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Planificación energética sostenible para la generación eléctrica

Coordinadora: Beatriz Yolanda Moratilla Soria

Autores:María Teresa Estevan BoleaAlberto Carbajo JosaRamón Gavela GonzálezJuan de la Cruz FerrerAntonio Carbajal TradaceteTxetxu Sáenz de OrmijanaIsabel Gómez BernalJesús Sanjuan BertetJorge Martínez JubiteroRodolfo Martínez CampilloJosé María Marcos FanoAlberto Ceña LázaroAna Raquel Díaz VázquezEduardo Collado FernándezCésar Dopazo GarcíaJuan Emilio Iranzo Martín

Editan:

Asociación Nacionalde Ingenieros del ICAI

C O L E C C I Ó N : A V A N C E S D E I N G E N I E R Í AAnálisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas 10

Editan: Patrocina la Cátedra:


Desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se lleva trabajando varios años en la publicación de monografías, incluidas en la colección Avances de Ingeniería, que contribuyan a diseminar los avances que en diversos terrenos de la Ingeniería se vienen produciendo, ayudando así a la for-mación permanente de profesionales que de esta manera se mantienen al día en la vanguardia tecnológica.

La Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas tiene la vocación de servir al debate y la reflexión acerca del problema de las fuentes de energía, el abastecimiento energético y su sostenibilidad en el medio y largo plazo, junto con la contribución que a la resolución de estos problemas brindan las Nuevas Tecnologías Energéticas reduciendo las emisiones inherentes a las transformaciones energéticas e incrementando la eficiencia de tales transformaciones, redundando así en un menor consumo de recursos. Así, la creación de una serie de monografías desarrolladas a partir de la Jornada Anual que desarrolla la Cátedra ofrece un material de excepcional importancia para tener una visión del estado del arte de las tecnologías energéticas más relevantes del momento, como punto de partida para el debate y la reflexión.

Este volumen, Planificación energética sostenible para la generación eléctrica, es el déci-mo de la serie Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas que pretende ser una de las respuestas que tanto desde la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas como desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se plantean a la problemática descrita.

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Edita: © Asociación Nacional de Ingenieros del ICAIReina, 33. 28004 Madridwww.icai.es

© Universidad Pontificia ComillasAlberto Aguilera, 23. 28015 Madridwww.upcomillas.es

Sólo se permite la reproducción parcial de este libro, y con la condición de que se indique de forma precisa la fuente original.

ISBN: 978-84-938762-2-7

Depósito Legal: M-36776-2012


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Autores: María tereSa eStevan Bolea–alBerto CarBajo joSa–raMón Gavela González–juan de la Cruz Ferrer–antonio CarBajal tradaCete–txetxu Sáenz de orMijana–iSaBel GóMez Bernal–jeSúS Sanjuan Bertet–jorGe Martínez juBitero–rodolFo Martínez CaMpillo–joSé María MarCoS Fano–alBerto Ceña lázaro–ana raquel díaz vázquez–eduardo Collado Fernández–CéSar dopazo GarCía–juan eMilio iranzo Martín

ColeCCión: AvAnCes de ingenieríA

Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas


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Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI

Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas

Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI)

Editan:


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Colegio Nacional de Ingenieros del ICAI

Patrocinadores de la Jornada:

Patrocinador de la Cátedra:

La Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI y la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas quieren agradecer su colaboración a las siguientes empresas e instituciones:


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Índice

Prólogo … ………………………………………………………………………………………………………… ……9

Capítulo I: Planteamiento de los problemas

• ¿Es necesaria la planificación energética?MAríA TeresA esTevAn BoleA (siTesA)… …………………………………………………………………… 17

• La situación del sistema eléctrico españolAlBerTo CArBAjo josA (ree)…………………………………………………………………………………… 29

• Efectos externos y costes sociales de la energíarAMón gAvelA gonzález (CieMAT)… ……………………………………………………………………… 37

Capítulo II: Legislación y regulación

• Planificación energética sostenible para la generación eléctricajuAn de lA Cruz Ferrer (uCM y lópez rodó & Cruz Ferrer)……………………………………………… 47

• Impacto de las decisiones políticas energéticas en la economíaAnTonio CArvAjAl TrAdACeTe (gArrigues)… ………………………………………………………………… 51

• Planificación energética: la experiencia del País VascoTxeTxu sáenz de orMijAnA (eve)……………………………………………………………………………… 55

Capítulo III: Energía gestionable

• El papel de la energía nuclear en el sistema eléctricoisABel góMez BernAl (iBerdrolA)……………………………………………………………………………… 65

• Planificación energética sostenible: generación eléctrica con gasjesús sAnjuAn BerTeT (gAs nATurAl FenosA)………………………………………………………………… 71


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• Generación eléctrica con carbón: eficiencia y emisionesjorge MArTínez juBiTero (endesA)… ………………………………………………………………………… 77

• El papel presente y futuro de la energía hidroeléctricarodolFo MArTínez CAMpillo (iBerdrolA)… ………………………………………………………………… 85

Capítulo IV: Energía no gestionable

• Introducciónjosé MAríA MArCos FAno (unesA)… ……………………………………………………………………… 95

• Energía eólicaAlBerTo CeñA lázAro (AsoCiACión eMpresAriAl eóliCA)… ………………………………………………… 99

• La energía termoeléctrica en España AnA rAquel díAz vázquez (ABengoA)……………………………………………………………………… 107

• Retos en la integración fotovoltaica en la rededuArdo CollAdo Fernández (AsoCiACión de lA indusTriA FoTovolTAiCA)… ………………………… 111

Capítulo V: Economía y pacto energético

• Visión, escenarios y pacto energéticoCésAr dopAzo gArCíA (universidAd de zArAgozA)… …………………………………………………… 123

• Visión económicajuAn eMilio irAnzo MArTín (insTiTuTo de esTudios eConóMiCos)… …………………………………… 131

Bibliografía … ………………………………………………………………………………………………… 139


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La planificación energética estratégica sensu stricto, que ha de ser la base de una política energética racional, es una asignatura pendiente en España. Una visión a largo plazo (de 30 a 50 años) del país es un prerrequisito para acometer un plan global. Y aventurar una visión de España en 2050 en el contexto actual e incierto de tensiones territoriales es harto difícil. Como resultado, el plan estratégico para alcanzar la visión propuesta es un ejercicio, cuando menos, complicado.

Sabemos donde estamos pero no alcanzamos a precisar adónde queremos o podremos ir. Nuestros indicadores energéticos se pueden contrastar con el resto de países de la OCDE y concluir que nuestra situación no es envidiable. Entre unas pocas fortalezas del sistema energético español se deben citar un parque equilibrado, aunque sobredi-mensionado, de generación eléctrica y un supuesto liderazgo en la implantación de las energías renovables. La fuerte dependencia de la importación de energía primaria es, sin duda, nuestra debilidad más apremiante. Fabricantes, promotores, ingenierías y empresas de servicios, relacionados con tecnologías de conversión de algunas energías renovables, tienen la oportunidad de capitalizar internacionalmente la experiencia ad-quirida en España durante los últimos 15 años. La amenaza que gravita sobre el sector energético español es la persistencia de decisiones políticas equivocadas que impactan negativamente en nuestra competitividad, en los mercados y en la inversión privada.

Como parte de la confusión semántica, en España se toma por planificación estraté-gica lo que es mera táctica. Los políticos elaboran planes tácticos de pequeña escala y a corto plazo. La táctica política, en vez de ser un complemento de la planificación energética estratégica, consiste en tomar decisiones y adoptar medidas que favore-cen los objetivos de control y permanencia en el poder del correspondiente partido de Gobierno. El déficit tarifario, la proliferación descontrolada de instalaciones foto-voltaicas de 2008 y la injerencia en los organismos reguladores son sólo tres ejemplos de actuaciones políticas equivocadas.

El actual sistema eléctrico español no es sostenible económicamente. Conjugar equilibradamente las sostenibilidades económica, ambiental, social y técnica es el desafío que un verdadero plan energético global y a largo plazo debería encarar. El uso de herramientas rigurosas de decisión ayudaría a evitar la mayoría de los errores y horrores energéticos a los que asistimos en esta lenta transición hacia un sistema sostenible sensu lato.

La presión sobre la demanda de energía y materias primas crece con el nivel de desa-rrollo y se atenúa en las crisis. La energía es un servicio esencial para los desarrollos

Prólogo



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AvAnces de IngenIeríA | Prólogo

económico y social. Una menor incidencia de la energía en los costes de productos industriales y servicios hace más competitiva la economía. Un suministro energético seguro, de calidad y a precios asequibles es una exigencia legítima de los ciudadanos.

¿A qué nivel institucional se debe planificar? A escala mundial, organismos como la Agencia Internacional de la Energía generan y actualizan una visión a largo plazo y proponen líneas de actuación, sobre recursos y tecnologías; sus directrices deberían tenerse en cuenta para la elaboración de las estrategias energéticas de cada país. El Gobierno español es, sin duda, el primer actor en planificación energética; ante las carencias de los Gobiernos de Madrid, la tentación de proponer 17 actuacio-nes energéticas autonómicas está servida. En opinión de quien prologa esta obra, la energía y, en concreto, los planes energéticos nacionales deben ser una responsabi-lidad intransferible y una obligación indeclinable del Gobierno central; las CC.AA. han de aportar su visión y sugerencias previas para la elaboración del plan, y exigir de Madrid pautas a seguir y medidas tácticas a implantar para alcanzar objetivos co-munes. Aparte del tratamiento sectorial individualizado que ha de contener el plan nacional, las organizaciones empresariales y grandes consorcios industriales han de aportar su planificación indicativa específica; “Prospectiva de Generación Eléctrica 2030, UNESA 2007” y “Mix de Generación en el Sistema Eléctrico Español en el Horizonte 2030, Foro Nuclear 2007” son dos buenos ejemplos de este tipo de do-cumentos. Para el análisis metodológico y la cuantificación detallada de los planes energéticos debe contarse con grupos altamente cualificados; solo aportaciones ba-sadas en la meritocracia y la independencia serán valiosas para definir estrategias de futuro.

La planificación estratégica usa escenarios para acotar la incertidumbre. Los escena-rios se definen por la evolución, en el periodo planificado, de variables exógenas (cre-cimientos del PIB y de la población, grado de urbanización, precios internacionales de la energía y de la tonelada de CO2, etc.). En el caso de España, una interesante variable adicional a considerar debería ser el grado de integración nacional en el periodo de análisis. En función de la evolución de estas variables se definen situacio-nes que pretenden cuantificar el futuro energético bajo distintas hipótesis. Este es el punto de partida para la predicción de la demanda y el análisis de la influencia de diversas medidas regulatorias, de eficiencia energética, de penetración de las ener-gías renovables y del vehículo eléctrico, etc. en los distintos sectores de la economía. La satisfacción de la demanda, modulada por las medidas correctoras, conduce a propuestas alternativas de mix energético, así como a una cifra de inversión total y su secuenciación para el periodo de análisis. La evolución de los indicadores (autoabas-tecimiento y seguridad de suministro, coste del kWh, intensidades energéticas y de CO2, ocupación del territorio por instalaciones renovables, etc.) permiten comparar distintos escenarios, diversas medidas del lado de la demanda y soluciones alternati-vas del lado de la oferta. Esta metodología sirve para analizar varias estrategias que simulan hipotéticas situaciones futuras más o menos verosímiles. Es evidente que la


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Planificación energética sostenible para la generación eléctrica | AvAnces de IngenIeríA

incertidumbre en la predicción aumenta para tiempos crecientes. Es fundamental, por tanto, actualizar los escenarios y las proyecciones correspondientes cada cierto tiempo, especialmente, en momentos de incertidumbre de los parámetros económi-cos y demográficos y de volatilidad de los precios.

En el capítulo I, “Planteamiento del problema”, de este libro, la Sra. Estevan centra correctamente el problema, disecciona sectorialmente los problemas energéticos y confirma que los, así llamados Planes Energéticos, han sido decisiones tácticas a corto plazo. Su pregunta inicial “¿es precisa la planificación energética?” tiene, en opinión de este prologuista, una respuesta universalmente afirmativa. La sugeren-cia que “en un sistema energético liberalizado, posiblemente no sería necesaria la planificación, pero si es conveniente una estrategia…” debe provocar un inmediato debate. Los otros dos ponentes de este capítulo aportan datos del sistema eléctrico y una discusión teórica para internalizar las externalidades de las distintas tecnologías del mix de generación, ambos aspectos a tener en cuenta en una planificación estra-tégica y sostenible.

El capítulo II, “Legislación y regulación”, relaciona la planificación con modelos de mercado y marcos regulatorios, que están claramente interconectados. El Sr. Car-bajal analiza críticamente la historia de las decisiones políticas en el mundo de la energía y su impacto; la conclusión extraída de la lectura de esta contribución es que la toma de decisiones ha surgido, generalmente, como reacción a crisis diversas. En vez de actuar con el soporte de un plan estratégico, revisable y adaptable a situacio-nes económicas cambiantes, se han tomado decisiones y se han dado bandazos para atajar urgencias. Las medidas energéticas analizadas y promovidas desde el Ente Vasco de la Energía tienen un valor táctico y son una aportación valiosa para la ela-boración de un Plan Energético Nacional.

Los ponentes del capítulo III, “Energía gestionable”, describen sus ideas sobre los subsectores nuclear, gasístico, del carbón y de la gran hidroeléctrica desde el punto de vista de la oferta eléctrica. Quizá se echa en falta en este libro un análisis desde el lado de la demanda de las posibles medidas para reducir el consumo de electricidad. La contribución de la energía nuclear en el futuro mix de generación es una decisión necesaria que nuestros políticos continúan dejando deliberadamente en el limbo. Es fundamental decidir si una parte importante de la carga de base será nuclear a partir de 2020, pero especialmente a partir de 2030; para ello se ha de afrontar la extensión de la vida de las centrales. La entrada obligatoria de las energías renova-bles en el mercado eléctrico, con la consiguiente reducción del nicho térmico, hace que alrededor de 27 GW instalados en centrales de gas de ciclos combinados se conciban, en gran medida, como potencia de respaldo a la intermitencia de aquéllas. El carbón nacional, la única energía primaria fósil autóctona, tiene dificultades para encontrar un hueco en el futuro mix de generación por costes y por impacto ambien-tal; deberían explorarse usos alternativos del carbón doméstico, como, por ejemplo,


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AvAnces de IngenIeríA | Prólogo

alguna tecnología avanzada y económicamente viable de conversión en combustibles líquidos. La gran hidroeléctrica asume, también, entre sus funciones en el sistema eléctrico actual, dar cobertura a las carencias y proporcionar un almacenamiento fiable y barato para las energías renovables intermitentes.

La Introducción del Sr. Marcos al capítulo IV, “Energía no gestionable”, diseccio-na brevemente la evolución del déficit tarifario y sus componentes individuales. La energía eólica en España es una historia de éxito, en general; sin embargo, parece prematuro anticipar cifras de potencia eólica instalada tanto en tierra como en el mar antes de analizar en profundidad la previsible evolución de la demanda del sis-tema eléctrico español. La ponente de generación eléctrica termosolar afirma que España lidera un mercado mundial emergente; sería buena noticia confirmar esta supremacía mediante proyectos internacionales que demuestren la viabilidad técni-ca y la sostenibilidad económica de esta tecnología. La energía solar fotovoltaica, tras la importante reducción de costes experimentada, debería encontrar nichos, a corto y medio plazo, en generación distribuida, así como en la producción centralizada del futuro.

Las dos contribuciones al capítulo V, “Economía y pacto energético”, aportan visio-nes técnicas y económicas del sector energético español. La primera ponencia resu-me un estudio sobre el potencial de las energías renovables en España, ingrediente importante para un estudio de planificación estratégica; estima, también, el impacto sobre los indicadores energéticos, ambientales y económicos que el compromiso asumido con la UE de contar con un 20% de energía final renovable en 2020 com-portaría. La segunda ponencia insiste en la necesidad de un Pacto de Estado sobre la energía; asimismo, distingue entre la conveniencia de establecer precios en lugar de tarifas; la visión económica a corto y medio plazos sobre la energía en España esbozada en esta ponencia se podría incorporar en un plan estratégico nacional a largo plazo.

En resumen: el presente texto contiene algunos elementos integrables en un plan de generación eléctrica, aunque no es un tratado sobre planificación energética. El libro tiene, cuando menos, el mérito de mostrar la inexistencia de planes de largo alcance para el sistema energético español. Este documento debería ser la introduc-ción a un auténtico texto centrado en la planificación energética sostenible a largo plazo. Recomendaría para el nuevo libro una escritura precisa que exprese con rigor lo que se quiere decir.

