas a la promoción de las energíasrenovables en el año 2009, respecto al ahorro anual promedio en el periodo 2007-2050de cada uno de los casos indicados respecto al BaU con mix BaU.

mantener nuestra sociedad y sus sistemasdentro de las condiciones de contorno delmedio en que se desarrollan. Entre estas con-diciones de contorno podemos mencionar laestabilidad del sistema climático, la disponibi-lidad de recursos para el sistema energético,y el acceso al conjunto de la población (pre-sente y futura) de estos recursos, es decir, lasostenibilidad. Por tanto, si la transición alcontexto E3.0 supusiera un sobrecoste parael sistema energético, este sobrecoste nosería otra cosa que la valoración de las exter-nalidades que no estaba contemplando en laestructura de costes con la que evaluábamosel impacto económico del sistema energético.Y evidentemente, estas externalidades, en elmarco de un desarrollo sostenible no queda-ría otro remedio que internalizarlas, y por tantoque desarrollar la transición desde el contextoBAU al E3.0.

Además, el llevar a cabo la transición desde elcontexto BAU al E3.0 nos supone un ahorromuy importante para el sistema económico.En este contexto resulta interesante pregun-tarse cuál es el máximo coste del proceso detransición, que nos mantendría con unos cos-tes totales del sistema energético por debajode los correspondientes a mantenernos en elcontexto BAU: no es que no se pueda sobre-pasar este sobrecoste, si es que es precisopara articular la transición desde el BAU alE3.0, pero de cualquier forma resulta un indi-cador interesante con el que comparar tantolos gastos asociados a promover los cambiosque nos permitan evolucionar desde un con-texto BAU al E3.0.

Y considerando ese proceso de transicióndesde el contexto BAU al E3.0 hay dos ele-mentos diferenciados que podríamos distin-guir: uno de ellos es la sustitución del sistemade generación por uno basado al 100% enenergías renovables, y el otro es el despliegue

de eficiencia por el sistema energético (que-dando la articulación de inteligencia como unelemento transversal a estos dos). Por tanto,aparte de presentar algún resultado corres-pondiente al proceso total (renovables y efi-ciencia), vamos a presentar indicadores queproporcionen una aproximación a ambos ele-mentos característicos del contexto E3.0 porseparado.

Puesto que el coste promedio claramente de-pende del periodo para promediar, vamos aproporcionar estos indicadores para dos si-tuaciones distintas:

• El promedio en el periodo 2007-2050 enque se desarrolla la transición

• El valor correspondiente al mix promedioexistente en el año 2050, que representauna cota conservadora del valor asociado aextender el periodo de promediado másallá1.059 del año 2050.

Vamos a empezar por presentar los sobre-costes máximos asociados al conjunto de latransición desde el contexto BAU al E3.0, dis-ponible para implementar esta transición sinincurrir en un incremento de costes del sis-tema energético respecto a mantenernos enel contexto BAU. La figura 765 recoge este re-sultado en términos del ahorro conseguido.

Aunque los resultados de la figura anterior yason bastante llamativos, hay que tener encuenta que el ahorro conseguido no repre-senta el mejor indicador para representar elconjunto del proceso de transición. El valorde la demanda total de energía en el contextohacia el que queremos evolucionar (E3.0) re-presenta un parámetro más adecuado paraevaluar este indicador. La figura 766 nos re-produce los resultados. Como podemos veren esta figura, la cota superior del sobrecoste

1.059 Debe tenerse en cuenta quelos beneficios de la transiciónpermanecen indefinidamente,motivo por el cual no resultajusto limitar el promediado alperiodo 2007-2050, lo cuales equivalente a noreconocer esos beneficiosque permanecen en el futuromás allá del año 2050.





en el que podríamos incurrir para materializarel proceso de transición, sin incurrir en un in-cremento de costes respecto al contextoBAU, es realmente muy elevado, especial-mente si extendemos el periodo de prome-diado más allá del año 2050 para reconocer

los beneficios permanentes que nos deja estatransición. Con estos valores tan elevados, esevidente que deberíamos ser capaces dematerializar la transición y mantener unoscostes totales del sistema energético inferio-res a los que hubieran correspondido de



c€-2

007/

kWh

30

25

20

15

10

5

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 765. sobrecoste máximo disponible para que la transición no represente un costeadicional en el sistema energético respecto al BaU, por unidad de ahorro conseguido.

c€-2

007/

kWh

70

60

50

40

30

20

10

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 766. sobrecoste máximo disponible para que la transición no represente un costeadicional en el sistema energético respecto al BaU, por unidad de energía finaldemandada en el contexto E3.0.

mantenernos dentro del contexto BAU, in-cluso si limitamos el periodo de promediadoal periodo correspondiente a desarrollar latransición (2007-2050), por lo que nuestrosistema económico se va a ver muy favore-cido1.060 si desarrollamos la transición desdeel BAU al E3.0.

Analicemos ahora cada uno de las dos com-ponentes principales por separado, empe-zando por la introducción de un mix R100%. En la figura 767 recogemos el valor delsobrecoste máximo disponible para sustituirel mix BAU por un mix R100%, bajo el con-texto de demanda BAU, y de tal forma queel coste total del sistema no crezca por en-cima del que tendría si siguiéramos la tra-yectoria BAU. Como podemos ver, si limita-mos el periodo de promediado al 2007-2050este sobrecoste es aparentemente relativa-mente bajo (3,0 c€-2007/kWh), y si exten-demos el periodo de promediado más alláde 2050 para reconocer los beneficios per-manentes que nos deja la transición, estesobrecoste asciende a 12,5 c€-2007/kWh.

Estos valores están referidos a desarrollar latransición en un contexto de demanda BAU.

Si evaluamos estos sobrecostes en un con-texto de demanda E3.0, los resultados son lospresentados en la figura 768, que nos mues-tran un incremento de estos sobrecostes hastalos 4,6 c€-2007/kWh al limitar el promediadoal periodo 2007-2050, y 14,9 c€-2007/kWh alextender el periodo de promediado más alládel año 2050.

Para interpretar correctamente estos resulta-dos, hay que tener en cuenta que se extiendena todo el periodo de promediado considerado,y por tanto, en caso de querer compararloscon otros valores con las mismas unidades,pero en un periodo de vida menor, habría queafectarlos del cociente de los periodos detiempo considerados. Este es el caso, porejemplo, de los mecanismos de apoyo para elavance de las tecnologías por su curva deaprendizaje, como puede ser el sistema de pri-mas a las energías renovables. Estas primasno perduran en el tiempo, sino que tienen un

1.060 Recordemos que además deestos beneficios asociados ala reducción de costes, estánlos beneficios económicosasociados a la generación deempleo y a la articulación deuna economía sostenible.

1.061 Mediante un proceso deacompañamiento inteligentepara mantener la progresiónde la tecnología por la curvade aprendizaje.




c€-2

007/

kWh

14

12

10

8

6

4

2

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 767. sobrecoste máximo disponible para que la sustitución del mix BaU por unoR100% no represente un coste adicional en el sistema energético respecto al BaU, porunidad de energía final demandada en el contexto BaU.


plazo de vida finito para la instalación a la quese le concede, y se reducen en el tiempo1.061

hasta desaparecer en las centrales construidaslos años siguientes. Consideremos, por ejem-plo, una prima1.062 de 25 c€/kWh que se man-tiene durante 25 años. Puesto que después dela vida útil de esta instalación (superior a los 25años), la tecnología ya habrá avanzado sufi-cientemente por su curva de aprendizaje parano requerir el apoyo de las primas, si emplea-mos, por ejemplo, un periodo de promediadode 100 años para reconocer los beneficios per-manentes del cambio de modelo, y si la tec-nología que está recibiendo este apoyo suponeun 10% del parque generador, el peso de lasprimas será de 25x25/100x0,1 = 0,6 c€/kWh,que es el valor a comparar con los 14,9 c€-2007/kWh correspondientes al sobrecostemáximo para no encarecer el sistema energé-tico. Pero es más, el periodo de promediadose podría extender mucho más allá de los 100años, pues el beneficio del cambio de sistemade generación se proyecta indefinidamentehacia el futuro, motivo por el que el sobrecostede cualquier medida de apoyo temporal llega a

hacerse despreciable respecto al sobrecostemáximo disponible.

Pasemos ahora a considerar la otra compo-nente, la del despliegue de eficiencia ener-gética. Los sobrecostes máximos asociadosal despliegue de eficiencia por el sistemaenergético, son los que deberíamos compa-rar con los valores del coste del ahorro (costedel negavatio), correspondiente a las distin-tas medidas de eficiencia que hemos pre-sentado y comentado en puntos anteriores.