El exministro y expresidente de REE, Sr. Atienza, abre su artículo “Luces largas para recuperar energía” de “La cuarta página” del diario El País de 30 de octubre de 2012 con la siguiente sentencia: “No es posible hacer política energética sin una estrategia a largo plazo”. He leído este artículo tras haber completado este prólogo y estoy totalmente de acuerdo con esta frase. Por otro lado, pienso que el Sr. Atienza


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debería haber empleado sus años en el poder para convencer a sus colegas en la po-lítica, al menos a los de los dos partidos “con vocación de Gobierno”, de la necesidad de un Pacto de Estado sobre la energía para evitar que, como escribe el profesor Iranzo en su ponencia, el sector siga siendo “un factor de juego político y no de ra-cionalidad técnica y económica”. El citado artículo combina apreciaciones, general-mente acertadas, a corto y medio plazo sobre el sistema energético, y, en particular, sobre el subsector eléctrico, con críticas a decisiones recientes del Gobierno actual.

Como cierre de este prólogo quiero proponer, una vez más, que el cortoplacismo político sea sustituido por una visión compartida para las próximas tres o cuatro décadas. En caso contrario, la política energética española seguirá dominada por “actuaciones legislativas y regulatorias reactivas e intermitentes” que complicarán la gestión administrativa, dificultarán el funcionamiento transparente de los mercados y generarán desconfianza en los inversores.

César Dopazo GarcíaCatedrático de Mecánica de Fluidos del Centro Politécnico Superior

Universidad de Zaragoza


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1. ¿Es necesaria la planificación energética?Autor: María Teresa Estevan BoleaEmpresa: SITESACargo: Directora General

2. La situación del sistema eléctrico españolAutor: Alberto Carbajo JosaInstitución: Red Eléctrica de España (REE)Cargo: Director General de Operación

3. Efectos externos y costes sociales de la energíaAutor: Ramón Gavela GonzálezInstitución: Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Científicas (CIEMAT) Cargo: Director de Energía

CApíTulo i Planteamiento de los problemas



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Introducción

Lo primero que cabe preguntarse es si es precisa la planificación energética. Si es-tuviéramos realmente –que no lo estamos– en un sistema energético liberalizado, posiblemente no sería necesaria la planificación, pero si es conveniente una estrate-gia energética que nos indique cómo estamos y hacia dónde vamos o queremos ir.

Refiriéndonos al sistema eléctrico, que es el corazón del sistema energético, en teo-ría, la generación está liberalizada pero eso no es cierto porque, en todo caso, solo lo está y en parte el Régimen Ordinario, puesto que el Régimen Especial está to-talmente intervenido, con lo cual podría decirse que el resultado de todo ello es irracional.

Por tanto, procede repetir la pregunta: ¿es necesaria una planificación energética? Si está bien hecha, sí, dado que la energía está en la base del bienestar social y de cualquier actividad económica. Es preciso prever las necesidades de energía y la forma de cubrir los suministros en periodos medios y largos, con el fin de disponer de las instalaciones precisas, instalaciones que requieren grandes inversiones que a su vez necesitan largos periodos de maduración y, cada vez más, complejos sistemas de financiación.

En todos los países –y desde luego en la Unión Europea– se considera estratégico el sector energético. Como toda nuestra actuación futura, la planificación energética debe realizarse en un ámbito amplio, en el marco del Mercado Único Energético y con la vista puesta en la acción internacional.

En cualquier caso, un programa energético debe concebirse como un esquema flexi-ble que resuma las líneas principales del crecimiento del sistema energético en mag-nitud y estructura, a fin de que puedan adoptarse las decisiones de nuevas construc-ciones y de adquisición de los recursos necesarios en el momento preciso para que

¿Es necesaria la planificación energética?MAríA TeresA esTevAn BoleA – siTesA

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AvAnces de IngenIeríA | Planteamiento de los problemas


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no se produzcan estrangulamientos en la satisfacción de la demanda, optimizando las inversiones precisas.

El volumen de mercancías que intervienen en la producción de los suministros ener-géticos es el más cuantioso, comparativamente al resto de las actividades económicas y sociales, y esto hace que el transporte y la movilización de la energía primaria sea una actividad de gran dimensión técnica, económica y financiera.

El acopio de la energía primaria requiere la provisión de medios de navegación, transporte, instalaciones de recepción, oleoductos, gasoductos y grandes almacena-mientos que han de ser provistos anticipadamente como complemento vinculante del crecimiento de la oferta energética.

Los suministros energéticos desde el punto de vista de su distribución y venta se distinguen por la aplicación de medios continuos o discontinuos:

• Los primeros requieren la construcción de grandes redes de transporte y distri-bución como es el caso de la electricidad y el gas, lo que aumenta la complejidad técnica, social y administrativa de las instalaciones, debiéndose prever con la debida antelación los proyectos y decisiones pertinentes. Los problemas de ins-talación y tendido se agudizan notablemente en las áreas de gran concentración urbana e industrial. Las dificultades para la construcción de líneas eléctricas son crecientes y urge resolver tales situaciones.

• Los segundos utilizan medios discontinuos que han de transportar grandes volú-menes de energía a granel como es el caso de los combustibles sólidos y líquidos, o bien en envases adecuados para los gases licuados de petróleo, y con una red suficientemente extensa y distribuida de estaciones de servicios, caso de los car-burantes y combustibles para el transporte.

De todo ello resulta una gran complejidad del sistema energético nacional, tanto en lo que se refiere a los medios de producción como al crecimiento coordinado y paralelo de los medios de transporte, almacenamiento y distribución.

La construcción de las nuevas instalaciones requiere un esfuerzo permanente muy grande, con unos medios técnicos suficientemente capacitados y la aplicación de grandes inversiones que tienen un plazo de maduración largo. La previsión debe hacerse, por lo tanto, a largo plazo y la trascendencia directa e indirecta de las deci-siones que se van adoptando confiere a la planificación energética una importancia singular.

En el caso concreto de España, la escasez de recursos energéticos obliga a la adqui-sición de un volumen de energía primaria muy grande en el mercado exterior, alre-dedor del 77% en el año 2010. Por ello, la notable incidencia de su compra sobre la

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política de importaciones y exportaciones. Por tanto, se tiene otra influencia adicio-nal para dar mayor significación estratégica a los programas energéticos e intentar, en la mayor medida posible, la disminución de las importaciones de energía dentro de la parcela de oferta sustituible.

Además son crecientes los problemas medioambientales y su ámbito se amplía en una dimensión global. El sector energético y principalmente los subsectores petró-leo y electricidad son protagonistas de grandes deterioros del agua y de la atmósfera, así como del suelo y la vegetación, por lo que se deberán efectuar grandes inversio-nes en estas décadas para reducir sus emisiones y limitar su incidencia ambiental, re-ferida en gran medida a las emisiones de gases de efecto invernadero. La tendencia es ir a sistemas bajos en carbono.

La planificación energética española

Los cuatro Planes Energéticos

El primer Plan Energético Nacional, denominado PEN-75, se elaboró a finales de 1974. En él se recogían las inquietudes planteadas por la primera crisis del alza de los precios del petróleo de 1973, consecuencia de la guerra árabe-israelí. Se efectuó una previsión para 10 años pero los acontecimientos en materia energética y econó-mica de la década de los 70 evolucionaron de tal forma en el área económica –con una profunda crisis– que los resultados obtenidos no se ajustaron a las previsiones efectuadas. Por ello en 1977 se elaboró el segundo PEN, que cubría el periodo 1978-1987, con unas previsiones de crecimiento de producción de la energía eléctrica del 6,5%, que posteriormente fue revisado y actualizado en 1981, para el periodo 1981-1990, aprobándose la construcción de cinco nuevas centrales nucleares: Trillo I y II, Valdecaballeros I y II y Vandellós II, así como nuevos grupos de carbón.

En 1983, el Gobierno socialista inició la redacción de un nuevo Plan Energético que se aprobó en 1984. Este tercer PEN cubría el periodo 1983-1992 y también se incumplieron sus previsiones en gran medida. Se argumentó la necesidad de revisar el Plan Energético en las siguientes consideraciones:

• La elaboración por el Gobierno de un Plan Económico trienal (1984-1986) que afectaba necesariamente al programa energético, fuertemente interrelacionado con el primero.

• Un contexto energético mundial diferente al existente cuando se realizó el últi-mo Plan Energético (1978-1987).

• Una situación española muy alejada de las últimas previsiones energéticas.• Una estructura económica insuficientemente adaptada a las nuevas realidades

impuestas por la crisis.

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Asimismo, se estimaba que el sistema energético español tenía tres problemas bási-cos, que era preciso corregir:

1. El crecimiento excesivo del consumo de energía en nuestro país.2. La baja producción energética nacional y, por tanto, la fuerte dependencia del

exterior con el consiguiente peligro de abastecimiento energético.3. Un sobredimensionamiento en los subsectores de refino de petróleo, genera-

ción de electricidad y regasificación en el subsector gas.

En consecuencia, el PEN-83, con vigencia hasta 1992, basó sus objetivos en estos tres problemas con el fin de asegurar un abastecimiento energético adecuado, de forma que se pretendía:

• Reducir la dependencia del abastecimiento energético español.• Mejorar la eficiencia energética en los sectores consumidores y transformadores de

energía, impulsando el ahorro y conservación.• Utilizar óptimamente los recursos disponibles, absorbiendo el exceso de capacidad exis-

tente en determinados subsectores y saneando financieramente las empresas del sector.

El PEN-83 consideraba un crecimiento del consumo eléctrico del 3,3% medio acu-mulativo desde 1984 a 1992, lo que suponía que para la optimización del coste de la energía eléctrica requerida en dicho periodo se necesitaba una potencia nuclear en 1992 de 7.790 MW y, por tanto, a lo largo de la vigencia del PEN solo podrían entrar en operación dos nuevos grupos nucleares, procediéndose a la “Moratoria Nuclear” del resto de proyectos previstos en el PEN-81, algunos en avanzado estado de eje-cución, repercutiéndose el coste de esta paralización a los consumidores vía tarifas.

Aunque sin detalle, cabe analizar someramente el grado de cumplimiento del PEN-83, de sus previsiones y objetivos. La evolución del consumo energético en general y del eléctrico en particular fue superior al previsto. Se puso claramente de manifiesto, una vez más, que si la economía se desenvuelve en situación de crisis o bajas tasas de acti-vidad, las bajas previsiones de crecimiento de la demanda se cumplen, pero en cuanto se activa el mercado –y claro está la producción– la demanda eléctrica se incrementa notablemente. La bonanza económica de los diferentes años se acusa claramente en el crecimiento del consumo de energía primaria y energía final. El consumo de electrici-dad en esos años fue del 4,05% superior a las previsiones realizadas.

El crecimiento de la demanda por encima de las previsiones provocó un aumento del grado de dependencia energética que se acentuó en el PEN-91. Tampoco mejoró la eficiencia energética como se había previsto. La parada de las centrales nucleares en construcción tuvo un coste económico, tecnológico y humano alto. No se llevó a cabo la instalación prevista de nueva potencia hidroeléctrica. En este campo se cumplió el Plan solo en un 50%. Sin embargo, los planes de gasificación se ejecutaron muy bien.

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El cuarto Plan Energético Nacional. PEN-1991/2000

El 19 de septiembre de 1991 el Ministro de Industria presentó el PEN-1991/2000 en el Congreso de los Diputados. Este cuarto Plan Energético Nacional cubría la década de los años 90, es decir, el periodo 1991-2000. Constaba de seis capítulos y dos anexos que parecían haberse redactado separadamente, sin que se percibiera el criterio unitario definidor de una política energética. Sin embargo, se mantuvo una cierta coherencia, ya que el plan español era un reflejo de las recomendaciones formuladas por la Unión Europea, salvo en materia de medioambiente, que las in-cumplía absolutamente.

La previsión de la demanda de energía, siguiendo la metodología comunitaria, es-timaba reducciones significativas en el coeficiente de intensidad del consumo de energía por unidad de PIB y pretendía justificar estas mejoras por medio del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE).

No se realizó una estimación global de la inversión necesaria para el crecimiento del sistema energético, considerando todos los sectores de la oferta. El análisis de la inversión que presentó el Plan se refirió exclusivamente a tres programas que eran objeto de apoyo por el sector público: ahorro de energía, sustitución de energía y producción eléctrica independiente (autoproductores). No había ninguna previsión sobre los costos medios de la energía en sus diferentes suministros, ni sobre el nivel de tarifas en el sector eléctrico.

Previsión de la demanda de energía

La proyección de la demanda de energía final en el horizonte 2000 ascendía a 79,51 x 106 tep, que puede compararse con la de 1990: 60,54 x 106 tep, lo que suponía un crecimiento medio anual del 2,76%. El crecimiento más rápido correspondía al gas (4,79%), seguido de la electricidad (3,60%) y de los productos petrolíferos (2,11%), mientras que el carbón descendía (-1,47%). El coeficiente de autoabastecimiento evolucionaba del 36,9% al 28,8%, de forma muy desfavorable.

En el empleo de los recursos aumentó la participación de los hidrocarburos con un coeficiente estructural del 58,16% en 1990 al 62,89% en el año 2000. Todo ello supo-nía mayor coste en la adquisición de los recursos y una disminución de la seguridad de los autoabastecimientos. El autoabastecimiento de energía era del 36,9% en 1990 y se estimó en el 28,8% en 2000. Hoy es del 23%.

El sector eléctrico

La demanda de energía eléctrica según las previsiones del Plan crecería por un fac-tor de 1,425, equivalente a una variación media anual del 3,60%. Esta previsión está

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referida a la electricidad final. La oferta necesaria para cubrir esta demanda depen-de de los rendimientos de las centrales eléctricas y del sistema distribuidor.

El Plan estimó que la demanda de energía eléctrica crecería con una variación me-dia anual del 3,6%. Tampoco se cumplieron las previsiones de este Plan.

Otros planes energéticos

Ha habido otras muchas programaciones y previsiones, pero no estructuradas como verdaderos planes energéticos indicativos. Previsiones que no se cumplen y que se modifican continuamente.

Por otra parte, en ningún caso se ha realizado un verdadero debate energético. Ha habido más ideología que racionalidad y se ha ido optando por opciones y alternativas viables y a corto plazo. Por tanto, no hemos tenido una verdadera estrategia energética nacional, consensuada por toda la sociedad, sino por los partidos políticos. Los errores cometidos en los últimos 15 años han sido muchos y muy costosos. La regulación se ha estado modificando continuamente, cada vez más intervencionista y la inseguridad jurídica es grande en todos los sectores y actividades.

Necesitamos, pues, una verdadera estrategia energética, con visión global, que aborde los muchos problemas que existen en las diferentes áreas y que dé res-puesta a la garantía de suministro, asignación de costos y correcciones del déficit de tarifa en electricidad, asimismo se va a presentar en gas, evaluación correcta de nuevas potencias e inversiones, mejora de la regulación y todo ello con seguridad jurídica real.

Va a ser imposible reducir los precios porque la energía barata se ha terminado. Disponemos de muchos recursos energéticos –petróleo, gas, carbón, uranio y re-novables– pero cada vez más costosos. Se ha optado por tecnologías baratas en la inversión pero con un alto costo de la producción del KWh, como son los ciclos combinados con gas, eólica, solar y otras.

Situación actual del sector energético

Tanto la política energética de la Unión Europea, como la española se apoyan bási-camente en tres pilares:

• La seguridad de suministro.• La competitividad.• La protección del medioambiente.

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No es fácil cumplir estas bases en mercados tan dependientes de recursos externos como el español, con casi el 80% de energía importada, además de las características intrínsecas del sector eléctrico, por ejemplo, puesto que tratamos de un producto –la electricidad– que no se puede almacenar. Es una producción ligada a la demanda en tiempo real, que exige una elevada garantía de suministro. El sector energético requiere también costosas y complejas infraestructuras de altos costes y largos pe-ríodos de amortización y, sobre todo, una diversificación de tecnologías, de recursos primarios y de diferentes zonas geográficas de aprovisionamiento, a fin de garantizar los suministros.

Características del sistema energético español

Hay que reiterar las específicas características del sistema energético español. En primer lugar, sigue siendo muy significativo el elevado porcentaje que representan los hidrocarburos en el consumo de energía primaria. En el año 2010, el 47,3% fue cubierto por el petróleo y el 23,6% por el gas natural, lo que suma un 70,8%. El 6,3% correspondió al carbón, utilizado todo prácticamente en la generación eléctrica; el 12,2% a la energía nuclear; el 2,6% a la energía hidráulica y el 8,6% a las otras re-novables.

La segunda característica es la extraordinaria dependencia que tiene España de las importaciones energéticas, el 74,2% en el año 2010. El 100% de la energía nuclear, de las renovables y algo de carbón son recursos autóctonos. El resto se importa. Si nos referimos a la energía final, en 2010 el carbón representó el 1,7%; los productos petrolíferos el 48,4%; el gas el 16,6%; la electricidad el 21,4% y las renovables el 5,4%.

El tercer aspecto es la competitividad. España necesita urgentemente mejorar la competitividad de sus actividades económicas y un factor de ello es el costo de la energía y, sobre todo, de la electricidad. Al analizar los costes de generación eléctrica destacan dos factores, que son: el tamaño de la instalación –la potencia o capacidad– y el factor de utilización –horas/año– a lo largo de los años de explotación. En los cálculos de coste de generación se incluyen todos los costos: inversión inicial y costos de operación, desmantelamiento, cargas fiscales autonómicas y otros. En general el dato más importante que debe considerarse en la producción del kWh es el combus-tible, por cuanto en plantas que operan 30, 40, 60 y más años, la incidencia de los costes de inversión es mucho menor, incluso en el caso de las centrales nucleares en que los costes de inversión son muy altos. Finalmente no es menos urgente reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sobre todo CO2 y otros deterioros ambientales.

Las demandas de electricidad y otras energías que tendremos en un futuro re-quieren, en primer lugar, un análisis riguroso de las posibilidades de mejora de la

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eficiencia energética, a fin de implantar, con urgencia, las medidas técnicas y de gestión que permitan ahorrar energía y usar la misma con mayor eficiencia; y en segundo término, disponer del más amplio y eficaz suministro energético en cuan-to a fuentes de energía primaría y tecnologías. El coche eléctrico, la desalación de aguas marinas y salobres, la producción de hidrógeno –base del desarrollo ener-gético del futuro– y otras actividades van a precisar un suministro eléctrico mayor, con fuerte garantía de suministro y bajo en carbono.

Los avances tecnológicos han modificado la naturaleza de monopolio natural de muchas partes de las infraestructuras de los suministros, pero esto, por el mo-mento, no es una regla general. El resultado ha sido la configuración del sector en mercados monopolísticos u oligopolísticos. En estos casos, la duplicidad de la red puede ser ineficiente o simplemente imposible y la competencia no funcionar, salvo que se regulen bien las formas de acceso a la infraestructura y se introduzcan mecanismos destinados a hacer operativas las fuerzas del mercado, en cuya etapa estamos.

Los cambios que se han producido en el ámbito energético en los 15 últimos años son muchos e importantes. En primer lugar, se ha modificado la regulación. En se-gundo término, ha cambiado la cultura empresarial, debido a la liberalización de los mercados energéticos, que exige una fuerte competencia; su presencia –necesaria y creciente– en mercados externos; las nuevas exigencias de protección medioam-biental y el aumento de la dependencia de los suministros energéticos externos. Fi-nalmente, cabe destacar el caos en que se encuentra inmerso actualmente el sector eléctrico.

La grave y difícil situación económica actual y la caótica situación del sector eléctrico en estos momentos no nos deben impedir tener un conocimiento real de nuestras perspectivas futuras.

Hay que insistir en la urgente necesidad de operar con seguridad jurídica. En los últimos 10 años se han promulgado diversas modificaciones de la legislación con rango de Ley; más de 100 Reales Decretos; más de 100 Órdenes Ministeriales y más de 200 Resoluciones. No es posible seguir así.

El futuro de la energía en España

El futuro de la energía en España comienza por dar respuesta a los numerosos pro-blemas y retos que hoy tenemos, debido a los muchos desaciertos cometidos en los últimos diez años. Son problemas complejos y económicamente muy costosos. Se optó por energías muy caras, algunas muy poco desarrolladas técnicamente y en su mayor parte, importadas.

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La demanda de energía viene condicionada por la actividad económica. Seguramen-te, el mayor problema que España tiene en su sistema eléctrico es que no es soste-nible, ni técnica ni económicamente. El desajuste entre los costes y los precios de la electricidad nos va llevando a un gigantesco déficit tarifario, cada vez de más difícil y compleja solución. En energía eléctrica, el déficit tarifario es superior a 24.000 millones de euros y la deuda del sector eléctrico supera los 68.700 millones de euros.

Las primas del régimen especial fueron de 6.169 millones de euros en el año 2009 y de 7.120 millones en 2010, cifras insostenibles. En 2011 superaron los 6.900 millo-nes de euros. La deuda –en manos del sector financiero– de las renovables supera los 30.000 millones de euros. Necesitamos sistemas energéticos sostenibles, no solo ambientalmente, también en los aspectos tecnológicos y en los económicos. En caso contrario, peligra lo más importante, la garantía de suministro.

Si bien necesitamos un sistema energético en el que se incluyan todas las energías, es imprescindible que ese sistema garantice el suministro con la holgura y seguridad necesarias, siendo flexible y operable, respetuoso ambientalmente y sostenible am-biental, técnica y económicamente.

La no gestionabilidad y muy baja predictibilidad de las energías renovables obliga a duplicar la potencia necesaria para respaldar la operación de las renovables, a fin de no poner en peligro la estabilidad de las redes eléctricas y, en definitiva, del sistema. Por cada MW de potencia renovable, se precisa disponer otro MW de potencia con-vencional, del régimen ordinario, es decir de potencia firme. ¿Podemos permitirnos semejante disparate? En un futuro, ya inmediato, el sistema energético requiere estabilidad y seguridad.

Sobra decir que también requiere, y urgentemente, ajustar la carísima generación eléctrica que las primas de las renovables representan y que hace que la situación actual del sistema eléctrico español sea insostenible. Un tercio del recibo de la elec-tricidad que paga el consumidor final corresponde a las primas de las renovables, sin incluir el déficit de tarifas –24.000 millones de euros– que los consumidores de electricidad deben a las empresas generadoras y que en 15 años deberán pagar junto con los intereses derivados de tal deuda.

La previsión de nuevas necesidades, especialmente de centrales eléctricas

Dentro de la planificación energética, destaca la previsión de nuevas centrales eléc-tricas. El factor clave es, claro está, la más correcta estimación de las futuras deman-das. Conocer con exactitud la evolución de la demanda en cualquier horizonte es una labor muy compleja, debido a la multitud de factores que en ella intervienen y

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su previsión se realiza utilizando modelos, que consideran las variables más signifi-cativas. Los factores que más influyen son:

• La tasa de crecimiento de la actividad económica.• La temperatura.• La laborabilidad.• La eficiencia energética.

Se han realizado numerosos estudios por parte de Red Eléctrica, UNESA, Foro Nu-clear, AIE, Comisión Europea, Euroelectric y muchos más. Seguramente, el mejor indicador de la actividad económica es el consumo de electricidad. En 2009 des-cendió un 4,4% respecto al año 2008, y en 2010 se incrementó un 3%. En 2011 el descenso fue del 2% respecto al año anterior.

Al mismo tiempo vamos hacia sistemas bajos en carbono, en donde las renovables y la nuclear deberán incrementar sus aportaciones, con el complemento imprescin-dible para las renovables del gas y de la hidráulica de las centrales de bombeo, que son su soporte.

El componente del crecimiento de la demanda debido a la actividad económica se calcula utilizando las mejores previsiones de dos variables: el crecimiento del Pro-ducto Interior Bruto (PIB) y la elasticidad demanda/PIB (o variación de la demanda respecto de la variación del PIB).

Adicionalmente, el efecto de la temperatura se ha utilizado para establecer escena-rios extremos: en el superior se estiman temperaturas favorables al consumo (más extremas, esto es, más altas que la media en verano y más bajas en invierno), mien-tras que en el inferior se estiman temperaturas desfavorables al consumo (más sua-ves, es decir, más bajas que la media en verano y más altas en invierno).

Los resultados de las previsiones de demanda eléctrica señalan que, dados los exce-dentes de potencia actuales en ciclos combinados –de los que tenemos 27.023 MW en 2010 que sólo operan entre el 30 y el 40% del tiempo y que son potencia firme, disponibles todo el año– hasta 2030 no se precisará que nueva potencia entre en servicio.

Por otra parte, hay numerosas incertidumbres, como son el anunciado cierre de 23 centrales de carbón; el escaso aporte de la energía hidráulica en años secos y normales de hidraulicidad, el año 2010 y 2011 son excepcionalmente húmedos; la creciente potencia eólica y su incidencia en la estabilidad de las redes eléctricas; los altos costos, complejas tarifas y sus déficits; el papel de la energía nuclear; las difi-cultades administrativas para la instalación de las líneas eléctricas de alta tensión y también de las de distribución; la escasa conexión con Francia, en gas y electricidad,

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que sigue siendo vital el mejorarla, a pesar de la lenta colaboración del país vecino; la conexión eléctrica y por gasoducto con Baleares; el nuevo gasoducto con Argelia, MEDGAS; la real liberalización de los mercados y otras circunstancias. No se puede olvidar que la Península Ibérica sigue siendo una “Isla energética”.

Se señala por el Ministerio de Industria que hasta 2019 no se precisará nueva poten-cia, pero al mismo tiempo, en el Plan de Energías Renovables 2011-2020 se prevé una inversión de 62.000 millones de euros y 18.534 millones de euros en primas. Se estiman crecimientos de la demanda eléctrica del 2%. Con estas cifras, aun teniendo en cuenta una gran eficiencia energética –que tampoco cabe esperar que se produz-ca– no se crearán empleos porque son unos crecimientos económicos muy bajos.

Sean cuales sean las cifras, hay que tener en cuenta que las inversiones eléctricas son siempre muy altas y tienen largos períodos de maduración. Desde que se toma la de-cisión de acometer una nueva central hasta que se elabora y tramita el proyecto, los Estudios de Impacto Ambiental, la construcción del mismo y su puesta en marcha, además de innumerables autorizaciones administrativas, requieren hoy 4 ó 5 años para una planta de gas, de ciclo combinado; 6 ó 7 años para una central de carbón y 8 ó 10 para una central nuclear.

Los sistemas eléctricos se dimensionan para las puntas máximas de demanda previ-sibles. Por otra parte, la disponibilidad de las diferentes unidades de generación, no cubre el 100% del tiempo requerido. En el caso de las renovables es muy claro y en el régimen ordinario, hay que hacer mantenimientos, hay averías, etc. Asimismo, hay que cubrir las necesidades que dan estabilidad al sistema eléctrico –redes– teniendo en cuenta las reservas secundaria y terciaria.

El margen real del servicio debe ser, al menos, del 10%. En 2020, la punta de de-manda en los diferentes estudios y proyecciones se sitúa entre 62.200 MW, según el Ministerio de Industria, y 63.400 MW, según Euroelectric. Con estos datos, para tener un margen de potencia firme del sistema del 10%, en los próximos 20 años serán necesarios, al menos, 20.000 MW más, independientemente del desarrollo de nuevas renovables. Estas centrales serán, sobre todo, de gas y nucleares. Por tanto, sí es necesaria una planificación indicativa, previsión o estrategia energética, para el 2030. |•|


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Introducción

España ha tenido incrementos en el consumo energético, sobre todo eléctrico, im-portantes. La crisis económica ha afectado claramente a la demanda, de manera que ha habido caídas de cerca del 4,6% en al año 2009, crecimientos del 2,9% en el 2010 y cuando se pensaba que en el 2011 estábamos saliendo, los primeros cuatro meses se han caracterizado por una atonía tremenda. Se estimaba que a finales de este año se podría tener un crecimiento del 2% y creo que apostar ahora mismo por un cre-cimiento del 0,7% ya es una posición optimista.

Mayor dependencia de la electricidad

Ha habido una creciente dependencia exterior y se está produciendo un factor a tener en cuenta y es que somos una sociedad que depende cada vez más de la electricidad, tanto en el sector industrial y de las telecomunicaciones como en el ámbito doméstico. Hace unos 10 ó 15 años las casas se vendían con gas y ahora se venden con placa vitroce-rámica y con preinstalación de aire acondicionado, por citar algunos ejemplos. Hay que pensar que la demanda de electricidad va a crecer. Actualmente ya existen Programas de Eficiencia Energética y Ahorro importantes pero habrá que ver si esos vectores se contraponen o no. La demanda eléctrica es un vector clave para el futuro y habrá una moderación en la demanda energética. La apuesta por las energías renovables exige que se tenga una potencia firme, no se puede apostar sin un conocimiento previo de lo que ello supone, es decir, renovables sí pero con herramientas para su integración segura. La variabilidad de las renovables exige un mix y una gestión adecuadas.

El escenario actual es complejo ya que además del carácter cuasi aislado del sistema español nos encontramos con una curva de carga especialmente complicada porque tiene unos ratios entre las horas valle y las horas punta muy importantes, tal y como se ve en la |Figura 1|.

La situación del sistema eléctrico españolAlBerTo CArBAjo josA – ree

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Los ratios anteriormente mencionados exigen que se disponga de una potencia fi a-ble que sea capaz de acompañar el crecimiento de la demanda de por la mañana. La electricidad no se almacena o lo hace en una cantidad muy pequeña, por lo que hay que generarla en el mismo momento en el que se consume. La planifi cación debe hacerse sobre las puntas de la demanda de la curva de carga. El récord de demanda en punta es el driver para la inversión tanto de generación como de transporte. Me-diante actuaciones de gestión de demanda que permitieran aplanar la curva de carga se lograría reducir el total de inversiones ociosas en gran parte de las horas del año.

Plan de Energías Renovables 2011-2020

La política que se deriva del Tercer Paquete de la UE obliga a España a alcanzar el 20% de energías renovables, lo que supone en el sistema eléctrico cerca del 40%. En el año 2010 se alcanzaron 20.155 MW eólicos y cerca de 700 MW termosolares, además de los 3.700 MW fotovoltaicos. Actualmente está en elaboración el Plan de Energías Renova-bles 2011-2020, que se queda en el 20,8% de energía fi nal procedente de renovables.

El problema de Fukushima y la revisión de los programas nucleares y, sobre todo, las decisiones políticas que de ello se derivan han dado lugar a una indefi nición para los próximos 20 o 30 años. También existen dudas por la concentración en los orí-genes de los combustibles fósiles, fundamentalmente los crudos, como resultado de

|Figura 1| La morfología de la curva de carga de la operación del sistema

Fuente: Elaboración propia

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la denominada primavera árabe. Hay un punto de incertidumbre importante que debería ser tenido en cuenta en las planificaciones energéticas que se hagan a largo plazo. Aparte, se está produciendo un traslado de la demanda, no sólo de la eléc-trica. Los países emergentes contaminarán más porque los recursos que tienen son fundamentalmente contaminantes, China por ejemplo es el primer país productor de carbón y a pesar de eso importa carbón de Australia. También se está despla-zando tecnología hacia estos países, de forma que las facturaciones por ejemplo de empresas de renovables se han salvado por las exportaciones hacia estos países.

Necesariamente, hay que acortar los precios de la energía por la crisis económica ac-tual. Estos son difíciles de reducir, primero porque tenemos un déficit tarifario impor-tante, y segundo porque tenemos que realizar una apuesta por las renovables, que no son unas energías baratas por ser de alto coste fijo y requieren ayudas todavía porque no están en su plena madurez. La estructura sectorial de las energías renovables es diferente y eso también tiene consecuencias a futuro sobre las actuaciones. Conviven grandes operadores con empresas locales muy pequeñas. La estructura organizativa del Estado español, con competencias en materia de renovables de las CC.AA., hace que cada autonomía tenga una manera de actuar absolutamente diferente. Además, hay que tener en cuenta que estas energías renovables no son fáciles de integrar en el sistema y pueden poner en riesgo la seguridad del sistema. El Operador del Sistema está habilitado para sacar capacidades de evacuación por zonas eléctricas, se supone que deberían ceñirse a la capacidad de los nudos en una Comunidad Autónoma, pues esto es imposible. La responsabilidad de la tarifa la tiene la Administración Central, las autorizaciones de las líneas y de la energía renovable las tienen las Comunidades Autónomas y la responsabilidad de la seguridad de suministro la tiene Red Eléctrica. Aparte existen todas las incertidumbres regulatorias derivadas de la falta de firmeza regulatoria que se produce con el mundo de las renovables.

Colaboración de las diferentes energías en los servicios complementarios

Las energías renovables no participan de los servicios complementarios, esas reser-vas que necesitamos para equilibrar en cada momento la generación y la demanda, participan poco, no son energías que podamos tener contabilizadas para poder ofre-cer la energía que producen estas instalaciones unos minutos más tarde. Además, algunas tecnologías tienen el problema de desconexión súbita ante cualquier inci-dente. Su electrónica de potencia dispone de protecciones propias que actúan antes que las protecciones del sistema eléctrico y se puede producir un desequilibrio que suponga una pérdida de 1.000 MW.

Actualmente la conexión con Francia es pequeña, de 1.300 MW, si en el momento de la falta estamos exportando los 1.300 MW no hay problema porque se deja de

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exportar, el problema surge cuando se está importando y ya está la capacidad de las interconexiones al máximo, entonces pedir 1.000 MW más es una situación compli-cada.

Las distintas tecnologías contribuyen de manera diferente tal y como se puede ver en la |Figura 2|, donde se consideran las puntas de los años que aparecen. La energía nuclear es mucho más fi rme, se puede ver también la variabilidad de las distintas energías.