La figura 769 recoge, para el caso de un sis-tema de generación R100%, la evaluación delos sobrecostes máximos del despliegue demedidas de eficiencia para que el coste totaldel sistema energético se mantenga por de-bajo del que tendríamos si nos mantuviéra-mos en un contexto de demanda BAU.Como podemos apreciar, estos sobrecostesson significativamente más elevados que loscostes del ahorro que evaluamos en el capí-tulo dedicado al sector edificación en el con-texto E3.0.

1.062 Del orden de las instalacionesfotovoltaicas tipo-II (suelo) enla convocatoria del primertrimestre de 2011.



c€-2

007/

kWh

16

14

12

10

8

6

4

2

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 768. sobrecoste máximo disponible para que la sustitución del mix BaU por unoR100% no represente un coste adicional en el sistema energético respecto al BaU, porunidad de energía final demandada en el contexto E3.0.

Otro elemento curioso que apreciamos enesta figura es que el sobrecoste máximo sereduce al incrementar el periodo de prome-diado. Este hecho es una consecuencia di-recta de que estamos considerando el sobre-coste del ahorro permitido en el caso de queel sistema de generación sea R100 %, es

decir, estamos comparando por unidad deahorro energético conseguido, los costes delsistema con demanda BAU y generaciónR100%, con el sistema con demanda E3.0 ygeneración R100%. Debido al hecho de lagran reducción de costes de las renovables alavanzar en el tiempo, el ahorro económico




c€-2

007/

kWh

30

25

20

15

10

5

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 769. sobrecoste máximo disponible para que el despliegue de eficienciaenergética no represente un coste adicional en el sistema energético respecto al BaU,con un mix de generación R100%.

c€-2

007/

kWh

25

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5

0Promedio 2007-2050 Año 2050

Figura 770. sobrecoste máximo disponible para que el despliegue de eficienciaenergética no represente un coste adicional en el sistema energético respecto al BaU,con un mix BaU de generación.




crece más lentamente que el ahorro energé-tico, por lo que el sobrecoste permitido parael ahorro al promediar en periodos más alládel año 2050 es menor que el sobrecoste co-rrespondiente a promediar en el periodo2007-2050 en el que se realiza la transición.Es decir, en el caso de que tengamos un mixde generación R100%, el despliegue de efi-ciencia en el sistema resulta más favorablecuanto más pronto se lleve a término, debidoa que en ese caso contrarresta los mayorescostes de generación renovable.

Pero también tiene interés analizar los so-brecostes máximos del despliegue de efi-ciencia en el caso de que permanezcamosen un contexto de mix BAU. La figura 770nos presenta estos resultados, y muestracómo ahora se invierte la situación anterior,incrementándose el sobrecoste máximo delahorro a medida de que aumentamos el pe-riodo de promediado, lo cual es una conse-cuencia directa de la inflación incremental delos costes de la energía en un mix BAU degeneración.

5.7 Escenarios de transiciónde costes

Por último, y siguiendo la metodología deta-llada en el desarrollo de los escenarios de de-manda, presentamos en este punto las posi-bles trayectorias que podría seguir latransición desde el contexto BAU al contextoE3.0 en términos de costes.

Por tanto, si partimos del escenario BAU enel año 2007, aplicaremos distintos escena-rios de transición entre las curvas que re-presentan la evolución BAU y la E3.0 paraevaluar el efecto de distintas políticas detransición. Como escenario E3.0, adopta-remos el escenario con participación de lagestión de demanda e incluiremos los cos-tes correspondientes a la acumulación dehidrógeno.

La figura 771 recoge los resultados corres-pondientes a los tres escenarios de transi-ción considerados: retardado, lineal y res-ponsable. Como podemos ver, los retrasos

Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

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50.000

0

Año

2000 20602010 2020 2030 2040 2050

Responsable

Lineal

Retardado

Figura 771. Distintos escenarios de transición del coste total del sistema energéticodesde el contexto BaU con mix BaU al contexto E3.0 con participación de gestión de lademanda e incluidos los costes de acumulación de hidrógeno.

en desarrollar el proceso de transición supo-nen unos importantes costes económicos.

La figura 772 recoge los costes anuales pro-medio en el periodo 2007-2050 del total delsistema energético asociado a cada una delas trayectorias de transición.

Resulta evidente que el adoptar transicionesmás aceleradas hacia el contexto E3.0 nosaporta importantes beneficios económicos.

La figura 773 recoge los ahorros anuales pro-medio respecto a la trayectoria de transiciónretardada asociados a las trayectorias de tran-sición lineal y responsable. La figura 774 nosmuestra estos resultados en términos relati-vos al coste de las primas a las energías re-novables en el año 2009.

Y mirándolo desde el punto de vista de los so-brecostes que nos supondrá el retrasar latransición desde el contexto BAU al contexto




Cos

teto

tal(

M€-

2007

/a)

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0LinealRetardado Responsable

Figura 772. Coste anual normalizado promedio durante el periodo 2007-2050correspondiente a cada una de las trayectorias de transición desde el contexto BaU al E3.0.

Aho

rro

(M€-

2007

/a)

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0Lineal Responsable

Figura 773. ahorro anual promedio en el periodo 2007-2050 de las transiciones lineal yresponsable respecto a la transición retardada.


E3.0, la figura 775 recoge el sobrecoste acu-mulado durante el periodo 2007-2050 corres-pondiente a seguir las trayectorias de transi-ción lineal o retardada respecto a la trayectoriaresponsable.



4,0%

3,5%

3,0%

2,5%

2,0%

1,5%

1,0%

0,5%

0,0%Lineal Responsable

Sob

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ste

(M€-

2007

)

6.000.000

5.000.000

4.000.000

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0Lineal Retardado

Figura 774. Peso relativo de las primas a las energías renovables en el año 2009respecto al ahorro asociado a acelerar la transición desde la trayectoria retardada a lastrayectorias línea y responsable.

Figura 775. sobrecoste acumulado durante el periodo 2007-2050 correspondiente aseguir las trayectorias de transición lineal o retardada respecto a la trayectoriaresponsable.

5.8 Ocupación del territorio

En este punto vamos a presentar la informa-ción relativa a las implicaciones en términosde ocupación del territorio de los distintos es-cenarios de cobertura de la demanda consi-derados1.063, así como a comentar una seriede consideraciones relativas a este aspectoque proporcionen la perspectiva adecuadapara analizar los resultados.

5.8.1 Elementos de contextualizaciónsobre la ocupación del territorio

A modo de referencia, para ubicar mejor losresultados presentados, la figura 776 nos re-coge la ocupación del territorio asociada aotros usos, como son la protección ambien-tal y la producción de alimentos. Por lo querespecta a los espacios con alguna figura deprotección ambiental, tal y como se indica en

el estudio (GP, 2005), se han excluido total-mente de la evaluación del potencial de lasenergías renovables y, por tanto, en ellos nose ha situado capacidad de generación al-guna de los mix de generación consideradosen el análisis de la cobertura de la demanda.Por lo que respecta a las tierras destinadas ala producción de alimento, que en su con-junto representan algo más del 50% de la su-perficie del territorio peninsular, también re-sulta una referencia adecuada puesto quejunto a los usos del territorio para protecciónambiental constituyen los usos que generanuna mayor sensibilidad, al plantear un incre-mento de ocupación del territorio para el sis-tema energético. Dentro de las tierras desti-nadas a la producción de alimento, la figura776 distingue por su relevancia de cara alanálisis de la ocupación del territorio plante-ada para el sistema energético, las tierrasagrícolas en barbecho o no utilizadas, y lastierras dedicadas a prados y pastos.

1.063 Las implicaciones entérminos de ocupación delterritorio de los distintos mixde generación analizadospara la cobertura de lademanda eléctrica, y dehidrógeno, ya se anticiparonal presentar el análisis decobertura de la demanda deestos mix de generación. Sinembargo, en este puntopresentaremos estainformación con un mayorgrado de detalle, y laextenderemos al conjunto delsistema energético.




60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Protecciónambiental

Agriculturatotal

Tierras agrícolasen barbechono utilizadas

Pastosy prados

Ocu

paci

ónte

rrito

rio

Figura 776. ocupación del territorio, en términos relativos a la superficie peninsularespañola de los usos de protección ambiental y de producción de alimentos.


La figura 777 nos muestra la estructura actualdel uso del territorio (Anuario estadístico 2009del Ministerio Medio Ambiente y Medio Ruraly Marino) en España en el año 2008, dondehemos añadido una valoración del uso delterritorio por parte del sistema energético enese año.

Hasta hace poco tiempo, la ocupación del te-rritorio por parte del sistema energético seencontraba por debajo del 1%, de tal formaque la infraestructura del sistema energético,y especialmente la correspondiente a la ge-neración, pasaba desapercibida a la mayoríade la población. En los últimos años, y comoconsecuencia del incremento de la participa-ción de las energías renovables en la produc-ción de energía, ha empezado a aumentar lapresencia del sistema de generación energé-tica en el territorio, con parques eólicos, huer-tas fotovoltaicas y centrales termoeléctricasdesplegándose por el territorio de la mayoríade las CCAA, de tal forma que la ocupaciónactual del territorio por el sistema energéticoes algo superior al 1%. En un contexto R100%, la ocupación del territorio por parte del

sistema energético pasa a ser bastante su-perior a este valor, lo cual puede producir cier-tas reticencias iniciales o críticas al desplieguede un sistema de generación renovable. Pero,¿tienen estas críticas algún fundamento orazón de ser, más allá de la alteración del usohistórico del suelo? En este punto argumen-taremos que no, y resulta perfectamentecompatible con los otros usos requeridos delsuelo para el funcionamiento de nuestra so-ciedad y el mantenimiento de nuestro medionatural, y en esencia, resulta una consecuen-cia del necesario y responsable proceso deinternalización de los impactos de nuestrosistema energético actual.

En efecto, el hecho de que el sistema ener-gético haya requerido hasta la fecha un usoaparentemente tan bajo del territorio, no esmás que una consecuencia de la externaliza-ción de la mayoría de impactos de nuestrosistema energético, totalmente dependientede unos combustibles fósiles procedentes deexplotaciones energéticas en otros países, ycuya utilización genera una serie de impactosen el medio ambiente que también se pueden



Total = 50,54 Mha

28%

3%

35%

1%

12%

Cultivos herbáceos y leñosos

Barbechos y otras tierras no ocupadas

Prados y pastos

Terreno forestal

Superficie no agrícola

Sistema energético

Otros

7%

14%

Figura 777. Estructura del uso del territorio en el año 2008.

traducir en un requerimiento de ocupación delterritorio.

Una primera cuantificación de estas exter-nalidades la podemos encontrar en la huellaecológica (National Footprint Accounts-2010 elaborado por la Global Footprint Net-work) de España, en la que se expresan losprincipales usos e impactos de la actividadhumana en términos del requerimiento desuperficie de productividad media planetaria(hectáreas globales). La figura 778 recoge laestructura de la huella ecológica en Españapara el año 2007, que con un total de 5,42gha/hab es un 300 % de la biocapacidadpromedio del planeta, por lo que podríamosconcluir que en España estamos ya viviendoa un ritmo que requeriría de tres planetasTierra en el caso de extrapolarlo a todos loshabitantes del planeta: un claro indicador deinsostenibilidad. En esta figura, podemosobservar cómo, ya en la actualidad, la con-tribución dominante1.064 a la huella ecológicade España es la correspondiente al carbono,que refleja tan solo una de las externalida-des1.065 del sistema energético, esto es, elrequerimiento de reabsorción del CO2 emi-tido, y que el sistema energético actualtiene prácticamente externalizada en su to-talidad. Otro elemento que también pode-mos observar en esta figura, teniendo ade-más en cuenta que la superficie para tierrasde cultivo aparece magnificada al expre-sarla en términos de superficie de producti-vidad media, por tratarse de la superficie demayor productividad, es la descompensa-ción entre la huella ecológica y la dedicaciónactual del territorio: mientras el sistema ener-gético ocupa en la actualidad poco más deun 1% del territorio, dedicamos más del 50% a la producción de alimentos, lo cual estáclaramente desproporcionado en relación ala contribución de cada uno de estos servi-cios a la huella ecológica.

De hecho, resulta interesante comparar elporcentaje de ocupación del territorio aso-ciado a la contribución del carbono a lahuella ecológica con los otros valores de re-ferencia que introdujimos anteriormente. La fi-gura 779 nos muestra esta comparación, y enella podemos apreciar que el uso del territoriorequerido para internalizar nuestras emisionesde CO2 resulta del orden del 226%, muy su-perior a los usos del territorio dedicados a laprotección de espacios naturales, e inclusodel dedicado a la producción de alimentos, yde hecho es tan elevado que no disponemosde territorio suficiente para su internalización.Es precisamente en este contexto en el quese aprecia la gran eficiencia de un sistema ba-sado en energías renovables, que nos permiteinternalizar completamente los impactos delsistema energético, con un requerimiento deocupación del territorio tremendamente infe-rior al correspondiente a la huella ecológica decarbono actual.

1.064 Además, debemos tener encuenta que en términos dehectáreas de productividadpromedio, la superficiededicada a tierras de cultivoaparece muy distorsionada(incrementada), pues altratarse de las tierras demayor productividad, susuperficie aumenta al pasarde hectáreas reales ahectáreas globales.

1.065 Otras externalidades norecogidas son, por ejemplo,las correspondientes a todala minería de recursos fósilesy nucleares que se realizafuera de nuestro país, asícomo las infraestructurasasociadas. Por tanto,adoptamos esta contribucióndel carbono a la huellaecológica como una cotainferior de la externalizacióndel sistema energético entérminos de superficie.




6

5

4

3

2

1

0

gha/

hab

Infraestructuras

Pesca

Tierras cultivo

Bosques

Carbono

Pastoreo

Figura 778. Huella ecológica de España enel año 2007 según el National Footprintaccounts-2010 elaborado por la GlobalFootprint Network, expresada en términosde hectáreas globales (hectáreas deproductividad media) per cápita.


1.066 Datos procesados a partir dela referencia ( Ministerio deIndustria, 2009).

1.067 Debemos resaltar que, adiferencia del criterio delMinisterio de Industria, lageneración nuclear no lahemos considerado comoautoabastecimiento, puestoque tanto la materia prima(uranio), como la mayoría deetapas de procesado(extracción y concentraciónde uranio, conversión ahexafluoruro de uranio,enriquecimiento delhexafluoruro y conversión adióxido de uranio) se llevan acabo fuera de España, y estan solo la última etapa, la defabricación de los elementoscombustibles, la que se llevaa cabo en España. Por tanto,desde nuestro punto de vista,el hecho de que el recursoenergético venga del exteriorde España, hace que laaportación nuclear no puedaconsiderarse comoabastecimiento.

1.068 Es decir, descontando lasaportaciones del carbón,petróleo y gas naturalnacionales.

1.069 Sistema de InformaciónGeográfica.

1.070 Esta exclusión constituye el28% del territorio peninsular,y sería perfectamente posibleplantear el aprovechamientode la biomasa residual,asociada a la limpieza yconservación de parte deestos espacios, como unafuente adicional de biomasasostenible, que además, alcontribuir a evitar laproliferación de incendiosforestales, redujera el efectode escalón dedesplazamiento del CO2 de labiosfera a la fase gaseosaque nos condujo a plantear lalimitación en el uso de lasbiomasas residuales.



Otro factor que resulta interesante analizar eneste contexto es el relativo al grado de auto-abastecimiento alcanzado para la coberturade estos servicios. La figura 780 nos mues-tra el autoabastecimiento energético en Es-paña1.066 en los años 2000 a 2009, tanto eltotal1.067 como el que podemos considerarsostenible1.068, en términos relativos al con-sumo de energía primaria. Como podemosobservar, el autoabastecimiento energéticoes muy bajo, y por tanto la dependenciaenergética muy elevada. También podemosobservar en esta figura la tendencia crecienteal autoabastecimiento sostenible a lo largode los últimos años, como consecuencia di-recta del despegue de las energías renova-bles distintas de la hidroeléctrica.

En estas condiciones, parece perfecta-mente justificado desde el punto de vista dela sostenibilidad el aumentar la ocupación

del territorio para incrementar el autoabas-tecimiento energético con energías renova-bles, pues ello reduce la tremenda externa-lidad que en términos de superficie tiene eluso de combustibles fósiles para cubrir elresto de nuestra demanda de energía.