En la |Figura 3| se pueden ver los factores de utilización y de disponibilidad. Cuando la disponibilidad de la nuclear ha sido del 80%, su utilización ha sido del 78%. Por ejemplo, el ciclo combinado estando disponible un 92% solo se ha podido utilizar un 41% porque es el que actúa de back-up ante la variabilidad de la renovable.

Es importante que se tengan en cuenta los requerimientos para la generación ges-tionable (|Figura 4|).

Se tiene una curva de generación con los problemas anteriormente descritos y un mix de generación con una parte de energía no gestionable. Debemos disponer de una generación que nos permita cubrir las variaciones de la generación no gestiona-ble. Hay un mínimo de generación gestionable que se tiene que tener conectado en los valles y que permita ir creciendo por la curva de carga. De los grupos que hay en esos momentos conectados se reduce hasta el mínimo, pero hay que quedarse con ese mínimo. Si aparece después más generación no gestionable de la prevista, de ese mínimo no se puede reducir por razones de seguridad y ya se tiene que desperdiciar energía no gestionable. En la operación en tiempo real se necesita energía tanto

|Figura 2| Contribución de las diferentes tecnologías en puntas de demanda

Fuente: Elaboración propia. REE

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Planifi cación energética sostenible para la generación eléctrica | AvAnces de IngenIeríA


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para cubrir la demanda como para compensar la generación no gestionable y para prevenir las contingencias.

La |Figura 5| representa el régimen ordinario necesario por seguridad. Ahí estaría la factibilidad del balance de generación, las reservas de operación, la estabilidad del sis-tema ante faltas, el control de tensión, la potencia de cortocircuito y la amortiguación

|Figura 3| Factor de utilización y factor de disponibilidad


|Figura 4| Requerimientos para la generación gestionable

Fuente: Elaboración propiaFuente: Elaboración propia

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de oscilaciones. Nos lo permite la energía nuclear que está en base y otra energía que nos permita subir, que esté al ralentí, al mínimo técnico. Dentro de la energía no ges-tionable el viento funciona más por la noche que durante el día. La franja central de la gráfi ca corresponde a la energía renovable disponible. El resto de la curva de carga se cubre con la energía disponible: ciclos, carbón… En la |Figura 5| se ve también el exceso producido, un vertido, por eso hay que acompañar las decisiones sobre política energética y el mix de generación con las herramientas necesarias para su integración porque si no el ridículo es espantoso. Haber incurrido, con un défi cit de tarifa tan grande, en unos costes fi jos mediante subvenciones a una energía no gestionable para llegar un momento en el que hay que verter una energía autóctona en un país que tiene tan alta dependencia energética, una energía limpia en un país que tiene proble-mas de contaminación y además teniendo en cuenta que el variable de esa energía es muy barato. Las herramientas son por ejemplo interconexiones, bombeos, gestión de demanda y vehículo eléctrico.

Si se comparan los patrones que se tenían hace 25 años con los actuales, estos vec-tores gravitan sobre las decisiones, pero ya se puede adivinar una serie de factores que pesarán sobre el 2020, como por ejemplo un compromiso de cumplimiento más exigente, nuevas directivas, evolución de las primas y del papel del distribuidor sobre todo en el caso de las smart-grid para conectar las decisiones de los consumi-dores e integrar la energía distribuida, una demanda más activa e integración de los mercados europeos. Es complicado adivinar qué va a pasar más allá del 2020, qué nuevos factores o vectores de cambio nos encontraremos, pero necesitamos conocer un poco el futuro. Todo esto son temas que estamos ya empezando a trabajar, hay que hacer varios escenarios que son la mezcla de los distintos componentes.

Se ha cogido un escenario con tres factores cambiantes que serían el nivel de inter-conexiones, el tipo de hidraulicidad y los ahorros que realmente se producen con esos planes de ahorro y efi ciencia energética. A pesar de todo eso, en el mejor de

|Figura 5| Los vertidos de régimen especial


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los casos, tendríamos vertidos de 3 TWh y en el peor de los casos de 15 TWh, es decir, que pueden estar entre el 8% y el 25% de las horas vertiendo energía en vez de integrándola en el sistema. Muchos de los proyectos empresariales de energías renovables pueden colapsar porque, ¿quién va a perder entre el 8% y el 25% de sus ingresos? Tenemos además 25.000 MW de ciclos combinados pero van a funcionar entre 1.000 y 2.000 horas y, a pesar de todo, para las puntas en el año 2017, precisa-mos una nueva potencia firme. Necesitamos algún acompañamiento a los servicios de mercado o bien señales explícitas, pagos de capacidad o subastas de capacidad, el marco hay que revisarlo, no va a haber nadie que haga esos ciclos combinados. Una herramienta para más allá del 2020 podría ser el vehículo eléctrico si se le regula bien: gestión de demanda, interconexiones y gestión del almacenamiento. Las reno-vables ahora están ocupando espacio y cada vez ocupan más espacio pero las centra-les gestionables, el régimen ordinario está haciendo un papel en el sistema eléctrico que no lo está haciendo la renovable y a medida que van desplazándose, tendrán que ser las renovables las que vayan asumiendo ese protagonismo. Habrá una distinta operación del sistema, el mercado funcionará seguramente distinto. Habrá una su-pervisión del programa horario de generación, un requerimiento muy exigente para el resto del parque generador, se tendría que aumentar la contribución del Régimen Especial a los servicios de ajuste y funcionará de forma muy incierta el mercado. La evolución de los precios del gas también es una incógnita y es importante que se resuelva dicha incógnita porque el gas es el marginal, de forma que va a marcar el precio para todo y por lo tanto una subida en su precio es una subida de la electrici-dad. No sabemos si seguiremos con obligaciones que alteran claramente el mercado como la obligación del consumo del carbón nacional.

Además, el mercado se diseñó para un determinado mix de generación donde la energía marginal tenía un determinado coste variable alto y un coste fijo bajo, de manera que recuperar ese coste fijo no era difícil y ahora estamos transformando ese mix. Las renovables además entran a precio cero y deprimen el precio del mercado y como exigen un régimen operativo a los ciclos combinados muy exigente con mu-chos arranques y paradas, y los costes de mantenimiento de los ciclos combinados están vinculados a los arranques y paradas, lo lógico es pensar que el propietario de una central de ciclo combinado internalice en su oferta esos costes, con lo cual el precio de la unidad marginal subirá, lo que no sabemos muy bien todavía dónde nos podrá llevar. También se tendrá que ver si se podrá conseguir tanto la sostenibilidad económica como la técnica del sistema.

El futuro del sistema eléctrico

Hemos hablado sólo hasta el año 2025-2030, a partir de ahí tendremos un “sánd-wich”, en el sentido de que habrá una super-grid para aprovechar recursos primarios que haya en el norte de África o en el Mar del Norte o donde sea, y después habrá

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unas smart grid que tratarán de colectar las decisiones de los consumidores y la inte-gración de las renovables de manera que el sistema tendrá que interrelacionarse con la super-grid y con las smart grid, con lo que se va a complicar mucho más el sistema eléctrico del futuro. Habrá acumulación y almacenamiento de energía y una mayor coordinación entre los TSOs, habrá que tener una mayor armonización del mercado eléctrico y más movilidad. El sector eléctrico en el futuro integrará mayor volumen de renovables, mucha inversión en potencia gestionable, flexible y complementaria, se incrementará el número y las capacidades de interconexión, se deberán acometer inversiones en redes, se necesitará un replanteamiento de la distribución a la vista de la evolución del coche eléctrico y un replanteamiento de la retribución de esa distribución.

Creo que hace falta una reflexión completa de todo lo anteriormente expuesto. |•|

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Efectos externos y costes sociales de la energíarAMón gAvelA gonzález – CieMAT

Un mix energético óptimo

La sostenibilidad energética se basa en tres pilares fundamentales:

• La competitividad económica.• La sostenibilidad medioambiental, que ha ido cobrando cada vez más importancia. • La seguridad de suministro o de abastecimiento energético.

No hay ninguna energía que cumpla los tres criterios porque si no, no sería necesaria ni la planificación ya que esa energía sería la más barata, la que no produciría efectos medioambientales y la que no tendría ningún problema de abastecimiento. Es muy difícil que exista esa energía y hay que ir a un mix, a un compromiso que optimice en cada momento el sistema energético.

Por un lado el agotamiento de los recursos fósiles antes o después producirá ine-vitablemente tensiones en los mercados y en el mundo. Por otra parte, los efectos medioambientales, y fundamentalmente de la emisión de gases de efecto inver-nadero, nos conducen necesariamente hacia un cambio de modelo que tiene que eliminar la combustión del carbón y que tiene que ir, cuanto antes, a un sistema energético exento de carbono. Cada vez más los organismos internacionales están siendo conscientes de que esto no es una broma y hay que acelerar este cambio necesario. La cuestión es si el mercado es capaz de hacer este cambio. Podría pen-sarse que estos factores van a dar señales suficientes al mercado para que se vaya aproximando hacia el mix óptimo y hacia esa eliminación del carbono. Sin embar-go, creo que el mercado no es capaz de ir a la velocidad necesaria para producir estos cambios, de ahí la importancia fundamental de la regulación y de mecanis-mos que enfoquen y conduzcan ese mercado hacia una optimización económica, sociopolítica y técnica.

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Las externalidades

Uno de los elementos que pueden aportar para esta optimización es el tema de las externalidades y a través de su consideración e incorporación a los precios, intentar evitar algunos de los defectos que tienen el sistema actual y los sistemas futuros. Con ello se favorecería una competencia real, incluyendo todos los valores posibles que intervienen en el juego, quizá se podrían optimizar más racionalmente los recursos y, en todo caso, se evitaría que un precio artifi cialmente bajo que no contemplara es-tas externalidades pudiera suponer un subsidio que, en defi nitiva, acaba pagando la sociedad de una forma involuntaria e indiscriminada. Es un mecanismo importante de cara a esta tendencia a la optimización, el procurar considerar las externalidades e introducirlas en los costes de cada una de las tecnologías energéticas.

El concepto de externalidad es el siguiente: cualquier consecuencia en la sociedad y medioambiente, por un proceso de producción (energía) que no sea tenida en cuen-ta en el precio del producto. Es un concepto muy simple que tiene detrás una gran complicación. Una visión más o menos clara de lo que sería el proceso de optimiza-ción a través de externalidades se puede ver en las curvas de la |Figura 1|.

En abscisas tenemos la cantidad de un determinado tipo de tecnología y en orde-nadas tenemos el precio y reconoceríamos dos curvas, una curva de demanda en la que a medida que se bajara el precio se podría introducir una mayor cantidad de

|Figura 1| Efi ciencia y externalidades


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una tecnología determinada en el mercado y como contraste tendríamos una curva de precio marginal que supondría los costes de esa producción energética. Habría un punto en el cual estaría el óptimo y el beneficio sería el área entre las dos curvas.

¿Qué efectos tiene la consideración de una externalidad? Pues si consideramos las externalidades, la curva de costes estaría por encima y produciría un óptimo hacia una cantidad menor de esa energía o tecnología y hacia un precio mayor. Las exter-nalidades también pueden ser positivas, por ejemplo, un cultivo biomásico en un terreno de retirada para generar electricidad puede producir un efecto beneficioso sobre la erosión y entonces se tendría el efecto contrario.

¿Qué beneficios tendría una internacionalización? Asegurar una estructura óptima de fuentes energéticas para satisfacer una demanda de energía determinada nos permitiría seleccionar mejor las tecnologías y los combustibles, la introducción de nuevas tecnologías con beneficios ambientales aunque con costes privados mayores (este sería el caso de las energías renovables) una selección de emplazamientos con una perspectiva global y el establecimiento de prioridades en planes de energía. Se-ría una herramienta importante a la hora de cualquier planificación o en su defecto en la estrategia que se pueda establecer en el país.

El problema fundamental cuando se habla de externalidades y de su consideración es el de las energías renovables, es decir, la gran pregunta es qué tecnologías de energías renovables se van a introducir en el sistema energético y cuándo. Un punto de partida es considerar las ventajas que indudablemente tienen estas tecnologías: contribuyen a la diversificación, abastecimiento y estabilidad de la oferta energética, reducen las emisiones de CO2 y aumentan el nivel de empleo, entre otras ventajas. Sin embargo, también tienen sus dificultades, ya que suponen un coste mayor y una mayor intensidad de capital, aunque son más modulares que por ejemplo la nuclear, que quizá también sea intensiva en capital y también tiene necesidad de instalacio-nes de back-up; hace falta una energía que supla esas irregularidades en el consumo diario. También exigen una mejora en las redes eléctricas. Ahora mismo sufren una perturbación por la no introducción en los precios de los costes sociales y medioam-bientales.

Este modelo en principio permitiría al menos entender cómo se introducen las ener-gías renovables en el mercado y las influencias que tienen las externalidades. Si re-presentamos el precio frente al tiempo como se puede ver en la |Figura 2|, hay una curva de aprendizaje de estas energías, distinta para cada una de ellas. Creo que está siendo bastante exitosa por ejemplo en el caso de la fotovoltaica y lo fue en el caso de la eólica y se espera que lo pueda ser en el caso de la solar termoeléctrica. Esta curva se enfrentaría con la curva de costes. Naturalmente si no se consideran los costes, la introducción de esa energía comenzaría en el tiempo t0, mientras que si se consideran se podría introducir en un tiempo anterior y a través de unas curvas de

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introducción en el mercado en el que aproximadamente el 5% es de aprendizaje, y luego ya experimentan una subida muy alta.

En la |Figura 3| se puede ver un ejemplo de un estudio de IDAE sobre lo que en el año 2010 estima que es el tiempo en el que se van a incorporar los precios que tienen las distintas energías. En este momento la solar termoeléctrica es la más cara, después vendría la fotovoltaica en tejados, después la fotovoltaica en tierra y después las eólicas, que son las más cercanas al punto rentable de inclusión en el mercado. La eólica en tierra se va a introducir en breve competi-tivamente en el mercado, el resto de tecnologías tardarán más y se introducirán más allá del 2020.

La internacionalización

La internacionalización es una metodología o proceso que tiene una serie de etapas:

• Empieza por identificar efectos externos tanto positivos como negativos que tiene una metodología, la definición precisa de cada uno de esos efectos y la

|Figura 2| Difusión en el mercado de las energías renovables debido a la consideración de los costes/benefi cios externos


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cuantificación y la valoración económica, siendo este último punto el más com-plejo. Aquí hay dos tecnologías:

− La top-down, que hace valoraciones muy simples de forma general que son aplicables a todo el universo sin tener en cuenta las instalaciones existentes en un lugar y mucho menos en un lugar específico. − La botton-up, que son las que más se han desarrollado, desde hace muchos años en Europa se vienen haciendo estudios de este tipo, como por ejemplo el proyecto ExternE y el Ecosense.

• Después de realizar esta cuantificación se va a la selección del mecanismo de internacionalización más conveniente, que se adapta a cada caso y que debe ser equilibrado a la hora de establecerse entre el coste y el beneficio. Es muy conve-niente que por ejemplo, las ayudas que se dan en el caso de las renovables estén adaptadas a este tipo de estudios de externacionalización, que son los que deben marcar cuál es el óptimo y lo mejor.

• Luego se trata de implantar este mecanismo. Los mecanismos de internacio-nalización son todos ellos regulatorios y fundamentalmente serían impuestos sobre emisiones que produzcan un tipo determinado de tecnología energética, impuestos sobre el combustible analizado el ciclo de vida completo del mismo, el establecimiento de límites de emisión o la comercialización de permisos de

|Figura 3| Prospectiva de costes de generación eléctrica de las energías renovables


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contaminación mezclado con el establecimiento de límites, también subsidio de fuentes energéticas, que es el caso de las renovables, desgravaciones fiscales y medidas promocionales de difusión.

Todo lo anterior es el conjunto de cosas que puede hacer un gobierno para conseguir el efecto que se pretende que es el de optimizar el sistema. No obstante, a la hora de aplicar cualquier medida de este tipo se debe tener en cuenta que no se debe afectar al mercado en exceso, hay que ser transparentes e informar.

Hay toda una serie de impactos importantes correspondientes a cada una de las tecnologías aunque a veces faltan los más importantes, que serían las externalidades políticas o apriorísticas o sociales, que a veces influyen más que la cuantificación que podamos hacer sobre temas más o menos objetivos.

Proyecto CASES

En la |Figura 4| y en la |Figura 5| se muestra el Proyecto CASES de la Unión Europea en el que se han estudiado las externalidades en las distintas tecnologías energéticas en diferentes países, y desgraciadamente ya es un estudio bastante obsoleto, los da-tos que se muestran en la |Figura 4| son del año 2007. En las columnas de la izquierda estarían los costes directos sin considerar las externalidades y tendríamos un orden de las tecnologías correspondiente al 2007. Si se introducen los costes externos se trastoca este orden y pasa a ocupar el primer lugar la energía nuclear, en segundo lugar estaría la energía hidroeléctrica y así sucesivamente. Lógicamente esto castiga a las tecnologías de combustión que son las que tiene mayores costes externos. Aquí no se tiene en cuenta por ejemplo los costes accidentales de la energía nuclear, es así pero porque todavía no se han conseguido armonizar unos criterios que puedan ser racionalmente aplicados a esta externalidad.