Por lo que respecta al uso del territorio em-pleado para configurar los sistemas de ge-neración R100% de este informe, convienerecordar que el potencial con el que conta-mos, y a partir del cual se han confeccionadoestos mix de generación, es el potencial pre-sentado en el informe (GP, 2005), que seevaluó a partir de un análisis SIG1.069 impo-niendo restricciones bastante severas sobreel uso del territorio. Así, además de excluirsecompletamente el uso del territorio asociadoa espacios con alguna figura de protecciónambiental1.070, tal y como puede contrastarseen el informe (GP, 2050), la gran mayoría de

Ocu

paci

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250%

200%

150%

100%

50%

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Pro

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Figura 779. ocupación del territorio, en términos relativos a la superficie peninsular delos usos de protección ambiental y de producción de alimentos, comparado con laocupación del territorio que corresponde a la contribución del carbono en la huellaecológica (situación actual).

los espacios destinados actualmente a la pro-ducción de alimentos también fueron exclui-dos1.071 de cara a evaluar el potencial de ge-neración, basado en energías renovables, yexisten tan solo algunas pequeñas intersec-ciones en los terrenos de menor productivi-dad (secanos muy áridos) en los que a lolargo de los últimos años se ha ido redu-ciendo la actividad agrícola. Pero es más, lacantidad del potencial de generación reno-vable que es preciso articular para cubrir lademanda de energía, constituye una fracciónrealmente pequeña del potencial disponible(figura 781), especialmente en el caso dedesplegar medidas de eficiencia (contextoE3.0), en cuyo caso es del orden del 3%. Enestas condiciones, si se considerara ade-cuado, sería perfectamente posible prescin-dir de cualquier intersección entre el territoriodedicado a la producción de energía y el his-tóricamente empleado para la producción dealimentos.

Como ya hemos indicado en varias ocasionesexisten muchas opciones para proporcionar

una cobertura total de la demanda con ener-gías renovables, tanto en el contexto BAUcomo en el E3.0. Sin embargo, desde el puntode vista de ocupación del territorio, las impli-caciones de emplear un mix tecnológico u otrotienen un efecto muy importante. En las figuras782 a 784 recogemos los requerimientos deocupación del territorio para la producción deelectricidad, para la producción de biocom-bustibles e hidrógeno, y para la producción debiomasa sólida e hidrógeno. En todas estas fi-guras, además de los resultados para la bio-masa (promedio de cultivos energéticos yCFRR), la eólica, la fotovoltaica de suelo, y latermoeléctrica presentamos también los resul-tados para el mix energético empleado paracomplementar los requerimientos de genera-ción eléctrica para producir hidrógeno una vezempleada toda la electricidad procedente dela regulación del sistema eléctrico. Como po-demos observar, los requerimientos de ocu-pación del territorio asociados al uso de la bio-masa procedente de cultivos energéticos yCFRR son considerablemente superiores a losde las otras alternativas.

1.071 Debe tenerse en cuenta, sinembargo, que en algunoscasos la producción deenergía y de alimentos noresultan incompatibles, y sepuede compartir un mismoterritorio para ambos usos(eólica terrestre, invernaderoscon chimenea solar, etc.).




2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%

Total

Sostenible

Figura 780. autoabastecimiento energético en España durante los años 2000 a 2009, entérminos relativos al consumo total de energía primaria.


Esto es especialmente cierto para la genera-ción de electricidad (figura 782), lo cual, junto ala escasez del recurso biomasa es la causa deque tanto en este informe como en el informe(GP, 2007), en el sistema eléctrico se haga unuso muy limitado de la biomasa, y se destinetan solo a aquellos aspectos de mayor valorañadido como es la regulación del sistema,

empleando la hibridación de las centrales ter-moeléctricas como estrategia eficaz para dis-poner de elevada potencia de regulación conun bajo consumo de biomasa. Esta estrategiaconduce a un bajo uso de la biomasa en el sis-tema eléctrico, y libera este recurso para poderemplearlo en la cobertura de la demanda ener-gética en forma de combustibles.



Pin

stal

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/P

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20%

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16%

14%

12%

10%

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2%

0%BAU R100% E3.0

Figura 781. Uso del potencial renovable disponible, en términos de potencia instalada,para la cobertura de la demanda con R100% en los contextos BaU y E3.0.

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Bio

mas

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sen

ergé

ticos

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FRR

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run

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raci

ónan

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icid

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Figura 782. Comparativa del requerimiento de ocupación del territorio para la producciónde electricidad.

Para el caso de emplear la biomasa para pro-ducir biocombustibles, la alternativa de la quedisponemos es la producción de hidrógeno apartir de electricidad renovable. En estecaso, tal y como nos muestra la figura 783,

la biomasa sigue siendo la opción con unamayor ocupación del territorio, aunque ya seencuentra mucho más cercano a la ocupa-ción del territorio de la eólica terrestre1.072,pero su requerimiento de ocupación del

1.072 Debemos recordar, sinembargo, que en el caso dela eólica terrestre el territoriopor ella ocupado puedeemplearse simultáneamentepara satisfacer otros servicios(prados, agricultura, bosques,etc.).




450

400

350

300

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Figura 783. Comparativa del requerimiento de ocupación del territorio para la producciónde biocombustibles e hidrógeno.

300

250

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0

Bio

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Figura 784. Comparativa del requerimiento de ocupación del territorio para la producciónde biomasa sólida e hidrógeno.


territorio sigue siendo muy superior a la delmix empleado con el fin de complementar laproducción de hidrógeno.

En el caso de emplear la biomasa en formasólida, sin confeccionar otro tipo de biocom-bustibles a partir de la biomasa primaria, laocupación del territorio asociada al uso de labiomasa pasa a ser del orden del corres-pondiente a la eólica, aunque prácticamentetres veces superior al del mix empleado paracomplementar la producción de hidrógeno(figura 784).

Por tanto, según el balance entre el uso debiomasa e hidrógeno empleado para la co-bertura de la demanda de combustibles, elefecto sobre la ocupación del territorio del sis-tema energético diferirá de forma importante.En este informe hemos evaluado distintoscasos en cuanto al balance entre el uso de labiomasa y del hidrógeno, para proporcionarcobertura a la demanda de combustibles.Para el contexto de demanda BAU, tal y comoindicamos anteriormente, el recurso de bio-masa disponible es insuficiente para propor-cionar la cobertura de la demanda de com-bustibles, por lo que en el caso de la coberturade la demanda BAU con R100%, se debe re-currir extensamente a la producción de hidró-geno. Sin embargo, para el contexto de de-manda E3.0, la participación de la biomasa yel hidrógeno en la cobertura de la demanda decombustibles puede ser mucho más equili-brada, aunque evidentemente también existela opción de prescindir totalmente del uso dela biomasa y proporcionar esta cobertura ex-clusivamente basada en hidrógeno.

La figura 785 recoge la estructura del potencialde biomasa obtenido en (GP, 2005). Este po-tencial total de biomasa, para el desarrollo deeste estudio, lo hemos limitado todavía másde tal forma que en ningún mix de generación

se superara una cantidad de recurso equiva-lente a la suma de los potenciales de cultivosenergéticos y CFRR (221 TWh/a), de tal formaque fuera posible recurrir a la biomasa sin pro-ducir escalón alguno en la concentración deCO2. El hecho de que se haya limitado la can-tidad de biomasa a estos valores, hace queprácticamente el total de la biomasa imple-mentada en cualquiera de los mix energéticosconsiderados pudiera suministrarse a partir debiomasa residual, en el caso de que la ocupa-ción del territorio constituyera un criterio demás peso que el escalón de concentración deCO2 asociado al cambio de uso de esta bio-masa residual1.073. Adicionalmente es precisorecordar que en el caso de usar biomasa deorigen marino1.074, la ocupación del territoriocorrespondiente a la biomasa sería nula, porlo que en estos casos, y desde la perspectivade la ocupación del territorio, la opción de labiomasa pasaría a ser la más adecuada.

Finalmente resulta conveniente hacer una men-ción explícita del tratamiento correspondienteal requerimiento de combustibles para el

1.073 Por lo que respecta a lasbiomasas residuales, engeneral hemos adoptado elplanteamiento de minimizarsu uso para evitar el escalónen la concentración de CO2

que llevan asociado. Existeuna excepción a estasituación, que es laconstituida por la biomasaresidual correspondiente a laslabores de limpieza ymantenimiento de lassuperficies, con algún gradode protección ambiental,cuya explotación permitieraaumentar la proteccióncontra incendios de estasmasas vegetales.

1.074 Por lo que respecta a labiomasa de origen marino, supotencial no se encuentraincluido en el evaluado en(GP, 2050).



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TWh/

a

CFRR(p<10 %)

Cultivosenergéticos

Residualy biogás

Monte bajo(p<10 %)

Figura 785. Estructura del potencial debiomasa empleado como condición decontorno para la cobertura de la demanda(GP, 2005).

subsector de usos no energéticos1.075. La fi-gura 786 reproduce la estructura sectorial dela demanda de energía final para los contex-tos BAU y E3.0 en el año 2050. Como po-demos observar, con el fin de proporcionarun balance completo de los requerimientosde energía final en términos comparables alos balances actuales del sistema energéticoy a otros escenarios, hemos incluido el sub-sector “usos no energéticos” dentro de laevaluación de la demanda. Para el contextoBAU, este subsector representa una contri-bución relativamente pequeña (3,5%), peropara el caso del contexto E3.0, con unmayor despliegue de eficiencia en los otrossubsectores, el peso relativo del subsector“usos no energéticos” asciende hasta elorden del 10%, lo cual hace que en el casode cubrir dicha demanda con biocombusti-bles, su peso relativo en el consumo total debiomasa, y por tanto en la ocupación del te-rritorio, pase a ser muy importante.

La cobertura de la demanda del subsector“usos no energéticos” cae en principio fuerade las fronteras del sistema energético en el

cual hemos centrado este estudio, sin em-bargo, para la mayoría de los resultados pre-sentados, hemos incluido su efecto, al igualque haremos para el caso de las repercusio-nes en la ocupación del territorio.

Sin embargo, existen distintas opciones paraproporcionar la cobertura de la demanda delsubsector “usos no energéticos”:

• Seguir empleando combustibles fósiles paracubrir esta demanda. Si bien este plantea-miento no puede considerarse estrictamentesostenible por conducir al eventual agota-miento de los recursos fósiles, pero en elcaso de que se elimine el uso de estos re-cursos con fines energéticos1.076, y desarro-llando los procesos de reciclado adecuados,el consumo sería tan bajo que resultaría com-parable al consumo de otras materias primasno fósiles en otros procesos productivos.

• Emplear combustibles sintetizados a partirde hidrógeno generado con electricidad re-novable y carbono procedente, por ejemplo,de la fijación de CO2 atmosférico.

1.075 Los usos no energéticos delos combustibles fósiles sontodos aquellos usos en queestos productos se empleancomo materia prima parafabricar otros productos.

1.076 Que es dónde se encuentraactualmente su mayorconsumo.




Ene

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(TW

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2.000

1.500

1.000

500

0BAU 2050 E3.0 2050

Usos energéticos

Servicios públicos

Primario

Transporte

Industria

Edificación

Figura 786. Estructura sectorial de la demanda de energía final para el año 2050.


• Emplear biocombustibles elaborados conbiomasa para sustituir a los combustiblesfósiles actualmente empleados como mate-rias primas en estos procesos productivos.

La opción que hemos elegido en este estudiopara ilustrar el efecto de eliminar los combus-tibles fósiles del subsector de “usos no ener-géticos” ha sido la de los biocombustibles,que es la que conduce a un mayor requeri-miento de ocupación del territorio. Perodado que existen otras opciones, y que estesubsector realmente queda fuera de la “res-ponsabilidad” del sector energético, estosrequerimientos adicionales de biomasa (yocupación del espacio) deben entenderse tansolo como una cuantificación del efecto desustituir los combustibles fósiles por biocom-bustibles en este subsector, pero no como unrequerimiento asociado al sector energético,ni como una penalización inamovible en tér-minos de ocupación del territorio.

5.8.2 Resultados de ocupación delterritorio del sistema energético

Pasamos en este punto a reproducir los re-sultados de ocupación del territorio de los dis-tintos casos de cobertura de la demanda ana-lizados para los contextos BAU y E3.0.

Los casos del análisis de la cobertura de la de-manda con R100% que hemos analizado conmás detalle, corresponden a dos casos parti-culares del balance entre el uso de la biomasay el hidrógeno, para proporcionar la coberturadel requerimiento de combustibles:

• Para el contexto BAU hemos consideradoun caso en el que se mantiene un desarro-llo continuo del uso de la biomasa en rela-ción a la situación actual, que cubre elgrueso de la demanda de combustibles

mediante la generación de hidrógeno conelectricidad renovable.

• Para el contexto E3.0 hemos planteadoun caso con un equilibrio entre el uso debiomasa y de hidrógeno para proporcionarla cobertura a la demanda de combustibles.

Puesto que, tal y como hemos indicado ante-riormente, el consumo de biomasa empleadoen la cobertura de la demanda tiene un pesomuy importante sobre la ocupación del terri-torio, al emplear biomasa procedente de cul-tivos energéticos, vamos a empezar por re-copilar los consumos de biomasa planteadospara los distintos casos de cobertura de la de-manda desarrollados en este estudio.

La figura 787 nos muestra el consumo total debiomasa para el contexto BAU R100% (al ini-cio del desarrollo del escenario en el año 2007y en el año 2050) y para el contexto E3.0,comparado con el consumo de biomasa du-rante el año 2009, y la planificación en el usode la biomasa correspondiente al PER 2010,es decir, el desarrollo en el uso de la biomasaque se debería haber alcanzado en el año2010 en el caso de haberse cumplido la plani-ficación energética. Para los casos BAU y E3.0en el año 2050, los resultados presentados enesta figura incluyen la biomasa empleada paraproporcionar los biocombustibles que cubranla demanda del subsector de “usos no ener-géticos”. Del análisis de esta figura, aparte dela gran desviación entre el uso actual de la bio-masa y la planificación establecida para el año2010, podemos extraer varias conclusiones in-teresantes:

• El uso de la biomasa planteado para el con-texto BAU en el año 2050 es del orden deluso actual de la biomasa, e inferior a la pla-nificación para el año 2010. En este con-texto BAU R100 % (BAU con generación



R100%), el grueso de la demanda de com-bustibles se cubre vía hidrógeno, y resulta eluso de la biomasa muy continuista en rela-ción a la situación actual

• En el caso del contexto E3.0, a pesar de lagran reducción en la demanda total de ener-gía asociada al despliegue de eficiencia, elplanteamiento de repartir responsabilidadespara la cobertura de la demanda de combus-tibles entre la biomasa y el hidrógeno conducea un requerimiento de biomasa sensiblementesuperior al del contexto BAU. Sin embargo, eluso de biomasa planteado para el año 2050está muy en línea con la planificación energé-tica que existía para el año 2010, por lo que sepuede considerar como un escenario tenden-cial en el caso de que se proporcionaran loselementos necesarios para hacer realidad estaplanificación energética.

Pero como indicábamos anteriormente, lafigura 787 incluye en los requerimientos de

biomasa la producción de biocombustiblespara dar cobertura total a los requerimien-tos del subsector “usos no energéticos”que, como su nombre indica, no es res-ponsabilidad directa del sector energético, ypara el cual, tal y como mostrábamos ante-riormente, existen otras alternativas distin-tas a la biomasa. Por tanto, resulta más in-teresante realizar la comparativa de losrecursos de biomasa directamente asocia-dos al sector energético, cuyo resultadoaparece reflejado en la figura 788. Comopodemos ver, en estas condiciones, el usode biomasa planteado para el año 2050 enel contexto E3.0 (el de mayor uso de bio-masa) es sensiblemente inferior al corres-pondiente a la planificación energética parael año 2010, y el uso de la biomasa en elcontexto BAU R100% para el año 2050 esincluso inferior al que ya realizábamos en elaño 2009. En estas condiciones resulta evi-dente que el uso de la biomasa planteadopara proporcionar cobertura a la demanda




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Figura 787. Comparación entre el uso de biomasa planteado en los casos de coberturade la demanda R100% para los contextos BaU y E3.0, el uso de biomasa en 2009 delsistema energético, y la planificación correspondiente al desarrollo de la biomasaenergética en 2010. Resultados incluyendo el subsector de “usos no energéticos”.




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2009Objetivo

PER 2010BAU 2007

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Figura 788. Comparación entre el uso de biomasa planteado en los casos de coberturade la demanda R100% para los contextos BaU y E3.0, el uso de biomasa actual delsistema energético, y la planificación actual correspondiente al desarrollo de la biomasaenergética. Resultados sin incluir el subsector de “usos no energéticos”.