Si seguimos con el Proyecto CASES veríamos lo que prevé a lo largo del tiempo en cuanto a la evolución de las tecnologías. Efectivamente se van posicionando en unos lugares o en otros en función de cómo evolucionen los precios del combustible y de las distintas curvas de aprendizaje que se supongan para las tecnologías de energías renovables. Según esto llegaríamos al año 2030 con la energía nuclear como la ener-gía más económica, también en el 2020. En ese año serían los ciclos combinados integrados con gasificación y captura de CO2 los segundos en rentabilidad y así sucesi-vamente como se pude ver en la |Figura 5|. Realmente un estudio de 2007 puesto hoy en día nos diría que la fotovoltaica ha superado ya los datos puestos para el 2020. En cuanto a la energía nuclear, no se han considerado los costes derivados de accidentes, que debido a casos como el de Fukushima están mucho más en la mente de la gente. Aun así, algunos números que he hecho a nivel particular me permiten decir que esta energía seguiría estando, si no la primera, entre las dos primeras, incluso consideran-do de forma muy conservadora los costes que podrían derivar. |•|

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|Figura 4| Costes externos y totales de las tecnologías energéticas (Proyecto CASES, 2007)


|Figura 5| Predicción de Tecnologías

Fuente: Elaboración propia. Proyecto CASES


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1. Planificación energética sostenible para la generación eléctricaAutor: Juan de la Cruz FerrerInstitución: Universidad Complutense de Madrid y López Rodó & Cruz FerrerCargo: Profesor Jean Monnet de Derecho Europeo y Titular de Derecho Administrativo

2. Impacto de las decisiones políticas energéti-cas en la economíaAutor: Antonio Carbajal TradaceteEmpresa: GarriguesCargo: Director Asociado

3. Planificación energética: la experiencia del País VascoAutor: Txetxu Sáenz de Ormijana Institución: Ente Vasco de la Energía (EVE)Cargo: Director Estudios e Internacional

CApíTulo ii Legislación y regulación



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Introducción

¿Hay algo sostenible hoy en día? Estamos ante la mayor transformación que jamás ha vivido la Humanidad en todos sus aspectos. Tenemos que trabajar mucho, pero los cambios que vivimos día a día son enormes y uno de ellos ha sido la transforma-ción del sector de la energía, concretamente el sector eléctrico que por motivos tec-nológicos, económicos y sociales está sufriendo una transformación que casi podría ser una metamorfosis. Algo que me parece clave en cualquier cambio es acertar a diagnosticar qué es lo que hay que modificar y qué es lo que hay que mantener.

Diseño institucional de los nuevos mercados eléctricos “Regulatory Compact”

De cara a ir hacia una planificación sostenible de la generación, lo voy a plantear desde cómo se están diseñando institucionalmente los nuevos mercados eléctricos. Vemos cómo los mercados aparecen de otras formas, de otras maneras. El modelo de regulación tradicional que daba una gran seguridad regulatoria y económica basa-da en un contrato a largo plazo era el “Regulatory Compact”, que llamaban los ame-ricanos, basado en una planificación concertada. Fue un modelo de un éxito enorme porque durante el siglo XX en este acuerdo se va alcanzando el servicio universal, es decir, que el suministro eléctrico llegue a todas las partes del territorio y a todos los consumidores. Da seguridad jurídica mediante unas tarifas suficientes, da continui-dad del servicio gracias al mix de energías primarias y tecnologías de transformación, permite la recuperación de los costes reconocidos, el coste razonable obliga también a las empresas a ser eficientes y la obtención de tasas razonables de beneficio permi-te que los sectores eléctricos en todos los países obtengan unas inversiones enormes; es un sector intenso en capital, de manera que durante el siglo XX el sector eléctrico es un éxito. Se pueden ver las curvas de aumento de demanda, cómo se satisface di-cha demanda y cómo se va aumentando la capacidad de generación, la de transporte

Planificación energética sostenible para la generación eléctricajuAn de lA Cruz Ferrer – universidAd CoMpluTense de MAdrid y lópez rodó & Cruz Ferrer


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AvAnces de IngenIeríA | Legislación y regulación

y la de distribución de una manera segura, con unos costes razonables. El sector eléctrico fue uno de los principales factores del desarrollo económico y también del desarrollo social, muy determinante tanto en las empresas como en los hogares.

Ahora bien, este éxito, sobre todo a partir de las crisis energéticas de 1973 y de 1979, entra en una crisis muy importante por fallos del regulador y de las compañías. La planificación vinculante o concertada hacía que en principio no hubiera riesgos para las empresas, los riesgos y los fallos se cargaban a la tarifa, lo cual generaba una cierta aversión a la innovación. Que no hubiera riesgos era relativo, es decir, si las compañías acertaban en un gran desarrollo tecnológico o en una gran eficiencia, el regulador le bajaba los costes reconocidos, a veces cuando metía la pata, no se los aumentaba. También hay crisis por las tarifas por debajo de costes y en determina-dos casos se va a inversiones insuficientes, reducción de la producción, insolvencia de las compañías y déficit tecnológico, no tanto en Occidente pero por supuesto en los países del Este sí. También ese modelo de “Regulatory Compact” producía una ausencia de capacidad de adaptación a un aumento o a una disminución de la de-manda que es lo que se provoca con las crisis de los 70 y de los 80. Hay unos excesos estructurales enormes de capacidad de generación, digerir unas inversiones en tan-tos casos excesivas fue un gran problema. En muchos Estados, como por ejemplo en California, se impusieron costes externos políticos: excesos de personal, imposición de energías primarias y de bienes de equipo locales. En el caso del Reino Unido todo el parque de generación tenía que quemar carbón británico; en California se impusieron por los reguladores inversiones calamitosas; y en el caso de Nueva York fueron contratos que luego tuvieron que digerirse en los famosos costes hundidos.

La llegada de la competencia al sector eléctrico Todo lo anterior provoca en los años 80 y 90 la aparición de unos grandes diferenciales de precios entre Estados, por no citar los casos europeos, cuando ya entra en funcio-namiento el parque nuclear francés, donde pasa exactamente lo mismo. Por ejemplo, Nueva York y California doblan los precios de Kentucky. Esos diferenciales de costes provocan automáticamente la presión de los consumidores. Además, como se estaban liberalizando todos los sectores, como transportes y telecomunicaciones y se estaba in-troduciendo competencia, ¿por qué no introducir competencia en el sector eléctrico?

En el comienzo de la reforma de los años 90 el paradigma es la competencia. Fue una primera etapa en la que para salir del monopolio se introdujo competencia, pero sólo en la oferta y esto hay que tenerlo muy en cuenta. La instrumentación de este para-digma fue la creación de mercados organizados al contado fundamentalmente para la oferta, como el pool anglo-galés que empieza a funcionar en el 91. Todo este proceso de introducción de competencia en muchos países tiene unos efectos muy positivos de importantísimos aumentos de la eficiencia empresarial y de reducciones de costes


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del parque de generación, en muchos casos con recortes de plantilla verdaderamen-te espectaculares. También aumentó la disponibilidad y la seguridad, Argentina por ejemplo pasó de una disponibilidad de las centrales del 50% a una tasa mucho más lógica de más del 90%.

Ahora bien, el modelo del pool del mercado al contado presenta varios problemas lógicos de un mercado al contado. Por ejemplo, las centrales tenían que ofertar cos-tes marginales variables, y con dichos costes no se recuperaban los gastos totales. En Reino Unido determinados especialistas reconocieron que en el pool tenía que haber una concertación entre los generadores que hubo, y los reguladores actuaron. En el caso de Argentina, como a costes variables marginales no se recuperaba, hubo insol-vencia en determinados casos y las compañías extranjeras se fueron. Sí hubo ajuste de capacidad en el caso de California, pues ejercía poder de mercado en todo el mundo.

Hasta el último generador que es necesario para satisfacer la demanda puede ofertar los precios que le dé la gana y se los tienen que aceptar. De ahí que se dispararan los pre-cios a niveles verdaderamente astronómicos y que hubiera especialistas absolutamente reconocidos diciendo que no estaban abusando de su poder de mercado, sino que estaba recuperando los costes de que sólo funcionaban durante 100 horas al año. Ahí es donde empieza a aparecer el problema de que solo se esté mirando la oferta. California auto-máticamente pasó a la insuficiente capacidad y por lo tanto al fallo del sistema. Si sólo se mira la oferta y la demanda es absolutamente rígida y no es capaz de acercarse a la oferta, llega un momento en que se produce un fallo del sistema y los cortes rotatorios.

En otros casos la demanda sí ha podido responder. Chile, por ejemplo, es un país con un sistema eléctrico muy interesante porque fueron pioneros e iniciaron las reformas en 1982 y, además, porque se encontraron con unos problemas de oferta brutales, ya que Argentina les cortaba los suministros de gas, y por las épocas de se-quía, puesto que su parque de generación en un 40% era hidroeléctrico, por lo tanto tenían que gestionar y hacer participar a la demanda claramente.

Además, en la mayoría de los países se produce un fraude regulatorio al modelo, se organiza un mercado mayorista y luego resulta que el mercado minorista no fun-ciona, como ocurre en España, porque las tarifas son obligatorias y los costes no los puedes repercutir puesto que las tarifas de los consumidores están debajo de costes, con lo cual todo el modelo es mentira.

Análisis del mercado: una política energética propia

¿Cuál sería entonces el modelo? El nuevo modelo no es sólo la competencia, es el mercado. Aunque la realidad es que sabemos muy poco del mercado, de cómo se estructura y de cómo funciona. La crisis financiera ha puesto también de manifiesto


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que desconocemos cómo funcionan los mercados. Los mercados no se desarrollan en el vacío, necesitan instituciones públicas y seguridad jurídica y, sobre todo, la regulación requiere una política energética. Todo país necesita disponer de una po-lítica energética propia en función de sus circunstancias. Sin esa política energética lo que se tienen son bandazos, improvisaciones, un caos regulatorio, inconsistencia e incoherencia.

Son necesarias la supresión de la regulación de precios (cláusulas de salvaguardia) y las medidas de mitigación del poder de mercado. Venimos de monopolios, esta-mos solventando bastante bien la integración vertical mediante la incorporación de actividades, pero los países siguen teniendo un problema tremendo de concentra-ción horizontal en la generación. Las dos grandes claves son desarrollar fórmulas de contratación que sean complementarias, y ahí es donde madura el mercado y entran los contratos a largo plazo, y la participación de la demanda. El contrato al contado hay que mantenerlo, es imprescindible, pero tiene que haber contratos a largo plazo para que el modelo sea sostenible. La participación de la demanda es fundamental, los precios tienen que volver a ser reales, se tienen que disparar como se disparan en todos los mercados que tienen un exceso de capacidad y ahí será cuando se vaya racionalizando el sistema. |•|


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Impacto de las decisiones políticas energéticas en la economíaAnTonio CArBAjAl TrAdACeTe – gArrigues

Introducción

Las decisiones que se tendrán en cuenta en este capítulo son la apuesta de Fran-cia por la energía nuclear y el fomento de las renovables, y también se abordarán otras decisiones que han sido respuestas a situaciones problemáticas en el sector, como son la unificación de la operación del sistema (1983), el proceso de inter-cambio de activos (1985), el Marco Legal Estable (1987), la liberalización del sector (1997), la decisión de permitir el déficit tarifario que comienza en el año 2000, que todavía sufrimos, y por último, la revisión retroactiva de las primas a las renovables.

Se referirán seis aspectos concretos que son relevantes y relacionados con la eco-nomía. Los tres primeros son más directamente económicos: la competitividad de la economía, la solvencia del sector eléctrico y la dependencia energética. Los tres siguientes son también económicos pero más indirectamente: la dependencia ener-gética, la sostenibilidad medioambiental y la seguridad de suministro.

Francia tiene casi 60 reactores nucleares, el primero es del año 1958, y esto se debe a una decisión del gobierno francés de ofrecerle a su industria una energía barata, de minimizar la dependencia energética del exterior y tener desarrollo tecnológico. Cuando Francia hace su apuesta por la energía nuclear todavía el cambio climático no había nacido. Ambos argumentos, energía barata y solvencia del sector eléctrico mediante energía nuclear son discutibles y la apuesta puede no salir bien. En Es-paña hubo un imprevisto: había un plan muy ambicioso de energía nuclear para dar respuesta al impresionante incremento de la demanda que había desde el final de la Guerra Civil, pero cada diez años, desde 1939 se duplicaba la demanda de energía y los planificadores energéticos pensaron que si en el año 1979 no querían tener restricciones tenían que aumentar la capacidad instalada. Por ello, se hizo un plan de centrales nucleares, pues hasta pequeñas empresas eléctricas en aquellos años tenían previsto construir dichas centrales.


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Una apuesta por las energías renovables En relación al fomento de las renovables, en España tenemos casos contradictorios. Respecto al precio de la energía creo que a corto plazo poca gente discutirá que el coste es mayor. No estoy seguro de que a largo plazo digamos lo mismo. En el mo-mento en el que el petróleo se dispare, a lo mejor la energía renovable será barata. No se puede hablar estáticamente, sino que probablemente el tiempo dé la razón a unos y se la quite a otros.

Un tema crucial es el desarrollo tecnológico, que se puede hacer bien y conseguir que en España tengamos tecnología propia y la podamos exportar, y se puede hacer muy mal y tirar el dinero. Si se hace la cuenta de cuánto se ha comprometido en la energía solar fotovoltaica, si se multiplican conservadoramente 3.000 MW por 1.450 horas al año por una prima de 45 céntimos de euro el KWh y por 25 años, que es el compromiso adquirido, salen 50.000 millones de euros. Si yo fuera ministro de Industria y tuviera 50.000 millones de euros para desarrollar tecnologías autóctonas haría maravillas. Pero de ese número no se habla. Creo que en el caso fotovoltaico no se ha hecho bien.

Probablemente en el caso eólico se ha hecho mejor. Creo que no tendría por qué afectar a la solvencia del propio sector eléctrico si se hiciera bien. La dependencia energética se reduce apostando por las renovables y la sostenibilidad medioambien-tal claramente mejora. La seguridad de suministro aumenta, pero con matices. Me-jora en tanto en cuanto es energía autóctona y empeora teniendo en cuenta que es difícilmente gestionable.

Unificación de la operación del sistema

En relación a la unificación de la operación del sistema, el sector eléctrico en los años 1983 y 1984 ya apuntaba problemas, y una de las soluciones era unificar el siste-ma y optimizar la explotación del sistema eléctrico. En general, el dotarse un sistema eléctrico de una herramienta de optimización como es la explotación unificada creo que es bueno.

Intercambio de activos

En 1985 tiene lugar la decisión del intercambio de activos. Había empresas que estaban casi en situación de quiebra, que habían apostado por la energía nuclear cuando el dólar estaba a 60 pesetas y en aquella época no había seguro de cambio y el dólar se fue a 180 pesetas. Había grandes empresas que no tenían para pagar la deuda con todos sus ingresos. La decisión que se diseñó fue que vendieran parte de sus activos y que los vendieran muy caros porque si lo hacían a precios de mercado, probablemente no hubieran salido del hoyo. Uno de los principales compradores de activos, Endesa, exigió que se le pagara la energía muy cara para justificar su


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inversión. Desde el punto de vista de la competitividad de la economía se puso un “parche” importante para la solvencia del sector eléctrico pero probablemente la tarifa subió más de lo que debería haberlo.

Marco Legal Estable y liberalización del sector

Como resultado del intercambio de activos del año 1985 no se solucionan todos los problemas y se llega al Marco Legal Estable. Las eléctricas necesitan subidas de tari-fa para tener unas cuentas razonables y el gobierno no quiere subirlas, los gobiernos nunca quieren subir las tarifas. Al final se llega a una solución que es permitir una contabilidad digamos “imaginativa”, pero bastante racional que adaptó la curva de costes, fundamentalmente las amortizaciones a los ingresos previsibles. La verdad es que el sector eléctrico desde el año 1987 hasta 1997 vivió una de la épocas más tranquilas. El sector se saneó y en 1997 hubo que volver a cambiar el Marco porque las eléctricas estaban ganando demasiado dinero y la tarifa estaba muy alta. El coste medio de generación eran 9,50 pesetas cuando se podían generar con un ciclo com-binado de gas hasta 6 pesetas y por debajo de 6 pesetas un KWh. La liberalización permitió una reducción de los costes eléctricos, se inventó el concepto de coste de transición a la competencia para compensar a las eléctricas la renuncia a la garantía de la recuperación de las inversiones que tenían en el Marco Legal Estable y se pue-de decir que la competitividad de la economía mejoró, aunque probablemente si el mercado funcionase mejor todavía habría mejorado más.