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2050

Figura 789. Comparación entre el uso de biomasa planteado en los casos de coberturade la demanda R100% para los contextos BaU y E3.0, el uso de biomasa actual delsistema energético, y la planificación actual correspondiente al desarrollo de la biomasaenergética. Resultados sin incluir el subsector de “usos no energéticos”. Comparativacon los requerimientos de biomasa alimentaria para el año 2050.

del sector energético en el año 2050, tantoen los contextos BAU como E3.0 no resultaen absoluto excesivo, sino más bien se po-dría interpretar como conservador.

Pero es más, si comparamos estos resulta-dos bajo la perspectiva del uso de biomasaalimenticia, la figura 789 nos muestra cómo eluso de biomasa con fines energéticos plante-ada para el año 2050 (tanto para el contextoBAU como para el E3.0) es muy pequeño encomparación con el uso de biomasa alimenti-cia que cabría esperar para el año 2050, simantenemos una dieta promedio con una es-tructura parecida a la actual.

Para profundizar más en la participación de labiomasa para cubrir la demanda de energía, lafigura 790 nos presenta el ratio de biomasa aenergía final, mientras que la figura 791 nosreproduce el ratio de biomasa a hidrógenoempleados para proporcionar la cobertura dela demanda del sistema energético. Comopodemos observar, en términos relativos a lademanda de energía final, los casos del con-texto BAU suponen porcentajes inferiores al

actual, mientras que el caso del contexto E3.0conduce a incrementar el peso de la partici-pación de la biomasa hasta el orden del 18%,significativamente superior al actual. Por loque respecta al ratio de biomasa a hidrógeno,en el contexto BAU es muy bajo, e indica eldominio del hidrógeno en la estructura deestos mix, mientras que en el contexto E3.0vemos que la participación de la biomasa ydel hidrógeno están muy equilibradas.

Profundizando más en la estructura de los re-cursos energéticos empleados para propor-cionar la cobertura de la demanda en el con-texto E3.0 (el de mayor uso de biomasa), lafigura 792 nos muestra cómo el sistema ener-gético total está dominado por el uso de laelectricidad, con una cantidad muy importantede esta electricidad dedicada a la producciónde hidrógeno, y con un equilibrio entre el usode biomasa y de hidrógeno. El planteamientopara asignar los recursos a este caso de aná-lisis ha sido emplear biomasa para comple-mentar1.077 la cobertura de la demanda en elsector industria (mediante cogeneración ycombustión directa), y para cubrir la demanda




20%

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%Balance

2009BAU 2007

R100%BAU 2050

R100%E3.02050

Bio

mas

a/

Ene

rgía

final

Figura 790. Participación porcentual de la biomasa en la cobertura de la energía final.Resultados sin incluir el subsector de “usos no energéticos”.

1.077 Después de la aplicación debombas de calor, solartérmica y electricidad directa.


del subsector “usos no energéticos”, por con-siderar que estas dos aplicaciones pueden sercubiertas de forma más sencilla mediante eluso de biomasa o biocombustibles que me-diante el uso de hidrógeno1.078. Posterior-mente, el remanente de demanda de com-bustibles (subsectores transporte y primario),

fue cubierto entre biomasa e hidrógeno impo-niendo el criterio1.079 de igualdad de ocupacióndel territorio que, como podemos apreciar enesta figura, conduce a una contribución sensi-blemente superior del hidrógeno como conse-cuencia de su mayor eficacia por lo que res-pecta a la ocupación del territorio.

1.078 Sin embargo, comocomentábamosanteriormente esperfectamente posibleextender el uso del hidrógenoa estas aplicaciones parareducir el uso de biomasa ycon él la ocupación delterritorio.

1.079 Este criterio se adoptó comoun ejemplo de los posiblescriterios a emplear paraestablecer la configuraciónfinal del mix energético apartir de las múltiplesopciones disponibles.



100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%BAU 2007

R100%BAU 2050

R100%E3.02050

Bio

mas

a/

Hid

róge

no

Figura 791. Ratio entre la participación de la biomasa y del hidrógeno en la cobertura dela demanda. Resultados sin incluir el subsector de “usos no energéticos”.

32%

Recursos energéticos = 749 TWh/a

12%

9% 42%

5%

Electricidad directa

Electricidad para H2sectores transporte y primario

Biomasa para biocombustiblessectores transporte y primario

Biomasa sector industria

Biomasa para biocombustiblesusos no energéticos

Figura 792. Recursos energéticos empleados para proporcionar la cobertura de lademanda del contexto E3.0.

En la figura 793 reproducimos la estructuradel consumo de biomasa para el caso anali-zado de cobertura de la demanda en el con-texto E3.0 para el año 2050, incluido el efectode los “usos no energéticos”. Como podemosapreciar, el consumo total de biomasa se en-cuentra dominado por el requerimiento de

biomasa para producir los biocombustiblesque cubran la demanda de materias primasen el subsector “usos no energéticos”.

Si comparamos el uso de biomasa requeridopara el caso analizado en el contexto E3.0(incluyendo el requerimiento para usos no




44%

Consumo biomasa = 197 TWh/a

Industria

Usos no energéticos

Resto (transporte y primario)

35%

21%

Figura 793. Estructura del consumo de biomasa para el caso de cobertura de lademanda analizado en el contexto E3.0.

140%

120%

100%

80%

60%

40%

20%

0%Total biomasa Cultivos energéticos

y CFRRResidualesy biogás

Figura 794. Valor relativo del consumo de biomasa para el caso analizado de coberturade la demanda en el contexto E3.0. incluyendo el consumo de biomasa para el subsector“usos no energéticos”.


1.080 Evitar el escalón enconcentración de CO2

asociado al cambio en el usodel recurso de biomasaresidual, potenciar laagroenergética comoelemento para mantener laactividad tradicional en elmundo rural, etc.

1.081 El mix eléctrico para elcontexto BAU con mix BAUes el que se presentóanteriormente en este informepara la evaluación de costes.



energéticos) con el potencial disponible debiomasa evaluado en (GP, 2005), en la figura794 vemos cómo el uso planteado del re-curso es inferior al 50%, aunque asciende alorden del 90% del recurso de cultivos ener-géticos y CFRR, y es ligeramente superior alrecurso de biomasa residual.

Sin embargo, si dejamos de lado el requeri-miento de biomasa para el subsector “usos noenergéticos”, y nos centramos en el uso debiomasa directamente imputable al sistemaenergético, la figura 795 nos muestra cómo elcaso analizado de cobertura de la demandaen el contexto E3.0 representa un 26% del po-tencial total de biomasa, el 50% del potencialde cultivos energéticos y CFRR, y el 72% delpotencial de biomasa residual. Es decir, en elcaso de priorizar los aspectos de ocupacióndel territorio sobre otras consideraciones1.080

que pudieran favorecer a los cultivos energé-ticos, sería posible cubrir todo el requerimientode biomasa para el sistema energético conbiomasas residuales, es decir, sin efecto al-guno sobre la ocupación del territorio.

A continuación pasamos a presentar los re-sultados correspondientes a la ocupación delterritorio para los distintos análisis de la co-bertura de la demanda realizados.

En la figura 796 presentamos la estructura deocupación del territorio en el contexto BAUcon un mix BAU. Como podemos apreciar, in-cluso en este contexto totalmente continuista,la ocupación del territorio asociada al sistemaenergético (incluido el subsector “usos noenergéticos”) crecería de forma muy impor-tante desde valores del orden del 1,5% hastasituarse por encima del 10%. Este crecimientose encontraría dominado por las contribucio-nes de la biomasa (sólida y para biocombusti-bles) y de la participación creciente de lasenergías renovables en el sistema eléctrico1.081.

Pero este crecimiento de la ocupación del te-rritorio para el contexto BAU con mix BAU,todavía esconde la realidad de las grandesexternalidades asociadas a un sistema ener-gético con una elevada dependencia decombustibles fósiles. En efecto, en la figura

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Total biomasa Cultivos energéticos

y CFRRResidualesy biogás

Figura 795. Valor relativo del consumo de biomasa para el caso analizado de coberturade la demanda en el contexto E3.0. sin incluir el consumo de biomasa para el subsector“usos no energéticos”.

797 recogemos la comparativa entre la ocu-pación del territorio asociada al sistema ener-gético, en el contexto BAU con mix BAU y lahuella ecológica de carbono1.082, que comohemos comentado anteriormente estamosempleando como una primera aproximaciónde la huella ecológica asociada al sistemaenergético. Como podemos observar, el con-texto BAU con mix BAU sigue externalizandola mayor parte del efecto del sistema energé-tico sobre la ocupación del territorio.

En el caso de proceder a la cobertura totalde la demanda del contexto BAU con reno-vables, la figura 798 nos muestra la estruc-tura de ocupación del territorio asociada.Como podemos observar, el requerimientode ocupación del territorio crece de formamuy significativa respecto al caso del mixBAU, y para el año 2050 pasa de requerir delorden del 10% del territorio a prácticamentellegar al 25%.

1.082 Para el año 2050, elcrecimiento de la huellaecológica de carbono para elmix BAU se ve atenuado porel crecimiento en laparticipación de lasrenovables incluso en estemix BAU. Si no se produjeraeste crecimiento en laparticipación relativa de lasrenovables para la coberturade la demanda, la huellaecológica de carbono en elaño 2050 ascendería al 358% del territorio peninsular.




Ocu

paci

ónte

rrito

rio

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%2050 2007

Transporte y distribuciónde electricidad

Biocombustibles

Biomasa sólida

Biomasa sistema eléctrico

Sistema eléctrico sin biomasa

Figura 796. Estructura de ocupación del territorio para el contexto BaU con un mix BaU.

Ocu

paci

ònte

rrito

rio

300%

250%

200%

150%

100%

50%

0%2050 2007

BAU con Mix BAU

Huella ecológica carbono

Figura 797. Comparativa entre la ocupación del territorio asociada al contexto BaU conel mix BaU, y la huella ecológica asociada al carbono.


Sin embargo, aunque pueda parecer un granincremento de ocupación del territorio, la rea-lidad es que el territorio se emplea de formamucho más eficiente en este caso con un mixR100% que en el caso con el mix BAU, puespara el mix R100% se internaliza completa-mente el impacto del sistema energéticosobre el uso del territorio. En efecto, la figura

799 nos muestra el ratio entre la ocupacióndel territorio del mix R100% y la huella ecoló-gica del carbono para el mix BAU, en el casodel contexto de demanda BAU. Como pode-mos apreciar, la ocupación del territorio al em-plear el mix R100% es, en el año 2050, infe-rior al 9% de la huella ecológica de carbono alemplear el mix BAU, por lo que el proceso de



Por

cent

aje

supe

rfici

epe

nins

ular

25%

20%

15%

10%

5%

0%2050 2007


Biocombustibles

Biomasa sólida


Sistema eléctricoy H2 sin biomasa

Figura 798. Estructura de la ocupación del territorio para el contexto BaU con mix R100%.

BA

UR

100%

/H

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ecol

ógic

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Mix

BA

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9%

8%

7%

6%

5%

4%

3%

2%

1%

0%2007 2050

Año

Figura 799. Relación entre la ocupación del territorio del mix R100% y la huella ecológicadel carbono para el mix BaU, en el caso del contexto de demanda BaU.

internalización de la huella ecológica del sis-tema energético al emplear el mix R100% esmuy eficiente.

Para el caso del contexto E3.0, el desplieguede eficiencia e inteligencia conduce a unagran reducción de la demanda, y en el casode emplear un mix energético con la mismaestructura (especialmente por lo que con-cierne al peso relativo de la biomasa), el re-querimiento de ocupación del territorio se re-duciría proporcionalmente. Pero tal y comohemos indicado anteriormente, el caso decobertura de la demanda que hemos anali-zado para el contexto E3.0 incorpora un usoconsiderablemente superior de la biomasa,tanto en términos relativos como absolutos,y plantea un equilibrio entre el uso de bio-masa y de hidrógeno, lo cual tiene el efectode atenuar1.083 la reducción en la ocupacióndel territorio.

La figura 800 nos muestra la estructura deocupación del territorio para los casos de co-bertura de la demanda considerados en elcontexto E3.0, sin y con participación de lagestión de la demanda. Como podemos ob-servar, la gestión de la demanda tiene un pe-queño efecto, lo que reduce ligeramente laocupación requerida del territorio, pero enesencia, ambos casos presentan una estruc-tura muy similar de la ocupación del territorio.Otras conclusiones que podemos extraer deesta figura son:

• El gran peso asociado a la producción debiocombustibles para cubrir la demanda delsubsector “usos no energéticos”, que hacesubir el requerimiento de ocupación del terri-torio desde valores del orden del 10% a va-lores del orden del 15%. Como ya hemos co-mentado anteriormente, este requerimientono está directamente asociado al sistemaenergético, y además existen otras opciones

para su cobertura con un impacto muy infe-rior en términos de ocupación del territorio.

• La biomasa empleada para el sector in-dustria (cogeneración y combustión di-recta) en estos mix también tiene unefecto muy importante sobre la ocupacióndel territorio. La priorización del uso de hi-drógeno en lugar de biomasa para estesector permitiría, por tanto, reducir deforma significativa el impacto en la ocupa-ción del territorio.

• La biomasa requerida para complementar lademanda del sector transporte tiene un im-pacto relativamente limitado, consecuenciadirecta de la gran electrificación que hemosplanteado para este sector.

• El requerimiento de ocupación del territoriodel sistema eléctrico y de producción de hi-drógeno es del orden del 4%, a pesar de serel que cubre la gran mayoría de la demandade energía en el mix planteado.

• La estructura de ocupación del territorio seencuentra fuertemente dominada por labiomasa.

Pero tal y como hemos venido comentandoanteriormente, los relativamente elevados re-querimientos de ocupación del territorio aso-ciados al caso analizado en el contexto E3.0son una consecuencia directa de dos factoresno estructurales: la cobertura con biomasa dela demanda del subsector “usos no energéti-cos”, y el elevado uso de biomasa que resultade plantear un equilibrio entre biomasa e hi-drógeno para cubrir la demanda de combus-tibles. Ambos elementos son perfectamenteprescindibles, y corresponden tan solo a unade las múltiples opciones disponibles para lacobertura de la demanda, por lo que en elcaso de priorizar el aspecto de ocupación del

1.083 Aspecto que, como tambiénhemos comentadoanteriormente, no es nimucho menos estructural, yes perfectamente posibleplantear casos de coberturade la demanda con un usomuy inferior o incluso nulo dela biomasa procedente decultivos energéticos (la demayor impacto sobre laocupación del territorio). Elcaso analizado de coberturade la demanda, con unequilibrio entre el uso delhidrógeno y el de la biomasa,corresponde simplemente auna de las múltiples opcionesdisponibles.





territorio frente a las otras consideraciones quepodrían conducir al mix empleado para el aná-lisis de la cobertura de la demanda del con-texto E3.0, existe un gran potencial de reduc-ción de la ocupación del territorio. La figura801 nos muestra este hecho al presentar losresultados correspondientes a dos casos adi-cionales de cobertura de la demanda en elcontexto E3.0:

• El uso exclusivamente de hidrógeno para lacobertura de la demanda de combustibles.No considera el subsector “usos no ener-géticos”, y el uso de biomasa se limita a lapequeña cantidad de biomasa empleadapara la regulación del sistema eléctrico1.084.

• El uso de biomasa residual o marina parasustituir toda la biomasa procedente de cul-tivos energéticos o CFRR planteado en elcaso original de cobertura de la demandadel contexto E3.0.

Como podemos observar en esta figura, dela ocupación del territorio original para darcobertura de la demanda al contexto E3.0,incluido el sector usos no energéticos (15,1

%), puede reducirse la ocupación del territo-rio hasta un 6,2% en el caso de emplear ex-clusivamente hidrógeno1.085 para la coberturade la demanda de combustibles1.086, y hastaun 4,3% si sustituimos el uso planteado debiomasa procedente de cultivos energéticosy CFRR por biomasa residual y/o marina.

Pero es más, el potencial de reducción deluso del territorio para la cobertura de la de-manda de energía puede ir mucho más alláde lo expuesto en el párrafo anterior, si seprioriza este aspecto sobre otras considera-ciones, entre las que se encuentra el coste degeneración. En efecto, el mix de generacióneléctrica que hemos planteado para el análisisde la cobertura de la demanda en el contextoE3.0 partía de un planteamiento de diversidadtecnológica ponderado con los costes de ge-neración de cada tecnología y su potencialdisponible, así como para tener en cuenta lasituación actual de desarrollo de las distintastecnologías. Pero existen múltiples opcionesque conducen a una menor1.087 ocupacióndel territorio si se priorizan las tecnologías degeneración con menor ocupación del territo-rio (como la termoeléctrica), o incluso las de 1.084 Unos 14 TWh/a, del orden

del 3% del recursodisponible.