El déficit tarifario

El origen de permitir el déficit tarifario se remonta al año 2000, en el que el precio medio del mercado mayorista eléctrico pasa de 6,13 a 6,87 pesetas, se rompen las barreras establecidas en la liberalización de 1997 y eso provoca una desviación tari-faria de 250 millones de euros. No se quieren subir las tarifas y deciden no realizar el incremento, no equilibrar las cuentas, hasta que se produce el cambio de gobierno y la cifra del déficit acumulado hasta el año 2004 asciende a 1.500 millones de euros. Gana las elecciones el Partido Socialista y siguen con el mismo mecanismo, sólo que ahora tenemos un déficit del orden de 24.000 millones de euros y la responsabili-dad de los últimos gobiernos de 22.500 millones de euros. La competitividad de la economía con este tipo de decisiones políticas es terrible, empeora muchísimo, los consumidores tendremos que pagar más y la industria española tendrá una econo-mía muchísimo más cara por culpa de los costes financieros.

Desde el punto de vista de la dependencia energética y la sostenibilidad medioam-biental, el tema también es grave porque los consumidores no reciben las señales de precio adecuadas, por lo que piensan que la energía es barata; encima critican al sector eléctrico porque creen que la tarifa no tiene que subir, ya que ganan mucho dinero y no entienden el concepto de déficit tarifario.


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Cabe remarcar de la revisión retroactiva de las primas a las renovables que tienen un impacto terrible en la economía, que mucho más que ahorrar 700 millones de euros en el caso de la fotovoltaica, estamos lanzando un mensaje a los mercados de que este país no es serio, de que revisamos retroactivamente los compromisos, de que la inseguridad jurídica es total y al final los mercados nos van a cobrar mucho más y nos van a pasar una factura mucho más importante que lo que hemos ahorrado.

Como conclusión, la mayoría de las decisiones de política energética tiene un im-pacto significativo en la economía del país. No siempre se consiguen los objetivos perseguidos porque el diseño de la regulación es complejo y es fácil cometer errores. A pesar de los numerosos cambios regulatorios en la historia reciente, continúa ha-biendo asuntos importantes pendientes de resolución. |•|


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Planificación energética: la experiencia del País VascoTxeTxu sáenz de orMijAnA – enTe vAsCo de lA energíA (eve)

Ente Vasco de Energía

El Ente Vasco de Energía (EVE) es una agencia energética que depende del Go-bierno Vasco, concretamente del Departamento de Industria, Innovación, Comer-cio y Turismo. Fue creada fundamentalmente para ayudar al Gobierno a definir la política energética o las estrategias energéticas a largo plazo dentro de la Comunidad Autónoma Vasca, en el marco de sus competencias. En segundo lugar, su misión es asistir al Gobierno en la promoción de esa estrategia y llevar a cabo distintas acciones para ayudar a desarrollarla.

Los ámbitos fundamentales de actuación sobre los que se mueve son el fomen-to de la eficiencia energética, el impulso del aprovechamiento de los recursos propios, renovables e hidrocarburos, la mejora del suministro energético y la dinamización del desarrollo tecnológico e industrial. Estos son los cometidos fundamentales del EVE como organización. Tiene además una característica que le distingue como organización cuando se le compara a nivel europeo, y es que aparte de ser una agencia institucional promotora, que ayuda, subven-ciona y aconseja, también se implica en proyectos de carácter estratégico, de demostración o innovación, en donde no llega la iniciativa privada o necesita un impulso, siempre en consonancia con los objetivos de política energética. Por eso, al margen de las propias inversiones directas, el EVE ha constituido una serie de sociedades con diferentes agentes y organismos, que le ayudan a desarrollar la estrategia energética vasca. Participa en pequeñas sociedades, como cogeneraciones y en renovables. También dispone de participaciones en proyectos estratégicos de gas y de electricidad. Y la actividad en hidrocarburos se desarrolla a través de otra compañía que es muy activa en la exploración de la Cuenca Vasco-Cantábrica. Se invierte en proyectos estratégicos e innovadores, y se desinvierte cuando los proyectos son maduros y no requieren de la pre-sencia institucional, para invertir en nuevas actividades, fruto de las decisiones estratégicas realizadas en cada momento.


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La situación energética en el País Vasco

En relación a la planificación, si nos remontamos a sus inicios partimos de finales de los años 70. Todavía no estaba constituido el Gobierno Vasco, existía el Conse-jo General Vasco, cuando se tomó la decisión de hacer un estudio en profundidad de diagnóstico de la situación energética vasca, tras haber pasado las importantes crisis energéticas del 73 y 78. El País Vasco, con un gran peso industrial en sec-tores como el siderúrgico, papel, cemento, vidrio, químico, y otros intensivos, sufrió con ellas un impacto terrible. En esos primeros años, a nivel estatal la Ley de Conservación de Energía de 1980 fue pionera y una referencia por la gran cantidad de estudios que profundizaban en el tipo de medidas energéticas que podían implantarse en los diferentes sectores de actividad. En 1981, en el País Vasco con la situación de tremendo choque energético por las crisis, al no tener recursos autóctonos para aprovechar y viendo la ineficiencia energética de los sectores consumidores industriales, se decidió apostar por una política energética propia. En la primera etapa, que va del año 1982 al año 1990, la estrategia fue ahorro energético y diversificación del consumo, entonces centrado en petróleo y carbón, y en iniciar un reconocimiento de los potenciales recursos energéticos lo-cales. En esa década se avanzó mucho en ahorro y se empezó con la cogeneración de forma importante, aprovechando además el profundo proceso de reconversión industrial. Como estrategia de diversificación se pensó en el gas natural al existir el yacimiento Gaviota en la costa vasca, y ante la respuesta negativa a nivel estatal de gasificar el territorio se decidió crear una sociedad para desarrollar el sector. Su papel iba a ser acometer toda la infraestructura de gasoductos de transporte y redes de distribución. En el tema de renovables además de la recuperación de los pequeños saltos minihidráulicos, se potenció de forma decidida el aprovecha-miento de los residuos de la madera. En energía eólica, se investigaba además con dos tipos de aerogeneradores (con hélices horizontales y con palas verticales) su uso, el comportamiento de la tecnología, y los potenciales existentes. Se de-sarrollaron también iniciativas de aprovechamientos de recursos forestales y de tecnologías innovadoras en residuos sólidos urbanos.

En la segunda etapa, a partir de 1991, además de seguir impulsando la eficien-cia energética, se acometió la reconversión a gas natural del sector doméstico-comercial. Además, se pusieron en marcha las primeras plantas de recuperación de biogás de vertedero para generación eléctrica, y se empezaron a diseñar los planes de ordenación y valorización energética de residuos sólidos urbanos. En el año 1995 comenzó el diseño del Primer Plan Territorial de Energía Eó-lica, que finalizó en el 2000. Y también se planteó el esquema de renovación de futuro de las infraestructuras estratégicas de suministro energético en el País Vasco. Desde los inicios, el consumo de gas natural crecía en participación a un ritmo del 1% anual, sustituyendo derivados del petróleo. En generación eléctrica, desde principios de los 90 se apostó por los ciclos combinados de gas


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natural en el País Vasco. En este contexto, en base a criterios de seguridad del suministro, para apostar por un crecimiento importante del gas natural eran necesarias otras fuentes de entrada, además de la existente, desde la planta de regasificación de Barcelona. Y se decidió potenciar dos nuevos ejes: la conexión vía Francia y una entrada independiente al sistema mediante una planta de re-gasificación en el Puerto de Bilbao. El diseño de esta planta fue fruto no sólo de una apuesta específica por el gas, sino también de una visión combinada con la mejora del sistema de suministro eléctrico. Hay que recordar que el primer estudio de abastecimiento alternativo de gas natural al País Vasco se realizó en 1990, debido a la existencia de interrupciones del suministro en invierno al sector industrial. En ese año ya se sabía que una de las alternativas era la cons-trucción de un terminal de importación de gas natural licuado con una planta de regasificación. Durante la década del 2000 se pusieron en marcha los principa-les proyectos estratégicos previstos de infraestructuras de generación eléctrica y de suministro de gas natural.

La política energética vasca es parte importantísima de la política industrial y de la competitividad económica. Esta década estará orientada por una nueva estra-tegia energética vasca 2011-2020. En este sentido, el papel del EVE es asesorar al Gobierno Vasco sobre las distintas alternativas estratégicas de actuación en

|Figura 1| Estructura de las áreas y líneas contempladas en la estrategia energética de Euskadi 2011-2020 (3E2020)


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materia de política energética a largo plazo. En cuanto al enfoque de esta nueva planificación está centrada en los sectores consumidores, mejora del suministro y desarrollo tecnológico-industrial.

Hay que conocer muy bien los sectores consumidores, qué, cómo y dónde con-sumen, y en qué pueden mejorar sus consumos energéticos. Este es un aspecto clave y muy importante para planifi car adecuadamente. En el caso del País Vasco, desde el año 81 se analizan todos los sectores industriales, los distintos procesos productivos, su equipamiento, las características y los niveles de efi ciencia. Esto permite identifi car potenciales adicionales de mejora energética aplicando nue-vas tecnologías, así como evaluar a lo largo del tiempo el impacto de las medidas de efi ciencia energética que se van incorporando, con el principal objetivo de mejorar la competitividad, sobre todo del sector industrial. Por lo tanto, es fun-damental conocer en profundidad las necesidades de las empresas para poder orientar actuaciones.

Además de lo anterior hay que tener unas herramientas integradas. Durante mu-cho tiempo se han hecho planes, estrategias de ahorro, de renovables, de planifi -cación de infraestructuras, y muchas veces no se han llevado a cabo de forma inte-grada. No se pueden tener unos objetivos de renovables si no se ha pensado antes en la efi ciencia, y esto también condiciona las infraestructuras necesarias. En el País Vasco existen modelos específi cos de caracterización del consumo energético en cada sector, lo que permite la evaluación del impacto de las distintas medidas

|Figura 2| Potenciales técnicos de ahorro energético en sectores industriales de grandes consumidores vascos

Fuente: Elaboración propia. EVE


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energéticas. En ellos también se integran modelos de impacto medioambiental y de impacto socio-económico. Todo ello ayuda a tomar las decisiones que se con-sideran más adecuadas a nivel político, una vez presentadas las alternativas y sus repercusiones.

Algunos de los resultados de la política energética vasca

En el País Vasco se llevan 30 años desarrollando políticas de ahorro energético. Una política de ahorro energético no es una política para el corto plazo sino a largo plazo, que pasa por momentos de diferente intensidad en las actuaciones. La política de eficiencia energética sigue siendo importante y todavía existen potenciales de ahorro para mejorar. En 30 años de actuaciones, el conjunto de programas de ahorro conta-bilizados ha supuesto un 32% de la demanda energética anual.

|Figura 3| Evolución de la estructura de la demanda energética vasca

Fuente: EVE

Carbón y derivados

Petróleo y derivados

Gas natural

E. Derivadas

E. Renovables

E. Eléctrica (importaciones)

24%

11% 2% 1% 0%

62%

1982

50% 21%

8%

16%

4%1%

2000

39%

3%9% 7%

42%

0,3%

2010


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Otro de los objetivos ha sido siempre disminuir la dependencia del petróleo. El gas natural ha ido ganando progresivamente terreno al petróleo y al carbón, cuya parti-cipación conjunta se ha reducido a la mitad en tres décadas, hasta suponer actual-mente el 42% de la demanda vasca. El objetivo institucional es reducir al mínimo el consumo de petróleo para usos energéticos en los próximos 40 años. Por ello, el gas natural y la electricidad seguirán siendo en el futuro dos energías importantes.

También hay que destacar el papel de la cogeneración. En el País Vasco hay 535 MW instalados de este tipo de tecnología. Es una apuesta que hay que seguir apo-yando, pero con nuevos esquemas de cogeneración, con instalaciones que tienen que ser más eficientes que las actuales, porque el sistema eléctrico y las tecnologías de generación térmica son cada vez más eficientes. Es decir, no sirven los sistemas tradicionales, hay que implantar cogeneración de alta eficiencia, tanto en nuevas instalaciones, como en los procesos de renovación de las cogeneraciones existentes. El suministro eléctrico actual con la entrada de 2.000 MW de ciclos combinados en esta década supone ya el 36%; las renovables y la cogeneración tienen un gran papel con el 18%, siendo las importaciones eléctricas el 43%.

Es preciso no olvidarse de los consumidores, porque son la base del futuro, al ser los que van a implantar medidas de ahorro, los que van a consumir renovables, y a los que hay que asegurar un suministro energético con calidad y a precios com-petitivos. En el área de las renovables hay que recordar que no solo son para ge-neración eléctrica. Hay renovables para usos térmicos, como la biomasa, la solar térmica y el geointercambio de baja temperatura, que tienen un gran potencial, pero sigue siendo necesario desarrollar estos mercados, potenciando la actividad empresarial y los servicios asociados. Por otro lado, la presión creciente sobre los precios energéticos va a hacer que estos se puedan incrementar de forma impor-tante en el futuro, por lo hay que diseñar estrategias de reducción del impacto en nuestros sectores productivos, o de lo contrario existirán problemas importantes de deslocalización. En el plano del ahorro, todavía existen importantes poten-ciales de mejora, aunque es verdad que las medidas energéticas adicionales son cada vez más costosas.

Y en toda esta visión, está también el desarrollo tecnológico. El vector eléctrico va a reforzar a futuro su papel, y todas las tecnologías que se muevan alrededor de él van a ser prioritarias. Existe un gran nicho de actuación en relación a todas las acti-vidades relacionadas, como nueva generación, redes inteligentes en distribución, y actuaciones desde el lado de la demanda. Este gran potencial del sector eléctrico en todos los ámbitos puede generar actividad económica y nuevos empleos.

Finalmente, hay que destacar el papel de las Comunidades Autónomas en la implan-tación de medidas energéticas en los sectores consumidores. Una de las razones de la positiva valoración de las medidas de ahorro energético y renovables desarrolladas


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en los últimos años se debe a la proximidad, accesibilidad y gestión cercana que las CC.AA. tienen hacia los consumidores. Por ello, estas deben seguir teniendo un papel muy activo junto con otros agentes en lo que respecta al desarrollo de la estra-tegia energética de futuro a nivel estatal. Además Europa lo está considerando así, utilizando cada vez más a las regiones como elemento de acción en materia energé-tica de cara a los ciudadanos. |•|


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1. El papel de la energía nuclear en el sistema eléctricoAutor: Isabel Gómez BernalEmpresa: IberdrolaCargo: Presidenta WiN (Women in Nuclear) España

2. Planificación energética sostenible: generación eléctrica con gasAutor: Jesús Sanjuan BertetEmpresa: Gas Natural-FenosaCargo: Director de Ciclos Combinados

3. Generación eléctrica con carbón: eficiencia y emisionesAutor: Jorge Martínez JubiteroEmpresa: EndesaCargo: Director Técnico de SDG Ingeniería e I+D

4. El papel presente y futuro de la energía hidroeléctricaAutor: Rodolfo Martínez CampilloEmpresa: IberdrolaCargo: Dirección de Gestión de Energía

CApíTulo iii Energía gestionable



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Introducción Las primeras centrales nucleares en España se empezaron a construir en los años 60. Empezó Zorita, que ya está en proceso de desmantelamiento, y luego Garoña. A partir de ahí se creó un plan de construcción de centrales nucleares en España, plan que posteriormente quedó parado en parte debido a la moratoria nuclear que se instauró en España a principios de los 80. Debido a esa moratoria, el parque de cen-trales nucleares se quedó compuesto por 9 reactores, más de 7.000 MW de potencia instalados. En las gráficas de la |Figura 1| se pueden ver tanto la potencia neta como la producción neta en 2009 de España y su comparación con otros países de Europa. En comparación con el resto tenemos poca potencia instalada y proporcionamos una cantidad de energía bastante mayor.

Debido tanto a las características que tiene esta energía como a la situación que tiene en España, es una energía ideal para funcionar como energía de base. Es un hecho que la energía nuclear ahora mismo en España actúa como energía de base, funciona prácticamente casi todas las horas del año, quitando las paradas para recar-ga que tenga cada central. Tiene una serie de factores de carga, operación y disponi-bilidad que son mayores del 80% en todos los casos.

En las centrales nucleares las subidas y las bajadas de potencia no son tan sencillas como en otros tipos de energía ya que hay que subir y bajar con una determinada velocidad para proteger el combustible. Adicionalmente, la estructura de costes de una central nuclear hace que también sea ideal para funcionar en base, ya que tiene unos costes fijos bastante elevados (el coste de inversión es elevado, tiene bastante personal…) pero en cambio, sus costes variables son bastante reducidos.

El papel de la energía nuclear en el sistema eléctricoisABel góMez BernAl – iBerdrolA


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AvAnces de IngenIeríA | energía gestionable

|Figura 1| Potencia neta instalada y producción neta en 2009



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Gestión de las centrales nucleares Queremos que una central nuclear funcione la mayor cantidad de tiempo posible durante el año y que sus paradas para recarga sean de la duración mínima impres-cindible. Esto se consigue mediante un sistema de gestión que asegure ambas cosas, pero teniendo en cuenta otro factor muy importante: la seguridad. Debido también a las características técnicas de las centrales, en el combustible tenemos uranio que se fisiona y elabora productos de fisión que son radiactivos; además, tenemos que tener unos parámetros de seguridad y gestionar la central de acuerdo a ellos. Las centrales nucleares tienen un sistema de gestión que es revisado por el Consejo de Seguridad Nuclear, es más, la organización de las centrales nucleares es aprobada por dicho organismo regulador, y adicionalmente a esto, el personal de las centrales realiza autoevaluaciones propias y además es examinado tanto por otros colegas de otras centrales a través del WANO (World Association Nuclear Operators) como por inspecciones del Consejo de Seguridad Nuclear y de otros organismos internaciona-les relacionados con la seguridad. Una vez que nos aseguramos de que funcionamos de una manera fiable, tenemos que conseguir ofrecer alta disponibilidad. Para eso tenemos una serie de programas que nos permiten asegurar que las centrales fun-cionan consiguiendo altos valores de disponibilidad.

En primer lugar tenemos un programa de gestión de activos, que consiste en cuidar y mantener las principales estructuras, sistemas y componentes de la central. Un ejemplo de las modernizaciones de las centrales nucleares en cuanto a sus equipos principales es el nuevo condensador de titanio de la central de Almaraz y el reem-plazo del sistema de refrigeración de sistemas esenciales de la central de Vandellós. Por otro lado, tenemos programas de actualización tecnológica que consisten en dos partes básicas: la sustitución de sistemas analógicos por sistemas digitales que son más precisos y proporcionan mayor fiabilidad y también la utilización de combusti-bles avanzados que permiten una mayor respuesta del combustible ante situaciones prolongadas de operación, como el paso de los ciclos de operación de 18 meses a dos años.

Asimismo, tenemos otros planes que consisten en la adaptación a los nuevos requisi-tos de seguridad. Por lo general, cuando una central nuclear presenta los planes de renovación de su autorización de explotación, el Consejo de Seguridad Nuclear la evalúa y da su visto bueno, pero generalmente condicionado a una serie de renova-ciones y de proyectos que tienen que realizar para garantizar que la central opera en condiciones seguras. Ejemplos de ello son el panel de parada remota que tiene que instalar Almaraz o la nueva normativa de PCI sísmico que tiene que hacer la misma central.

Por otro lado, fiabilidad humana. En una central nuclear es muy importante el fac-tor humano. Tanto los operadores como el resto de personal tienen que tener una


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formación suficiente para poder operar de una forma segura y fiable. Tenemos una serie de planes relacionados con ello, como una aproximación sistemática a la formación, tam-bién planes relacionados con la prevención de riesgos laborales y la reducción de dosis, que es muy importante en una central nuclear. Una forma de aprendizaje es la experien-cia de otras centrales, que aplicamos a nuestras centrales para no cometer sus mismos errores y planes de formación de contratistas que trabajan en la central.

También realizamos inversiones en nuevas infraestructuras para la central o en re-novación de ellas, como por ejemplo el repintado de las torres de refrigeración, y también se presta mucha atención, sobre todo después del 11S, a un refuerzo en la seguridad física y también a conseguir una mayor protección frente a incendios, contando con brigadas profesionales de bomberos.

Otro plan, relacionado con la gestión de residuos radiactivos y medioambiente, im-plica el aumento de la capacidad de piscinas de combustible gastado, el almacena-miento en seco de este combustible, que es otra opción frente a las piscinas, pla-nes de descontaminación para conseguir que residuos inicialmente radiactivos se puedan clasificar como chatarras normales y también planos de minimización del impacto ambiental.

Por último, comunicación, un tema con el que el sector nuclear tiene siempre pro-blemas. Tenemos planes de comunicación interna para que todos los trabajadores sean conscientes de la política de seguridad y que la cultura de seguridad se extienda a todos los niveles y planes de comunicación externa, a través de por ejemplo páginas web y centros de información e iniciativas de otro tipo.

Resultados de su explotación Todo lo anterior corresponde a cómo gestionamos las centrales. Los resultados que obtenemos a partir de ello son los siguientes: generación de energía constan-te para conseguir una buena energía de base con unos factores de disponibilidad y de carga bastante altos. En las dos primeras gráficas de la |Figura 2| se pueden ver los resultados en cuanto a generación de energía de los últimos años para las centrales nucleares españolas y también de los factores de carga, operación y disponibilidad.

Adicionalmente, mejora de la disponibilidad como se puede ver en la gráfica de los disparos por 7.000 horas en la |Figura 2| y mejora en buenas prácticas con una dismi-nución de la dosis colectiva en los últimos años.

En cuanto a los resultados en seguridad, el Consejo de Seguridad Nuclear tiene un sistema de calificación, el Sistema Integrado de Supervisión de Centrales, en el


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que a través de una serie de indicadores y de inspecciones vigila que las centrales tengan adecuados niveles de seguridad. Se evalúan en todas las centrales españolas los indicadores supervisados por este organismo regulador y se sitúan en color verde para las centrales españolas. Cuando alguno deja de tener este color emprende las acciones inmediatas para resolver la situación que ha provocado que el indicador haya dejado de estar verde.

El futuro de la energía nuclear A corto plazo en las centrales nucleares españolas lo que se contempla es la amplia-ción de su vida útil (|Figura 3|). Ahora mismo, en la regulación española no existe ninguna limitación de la vida útil de las centrales, con lo cual éstas pueden ampliarla siempre y cuando el Consejo de Seguridad Nuclear dé el visto bueno. Es una situa-ción que en Estados Unidos ya se está planteando, porque ya hay muchas centrales que están llegando a sus 40 años de vida y han obtenido la autorización para operar 20 años más.

|Figura 2| Resultados

Fuente: Elaboración propia. UNESA


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En el medio y largo plazo se pueden ver nuevas generaciones de reactores. En el medio plazo tenemos la generación III, constituida por reactores que se están cons-truyendo en países como Finlandia y Francia. El plan es construir centrales nuclea-res en países en los que la situación política y energética lo permita. El primero de Generación III y luego con visión a largo plazo, reactores de Generación IV que ahora mismo están en fase de I+D y que suponen una diferencia de concepto frente a los reactores ordinarios, ya que no sólo pretenden generar energía sino que tiene asociadas otras características como la generación de hidrógeno o la minimización de los residuos radiactivos.

Como conclusión, por las características intrínsecas que tiene este tipo de energía, es adecuada para funcionar en base. Para asegurar unos niveles continuos de su-ministro eléctrico, los operadores de las centrales han de asegurar su fi abilidad y disponibilidad, siempre teniendo en cuenta que la gestión de estas centrales se tiene que hacer de una manera segura porque la seguridad en estos casos es prioritaria. |•|

|Figura 3| Corto plazo

Fuente: Elaboración propia. Iberdrola


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Planificación energética sostenible: generación eléctrica con gasjesús sAnjuAn BerTeT – gAs nATurAl-FenosA

Introducción

La demanda eléctrica cayó en 2009, en 2010 se empezó a recuperar ligeramente, no se sabe qué pasará en 2011, pero lo cierto es que tenemos una reducción en los crecimientos de la demanda eléctrica respecto a lo que estábamos acostumbrados en un escenario con un exceso de capacidad instalada.

España es un sistema de 100.000 MW que tiene una punta de 45.000 MW. Tene-mos una gran presencia de energías renovables no gestionables, fundamentalmente eólica, a esta situación se une el impacto regulatorio del carbón autóctono y ade-más, la capacidad de interconexión internacional de la Península es muy limitada. Todos estos factores junto con la gran variabilidad de la demanda a lo largo del día condicionan de manera relevante la operación de las unidades de ciclo combinado que entraron en funcionamiento en España en el año 2002 (las últimas entraron en operación a finales del año 2010, comienzos de 2011). Ahora mismo hay en la Pe-nínsula más de 25.000 MW de ciclos combinados que han representado un esfuerzo inversor por las compañías eléctricas muy importante, alrededor de 15.000 millones de euros. Ahora mismo están operando de una manera muy distinta a la que se consideró cuando se tomaron las decisiones de inversión, lo que afecta de manera relevante a su rentabilidad.

En la |Figura 1| se puede ver el comportamiento de la demanda y la variación de la producción de electricidad hasta 2010, con instalaciones de régimen ordinario y de régimen especial. La producción de electricidad en las primeras está bajando con-tinuamente.

Si a lo anterior añadimos que la cobertura de la demanda con electricidad de origen de régimen especial cada vez es mayor, se tiene un gran impacto sobre la generación con ciclos combinados tal y como se ve en la |Figura 2|.


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|Figura 1| Variación de la demanda y generación de electricidad

Fuente: Elaboración propia. Gas Natural

|Figura 2| Utilización media de los ciclos combinados en los últimos tres años



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Rentabilidad de los ciclos combinados Cuando se tomaron las decisiones de inversión en centrales de ciclo combinado se tenían escenarios de 5.000 horas equivalentes de primera carga, mientras que ahora se está funcionando en escenarios de 2.500 horas equivalentes de primera carga y a unos precios de la electricidad sensiblemente inferiores a los conside-rados. Esto hace que la rentabilidad del esfuerzo inversor que se desarrolló esté en cuestión.

Alguien podría pensar que los ciclos combinados no son necesarios, nosotros no lo vemos así porque entendemos que los ciclos combinados son la tecnología más adecuada, junto con la hidráulica, para cubrir las variaciones que en períodos muy cortos de tiempo tienen las energías no gestionables y particularmente el viento. Si queremos tener un sistema en el que ahora mismo tenemos 20.000 MW eó-licos pero podemos llegar a 35.000 MW, o hay una tecnología que sea capaz de dar cobertura a las variaciones de esa producción o el sistema no sería sostenible. Si ahora mismo ya supone un reto importante para Red Eléctrica, cuanto mayor sea la aportación de la energía no gestionable, más complejo va a ser gestionar el sistema, no se ve sencillo hacer una gestión de la demanda que la equilibre a lo largo del día. Por lo tanto, los ciclos combinados van a tener un papel seguramen-te distinto al que se había pensado inicialmente pero necesario en este entorno de funcionamiento.

Son instalaciones flexibles, que son capaces de arrancar y de tomar carga muy deprisa, aunque la mayor parte de las instalaciones que tenemos ahora en España fueron diseñadas para funcionar en carga base y hay que adoptar retos técnicos para adecuarlas a este nuevo modo de funcionamiento. Los costes de inversión son acotados y su disponibilidad es elevada, además es una tecnología muy ma-dura con indisponibilidades programadas en torno al 3% y fortuitas muy bajas (pueden estar por debajo del 1%). Lo anterior, unido a su alta eficiencia térmica, hace que sea la tecnología ideal para asegurar la sostenibilidad de un sistema eléc-trico que ha hecho una apuesta tan fuerte por la energía no gestionable. Como ejemplo, si tomamos un día del mes de noviembre de 2010, con datos de REE, se tenían en un momento dado más de 13.000 MW de eólica y unas horas después se tenían menos de 7.000 MW. Esto afecta a la estructura de cobertura de la de-manda en ese mismo día, en el que en un momento dado de madrugada en la hora valle había menos de 2.000 MW de ciclos combinados y unas horas después, en la punta de la tarde había 10.000 MW; entraron más de 20 unidades de 400 MW en unas pocas horas para cubrir ese comportamiento del viento y de la demanda. Si esto eran las 9 de la noche, apenas cinco horas después se tenía menos de 5.000 MW de ciclos combinados. Por tanto, es una tecnología que es capaz de absorber o de compensar estas enormes variaciones tanto en nuestra demanda por su es-tructura, como por la aportación de las energías no gestionables.


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En el año 2008 prácticamente el 80% de la producción que casaban los ciclos com-binados era en el mercado diario y un porcentaje muy pequeño en restricciones y servicios de ajuste, tal y como se puede ver en la |Figura 3|.

Esta situación ha ido variando en el tiempo y a cierre de 2010 sólo la mitad de la energía se pudo casar en mercados diarios, la otra mitad hubo que casarla en merca-dos intradiarios y de ajuste, mercados de alto precio pero en los que los volúmenes de energía son muy inferiores.

En la |Figura 4| se puede ver un ejemplo de funcionamiento de una unidad de ciclo combinado en Palos de la Frontera (Huelva) en marzo de 2008, con funcio-namiento continuo bajando carga por las noches, también en marzo de 2010. La parte de debajo de las gráfi cas es cero, está central prácticamente arrancó y paró todos los días del mes. Son instalaciones que no están diseñadas para este modo de operación.

En la |Figura 5| se ve un ejemplo del 22 de noviembre de 2010 sobre cómo pudo colocar la central de San Roque su producción ese día, en apenas seis horas. La cen-tral de San Roque estaba parada, ve el día siguiente seis horas con margen positivo, tiene que incorporar el coste de ese arranque, ser muy fi able para llegar puntual a ese momento, estar esas seis horas y transcurrido ese tiempo, salirse.

Este es el tipo de cosas que le están pasando al ciclo combinado, que además está prestando un servicio importante al sistema, pero que impone retos técnicos y eco-nómicos a estos proyectos.

|Figura 3| Reparto de la energía casada por las centrales de ciclo combinado entre los diferentes mercados (%)



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|Figura 4| Régimen de funcionamiento de los ciclos combinados


|Figura 5| Ejemplo de despacho diario de un ciclo combinado



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Como conclusión, los ciclos combinados permiten gestionar la intermitencia e im-previsibilidad de las energías renovables, que cada vez tienen un mayor peso en el mix energético nacional. España desde el punto de vista de los aprovisionamientos de gas tiene muchas alternativas para recibir gas tanto por tubo como por plantas de regasificación, en ese sentido, tener variedad en los orígenes del gas aporta una fiabilidad a esos suministros. El régimen de explotación de estas unidades se ha modificado con utilizaciones muy reducidas y operación cíclica que impone retos técnicos y de fiabilidad que hay que afrontar. Tanto el consumo de vida de esos activos como sus costes de explotación y la propia recuperación de la inversión se ven alterados. En este sentido, el sistema debería reconocer este nuevo modelo de operación y diseñar los modelos adecuados para retribuir el servicio prestado por las centrales de ciclo combinado y su aportación a la estabilidad del sistema. Si se basa la recuperación en altos niveles de utilización, creo que nunca se van a volver a tener para este tipo de instalaciones. |•|


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Generación eléctrica con carbón: eficiencia y emisionesjorge MArTínez juBiTero – endesA

Introducción

Los tres drivers o focos que hay que considerar para la generación eléctrica son:

• La seguridad de suministro. • La competitividad.• La minimización del impacto medioambiental y cambio climático.

Este último es el que se va a tratar en este capítulo, tanto en referencia a la eficiencia energética como a la inversión en nuevas tecnologías e I+D.

A nivel europeo y sobre todo a nivel español hay una gran dependencia energética. Esto nos lleva a entender desde el punto de vista de la generación eléctrica que tenemos que considerar un mix de generación equilibrado en el que puedan te-ner cabida todas las tecnologías, lo que implica una diversificación de fuentes y de emplazamientos. Los objetivos son la consolidación de las energías renovables, la mejora de la eficiencia energética, la sostenibilidad medioambiental, el desarrollo de energía nuclear de tercera generación y la captura y almacenamiento de CO2 para combustibles fósiles que se aplicará tanto al carbón como al gas natural.

Dentro de los combustibles fósiles, y en concreto del carbón, se consideran las re-servas, el coste, los precios… Hay un mercado para proveerse de fuentes de carbón competitivo y hasta ahora había un respaldo a nivel genérico de la Unión Europea para ir extendiendo el uso del carbón.

En la gráfica de la |Figura 1| se puede ver dentro del régimen ordinario cómo en los últi-mos lustros se ha ido acomodando la generación en España por diferentes tecnologías. Se puede ver dónde estamos en este momento en el carbón y dónde seguimos compi-tiendo en los diferentes mercados. Seguimos considerando que el mix de generación que tenemos ahora es el que debería seguir manteniendo este país en el futuro.


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Es un reto no sólo para las empresas eléctricas sino para el país determinar, por lo menos a nivel de energía eléctrica, la estrategia que podemos considerar a nivel de carbón y esto tiene que ver con los emplazamientos. En la |Figura 2| se puede ver como a partir de 2020 sólo nos queda una central de carbón que es Almería II, que tenga menos de 30 años de antigüedad. Todas las demás tendrán hasta 60 años de antigüedad. Esto es un reto como país, no sólo como empresa eléctrica si queremos garantizar una estabilidad de precios y una garantía de suministro. Además, es una decisión global.