1.085 Con el mix de generacióneléctrica anteriormentepresentado paracomplementar la coberturadel requerimiento degeneración de hidrógeno unavez empleada la electricidad“residual” procedente de losrequerimientos de regulacióndel sistema eléctrico.

1.086 Es decir, sustituyendo el usoplanteado de la biomasa decultivos energéticos y CFRRpor hidrógeno.

1.087 De todas formas, es precisotener en cuenta que laocupación del territorio delmix de generación eléctricaempleado para el análisis dela cobertura de la demandadel contexto E3.0, seencuentra fuertementedominada por la eólicaterrestre, y para estatecnología la ocupación delterritorio es muy relativa, puespuede compartir el territoriocon otros usos, como laproducción de alimentos.



Ocu

paci

ónte

rrito

rio

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%E3.0 sin GDE E3.0 con GDE

Biocombustibles parausos no energéticos

Biocombustibles paratransporte

Biocombustibles paraotros sectores


Sistema eléctrico y H2

sin biomasa


Biomasa para sector industria

Figura 800. Estructura de la ocupación del territorio para el contexto E3.0 en el año 2050,en los casos sin y con participación de la gestión de la demanda.

ocupación nula del territorio (como la fotovol-taica integrada, la eólica marina o las olas), alo que hay que añadir la biomasa sin efectosen ocupación del territorio (biomasa residualy biomasa marina). Por tanto, en el extremode priorizar el aspecto de ocupación del terri-torio por encima de los otros criterios asocia-dos al desarrollo de un mix de generaciónR100% para el contexto E3.0, existe potencialde generación más que suficiente1.088 para cu-brir la demanda con una ocupación nula delterritorio para la generación, y por tanto limitarla ocupación del territorio a los aspectos aso-ciados a T&D de la electricidad, es decir, enel orden del 0,2%-0,3% según el uso que sehaga de la biomasa residual y marina paraproporcionar cobertura a la demanda decombustibles (sustituyendo al hidrógeno).

Por lo que respecta a la comparativa con loscasos correspondientes al contexto BAU, lafigura 802 nos muestra cómo el mix original-mente planteado (que incluye la cobertura conbiomasa del subsector de usos no energéti-cos) conduce a una ocupación del territorioque se encuentra entre las del contexto BAU

para mix BAU y mix R100%. Pero si dejamosde lado el sector de usos no energéticos, ysustituimos el uso de biomasa procedente decultivos energéticos o CFRR por el hidrógenoo la biomasa residual/marina, el uso del terri-torio correspondiente a la cobertura de la de-manda del contexto E3.0 es del orden de lamitad del requerido para cubrir la demandadel contexto BAU con un mix BAU, y delorden de una quinta parte del requerido parala cobertura de la demanda del contexto BAUcon un mix R100%.

Pero no conviene olvidar el hecho de quetanto en el contexto E3.0 como en el BAUcon mix R100%, se lleva a cabo una interna-lización completa del impacto del sistemaenergético sobre la ocupación del territorio,mientras que en el caso del contexto BAUcon mix BAU existe una gran externalizaciónde este efecto. La figura 803 nos presenta losrequerimientos de ocupación del territorio decada uno de los casos analizados junto a lahuella ecológica de carbono del caso delcontexto BAU con mix BAU para ganar estaperspectiva.

1.088 En efecto, considerando lademanda de electricidaddirecta, y para producción dehidrógeno para el casoanalizado en el contextoE3.0, tanto la fotovoltaicaintegrada como la suma de laeólica marina y las olas,podrían cada una de ellascubrir el total de la demandade electricidad de acuerdocon el potencial disponible.




Ocu

paci

ónte

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rio

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%E3.0 sin GDE E3.0 sin GDE,

biomasa residual/marina

Biocombustibles parausos no energéticos

Biocombustibles paratransporte

Biocombustibles paraotros sectores



sin biomasa


Biomasa para sector industria

E3.0 sin GDE,resto H2

Figura 801. Efecto sobre la ocupación del territorio de plantear la cobertura total de lademanda de combustibles con hidrógeno, o de emplear biomasas residuales o marinaspara este fin. Contexto E3.0 en año 2050.




Ocu

paci

ónte

rrito

rio

25%

20%

15%

10%

5%

0%


Biocombustibles

Biomasa sólida



sin biomasa

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Figura 802. Comparativa de los requerimientos de ocupación del territorio y su estructurapara el año 2050 en los contextos BaU y E3.0 y con distintos mix para la cobertura de lademanda. año 2050.

Ocu

paci

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200%

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100%

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H2

Figura 803. Comparativa de la ocupación del territorio para los contextos BaU y E3.0,con distintos mix para la cobertura de la demanda, y la huella ecológica de carbono parael contexto BaU con mix BaU.

Por lo que respecta al sistema eléctrico y deproducción de hidrógeno, tal y como nosmuestra la figura 804, el contexto E3.0 tam-bién proporciona una gran reducción de laocupación del territorio, incluso en el caso decobertura de la demanda analizado, por loque puede alcanzar en el contexto E3.0 unaocupación prácticamente1.089 nula del territorio

si se prioriza el uso de tecnologías sin efectoalguno en la ocupación del territorio (fotovol-taica integrada, eólica marina, olas).

Por último, si analizamos la estructura dela ocupación del territorio asociada a lastecnologías de generación eléctrica emple-adas en el mix considerado, para el análisis

1.089 Tan solo quedaría elrequerimiento para T&D de laelectricidad, que oscila entreel 0,2% y el 0,3%dependiendo del uso que sehaga de la biomasa para lacobertura de la demanda decombustibles.




Ocu

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)

20%

18%

16%

14%

12%

10%

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6%

4%

2%

0%BAU R100% (caso 4b2) E3.0 sin GDE (caso 3b3)

Figura 804. Comparativa de la ocupación del territorio asociada al sistema eléctrico y deproducción de hidrógeno para los contextos BaU y E3.0 con cobertura R100% en el año2050.

Ocupación territorio = 4,3%

7,0%

Biomasa para electricidad

Geotérmica

Eólica tierra

Fotovoltaica suelo

CSP


79,8%

3,7%

0,0%

7,9%

1,5%

Figura 805. Estructura de ocupación del territorio del sistema eléctrico y de producciónde hidrógeno para el caso E3.0 sin GDE (caso-3b3).


1.090 De hecho sigue sin sertotalmente equitativa, puesen el contexto E3.0 seplantea una electrificación dela demanda muy superior a ladel sistema energético actual,por lo que la comparativatodavía no hace suficientejusticia a los méritos delcontexto E3.0.



de la cobertura de la demanda en el con-texto E3.0, en la figura 805 podemos obser-var cómo se encuentra fuertemente domi-nado por la eólica terrestre. Si tenemos encuenta que para esta tecnología, como parael T&D de electricidad, el uso del terreno noes exclusivo de la función energética, esdecir, que el sistema energético puede com-partir el territorio con otros usos del terreno(como la producción de alimentos), la ocu-pación del territorio exclusiva para el sistemaenergético se reduce a un 0,6%.

Pero es más, en el caso anterior las tecnolo-gías de generación eléctrica se emplean tantopara dar cobertura a la demanda de electrici-dad directa como para generar hidrógenodestinado a la cobertura parcial de la de-manda de combustibles. Si nos centramostan solo en la parte del sistema eléctrico des-tinada a la cobertura de la electricidad di-recta, a fin de poder realizar una comparativamás equitativa1.090 con el sistema eléctrico ac-tual, la estructura resultante en la ocupacióndel territorio es la que aparece reproducidaen la figura 806. Como podemos observar, la

ocupación se reduce a un 3,3%, y si le des-contamos la ocupación correspondiente a laeólica terrestre y al T&D de electricidad (quepueden compartir el territorio con otros usoscomo la producción de alimento), la ocupa-ción del territorio se reduce a un 0,4%, delorden de una tercera parte de la del sistemaeléctrico actual (a pesar de la mayor electrifi-cación planteada en el contexto E3.0).

Ocupación territorio = 3,3%

5,2%

Biomasa para electricidad

Geotérmica

Eólica tierra

Fotovoltaica suelo

CSP


83,5%

0,0%

3,1%2,2%

6,0%

Figura 806. Estructura de ocupación del territorio del sistema eléctrico (excluida laproducción de hidrógeno) para el caso E3.0 sin GDE (caso-3b2).


imagenDetalle de aerogeneradores

pertenecientes al parqueeólico Cogollos II, situado

en Cogollos (Burgos).© PEDRO ARMESTRE

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