Impacto medioambiental y cambio climático

Los objetivos de la Unión Europea son la reducción de emisiones para 2020 como fecha crítica y desde el punto de vista normativo, el requisito de que a partir de 2020 las nuevas plantas de generación con combustibles fósiles de-ben tener el CCS (sistemas de captura y almacenamiento de carbono) o bien implantado o bien en estudio, demostrándose su viabilidad. Todo a través del plan de las plantas de demostración que a partir de 2015 tendría que estar en servicio.

En la |Figura 3| se puede ver la evolución del tema normativo de emisiones. Primero a través de las directivas europeas y las transposiciones al Estado español.

|Figura 1| Producción por tecnologías de régimen ordinario (GWh acumulado)

Fuente: Elaboración propia. Endesa


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En la gráfi ca de la |Figura 4| observamos la secuencia de las emisiones en el caso es-pañol y la aportación de Endesa. Se puede ver cómo se han reducido desde el año 1975 con la última directiva, que es la que ya está aprobada y está en proceso de transposición y que a partir de 2016 va a ser de obligado cumplimiento.

En Endesa toda esa secuencia de cumplimiento de directivas para reducción de emisiones ha tenido un coste y a pesar de todo seguimos compitiendo con esta tec-nología dentro del mercado diario.

|Figura 2| Antigüedad del parque de generación peninsular con carbón en el año 2020


|Figura 3| Evolución legislativa de las emisiones



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En cuanto a CO2 venimos de los Planes Nacionales de Asignación 2005-2007, esta-mos terminando el 2008-2012 y ya nos estamos enfrentando al 2013, en el que van a desaparecer las asignaciones gratuitas de emisiones para la generación eléctrica y habrá que recurrir a subastas, por ejemplo, para poder generar electricidad con combustibles sólidos.

En relación al equipamiento de reducción de emisiones, lo que se ha terminado ahora es la reducción de NOx mediante quemadores o mediante instalaciones de SCR (reducción catalítica), en el tema de partículas se emplean fi ltros más efi cientes y sobre todo fi ltros de mangas y las desulfuraciones de gases que en la mayoría de centrales españolas ya están en operación.

En cuanto a los retos de la efi ciencia, hoy tenemos plantas en Europa y en el mundo con parámetros del ciclo agua-vapor supercríticos, que están funcionando en las últimas décadas con rendimientos del 46%. Este rendimiento está asociado al tema de aumentar la temperatura y al desarrollo de materiales. Estamos ahora en valores 600-620ºC y el reto, aunque hay instalaciones ya en operación y hay que validar el desarrollo de materiales, es llegar a los 700-720ºC, con lo cual se incrementaría el rendimiento neto de estas plantas al 50%. También es válido para los ciclos com-binados de gas y otras aplicaciones industriales. Visto lo mismo desde el punto de vista del ciclo térmico, en cuanto a presión y temperatura de vapor sobrecalentado, todas las centrales en España excepto una central en el norte, son subcríticas y las centrales construidas recientemente tienen valores de 270, 580, 600 ó 620ºC, para llegar a los 700-720ºC comentados antes con el 50% de rendimiento. Lo mismo visto desde un punto de vista más práctico tanto para centrales de carbón como de ciclo

|Figura 4| Evolución de las emisiones y la aportación de Endesa



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combinado, como turbinas en ciclo abierto o como motores diesel, en las centrales de carbón de los años 80 estábamos en 35%, los ciclos combinados han ido evolucio-nando y desde que han entrado en operación estamos en valores cercanos al 60%.

Si nos referimos a la captura, transporte y almacenamiento de CO2, es un reto, no ya a nivel de empresa sino de España y de la Unión Europea e incluso más allá. ¿Dónde encajaría el CAC o CCS según lo queramos llamar? En la mayoría de los estudios lo que se está considerando es que a partir de 2015 haya ya plantas de demostración, si se ve viable y seguro a nivel de costes, a partir de 2020 tendría un implantación. La ventaja de estas nuevas tecnologías sería su aplicación cuasi inmediata y por lo tanto rápida. Por supuesto, todo esto tiene que ir asociado al tema de efi ciencia energética y de energías renovables. El objetivo es la captura del CO2 y su transporte y alma-cenamiento en un lugar seguro. Su aplicación no es sólo al carbón y a las centrales térmicas, sino a todo el parque de generación con combustibles fósiles y también a la industria. De hecho, en los proyectos que se están fi nanciando en la Unión Europea se ve un interés cada vez más notorio en aplicaciones industriales con la captura y transporte de CO2.

En la |Figura 5| se puede ver un resumen de las tecnologías de captura de CO2 que se agrupan fundamentalmente en tecnologías de post, pre y oxy-combustión. En las pri-meras se añade una etapa adicional posterior a las desulfuraciones de las centrales; la

|Figura 5| Tecnologías de captura de CO2



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pre-combustión está muy ligada a las instalaciones de IGCC, de las cuales tenemos en España la de Elcogás en Puertollano y sería un desarrollo asociado a la nueva industria y a las nuevas tecnologías de hidrógeno; y la oxy-combustión que básicamente considera utilizar el oxígeno en vez del aire como comburente, es decir, quitar el nitrógeno como comburente.

En la |Figura 6| se puede ver, si todo esto se cumple, en qué niveles de costes estaría-mos. Las zonas difusas de la izquierda corresponden a dónde estarían las plantas de demostración, en torno a los 50 ó 60 euros por tonelada capturada, transportada y almacenada y dónde se quedarían o se deberían quedar a partir de 2020, en el orden de 25 euros por tonelada, que según los estudios debería ser el valor de mercado de los derechos de emisión en su momento.

Actualmente se está buscando trabajar con el que conocemos como CO2 supercríti-co, cuyas temperaturas y presiones, desde el punto de vista de la industria no supo-nen ningún reto pero sí desde el punto de vista de materiales, que es el que se está desarrollando. Con este CO2 supercrítico se tienen unas condiciones de densidad como si fuese un líquido o de viscosidad, como si fuese un gas, y además con una tensión superfi cial muy reducida que permite unas condiciones de almacenamiento estable subterráneo profundo.

|Figura 6| Costes estimados



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En cuanto al programa, las dos fechas más relevantes son 2015 y 2020, ya menciona-das. Después de mucho debate, en Europa se aprobó en 2008 la directiva europea que es de aplicación (2009/31/CE de 23 de abril de 2009) y la transposición que se ha hecho en España y que se ha publicado en primavera de 2011 (Ley 40/2010 de 29 de diciembre de almacenamiento geológico de dióxido de carbono), que considera la viabilidad y los requisitos que hay que considerar para estas tecnologías. Se traslada el requisito de que las nuevas centrales tienen que tener demostrada su viabilidad en cuanto a captura, transporte y almacenamiento de CO2.

Para finalizar, en Endesa estamos en todas las tecnologías no sólo con presencia sino con plantas de demostración. Estamos en Elcogás, donde tenemos una participación mayoritaria, la planta piloto ya está en operación, tenemos también en la Pereda, Compostilla que está en operación y el lecho fluido, que es un proyecto en el que es-tamos estudiando la primera fase, en la que también hay un soporte europeo, el ca-lendario establecido nos permitiría considerar su viabilidad a finales del año 2012. |•|


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El papel presente y futurode la energía hidroeléctrica rodolFo MArTínez CAMpillo – iBerdrolA

Evolución de la energía hidroeléctrica

La energía hidroeléctrica está asociada al comienzo del sector eléctrico. En la tabla de la |Figura 1| se puede observar que en el año 1940 de un total de 1.700 MW insta-lados en la Península, 1.300 MW eran hidroeléctricos y tan solo 300 MW eran térmi-cos, pero la energía hidroeléctrica aportaba una energía de base. Hoy en día estamos en niveles de casi 100.000 MW instalados, de una gran cantidad de tecnologías para puntas del orden de los 40.000 MW.

Históricamente, incluso en España, la energía hidroeléctrica marcó hitos tecnológi-cos muy importantes, como por ejemplo la central de “El Molinar”, que en el año

|Figura 1| Potencia instalada en España



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1909 se instaló sobre la línea más larga de transporte que había en esa época para abastecer a la ciudad de Madrid con energía hidroeléctrica del río Júcar.

En la gráfi ca de la |Figura 2| se puede ver que hemos tenido una década muy impor-tante en cuanto a inversión en tecnologías de generación. Resaltar la aportación de energía eólica instalada en el sistema, estamos ya en los 20.000 MW, los ciclos com-binados y los sustratos anteriores de energías térmicas y nucleares.

Surgía la necesidad de instalar potencia porque las puntas de demanda eran muy importantes aunque esas puntas de demanda en los últimos años se han estancado.

Carácter estacional y horario

Es verdad que la energía hidroeléctrica es una energía intermitente. La aportación natural por lluvia depende de las condiciones atmosféricas, no es fácilmente prede-cible. En la gráfi ca de la |Figura 3| podemos observar en la parte inferior representada diariamente la aportación energética a las centrales hidroeléctricas de Iberdrola en diferentes años partiendo del 2007. Hay momentos en los que hay fuerte aportación hidroeléctrica como por ejemplo en invierno de 2010, en los que se llegó casi a lo 300 GWh en algunos días de aportación, pero también hay períodos secos en los que

|Figura 2| 2001-2011, una década de fuerte inversión en generación eléctrica

Fuente: REE


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la aportación hidroeléctrica es muy baja, puede haber períodos de más de un año en los que la aportación sea pequeña.

No obstante, la energía hidroeléctrica tiene de forma casi natural la posibilidad de embalsar esas aportaciones hidroeléctricas. En la |Figura 3| se pueden ver tam-bién las reservas hidroeléctricas y la energía que está almacenada en los embalses de Iberdrola, que tiene un comportamiento más suave. Gracias a esos embalses podemos compensar el carácter estocástico e intermitente de la energía hidro-eléctrica.

La energía hidroeléctrica no es tan estocástica ni tan intermitente, puede ser más o menos predecible de un día para otro y aporta garantía de suministro. Se pueden garantizar producciones hidroeléctricas en la España peninsular muy importantes aunque sea una energía renovable. No es este el caso de la energía eólica.

Si se observa la producción diaria eólica desde el año 2008 se puede detectar un carácter estacional, en los meses de invierno hay más aportación eólica que en los meses de verano, pero también en los meses de invierno puede haber días en los que es prácticamente cero. Incluso hay días en los cuales, al no tener almacenamiento, puede llegar a valores enormes para lo que es la demanda y el sistema español, 300 GWh que más que un benefi cio casi es un problema de gestión. La energía eólica

|Figura 3| El producible hidroeléctrico es variable, pero existe almacenamiento

Fuente: Iberdrola


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tiene un carácter intermitente y estacional, ya que no son lo mismo los meses de in-vierno que de verano; y también un carácter horario, ya que no son iguales todas las horas del día desde el punto de vista de la esperanza matemática que vamos a tener de aportación eólica.

En la |Figura 4| se puede observar que en febrero de 2010 la media de la producción horaria en cada una de las horas es prácticamente la misma, se podía esperar una producción media en ese mes de 7.000 MW. No obstante, en un mes de verano como julio de 2010 sí que se puede ver que en las horas centrales del día la media de producción fue de 3.000 MW, mientras que en la noche, cuando ya la demanda desaparece, es más probable encontrar mayor aportación eólica.

Tenemos por lo tanto un carácter estacional y un carácter horario que a nivel com-pleto de un período largo como desde enero de 2009 hasta octubre de 2010 tiene este patrón de comportamiento y, por lo tanto, sabemos que la energía en términos estadísticos medios de eólica va a tener esta conducta. Su aportación a la cobertura de la demanda es importante. Observando los últimos 365 días esta energía aporta ya el 17% de la demanda.

El gradiente eólico es cuánto cambia, debido a la intermitencia de la energía eólica, de una hora para la siguiente la aportación eólica que necesariamente tiene que ser compensada, puesto que la demanda lleva su patrón y no puede ser llevado por lo que sople el viento en su momento.

|Figura 4| Potencia eólica media peninsular

Fuente: Elaboración propia. Iberdrola


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Si tomamos un periodo muestral desde el 1 de enero de 2009 hasta el 31 de octubre de 2010, se observan en la |Figura 5| cuáles son los valores medios de gradiente ho-rario, así como los valores máximos y mínimos observados. El 80% de las horas del período el cambio de potencia de una hora a la siguiente estuvo en 400 MW con va-lores máximos y mínimos muy importantes, se llegó a cambiar en 2.200 MW subien-do positivos y cayó otros 2.000 MW negativos. Tenemos una necesidad de reacción rápida porque de una hora a la siguiente la energía eólica puede cambiar bastante.

Cabe esperar que esto sea lineal con la potencia instalada y así es como hemos cal-culado y hecho los análisis, de tal manera que en 2020 cuando tengamos en el siste-ma aproximadamente el doble de potencia eólica instalada observaremos gradientes máximos del orden de 4.000 MW de una hora a la siguiente y valores medios del orden de 600 ó 700 MW de cambio de una hora a la siguiente.

Compensación entre energías

Hay que ver si existe una correlación entre la energía eólica y la demanda. Efectiva-mente existe, hay más aportación eólica en los meses de invierno, en los que también hay más demanda, al menos en el sistema español y hay una suave correlación, pero como tenemos una variabilidad tan grande como hemos observado anteriormente, no podemos aprovechar esta realidad para una planifi cación estacional de los recur-sos de gestionabilidad eléctricos.

|Figura 5| Histograma gradiente eólico

Fuente: Iberdrola


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En la |Figura 6| se puede ver cómo se comportaron en esta labor de sustitución y de compensación de la energía eólica las diferentes tecnologías gestionables. La gráfi ca superior derecha corresponde a la hidroeléctrica, la del medio al carbón y la inferior derecha a los ciclos combinados. Colocándoles de mayor a menor por energía eólica horaria en el mes de julio de 2009 se observa cómo la energía hidroeléctrica hace una labor de compensación, es máxima cuando la eólica es mínima y se observa el mismo comportamiento en el carbón aunque menor y en los ciclos combinados.

Las tecnologías actuales en la Península han sido capaces de compensar la eólica sin necesidad de importación. Se puede observar en la gráfi ca que la suma de eólica más ciclos es una constante, con lo cual se tiene una capacidad muy grande, ya sólo con ciclos, de gestionar este recurso.

Si tomamos como ejemplo un mes de invierno en el que hay más eólica (|Figura 7|), se observa que la energía hidroeléctrica es mayor a menores niveles de eólica y lo mis-mo, aunque en este caso mucho, con los ciclos combinados. Los ciclos combinados desaparecen cuando la eólica sopla mucho. El aporte de energía hidráulica incluye tanto las hidráulicas fl uyentes como las hidráulicas gestionables. Las hidroeléctricas fl uyentes no podrían estar en esta fi gura porque son fl uyentes y no tienen regulación, pero suman en esta fi gura.

|Figura 6| Compensación de las energías gestionables en verano

Fuente: Iberdrola


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¿Cómo se comparan estas tecnologías a la hora de enfrentarse al problema del gra-diente eólico? Pasamos a calcular los coefi cientes de correlación que existen entre las tres tecnologías, de tal manera que se pueda comparar de forma unitaria, es decir, normalizado a la potencia instalada de cada tecnología, ese gradiente con el gradien-te del servicio a prestar que sería la variación en el gradiente eólico.

En el período analizado se observa que al fi nal la correlación es prácticamente la misma entre el ciclo combinado y la hidroeléctrica, del entorno de 0.9, menor en el carbón, como era de esperar, ya que el carbón no puede aportar un servicio de gestionabilidad por gradiente tan importante y con la diferencia entre el ciclo y la hidroeléctrica de que esta última no produce emisiones de CO2. La hidroeléctrica es una energía gestionable y renovable, podemos gracias a esto compensar tecnologías renovables eólicas con tecnologías renovables hidroeléctricas.

Los fabricantes de ciclos combinados se están orientando hacia el mercado de la gestionabilidad. General Electric ofrece una turbina de gas capaz de dar 50 MW por minuto de gradiente, lo que prácticamente duplica lo instalado en el parque de Es-paña en estos momentos y la campaña comercial para vender esta tecnología añade que les permite un mayor uso de las fuentes de energía eólica, solar y gas natural en la red eléctrica. Por lo tanto, desde el punto de vista de adecuación tecnológica los fabricantes están perfectamente concienciados.

|Figura 7| Compensación de las energías gestionables en invierno

Fuente: Iberdrola.


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Como conclusiones, las tecnologías renovables intermitentes necesitan una capaci-dad de respaldo que pueda sustituirla cuando esa energía renovable no aparezca en el sistema. Los ciclos combinados y la hidroeléctrica funcionan perfectamente bien para este servicio y además, tenemos la suerte de que el sistema español tenía un sustrato hidroeléctrico muy importante, más los 25.000 MW de ciclo combinado y gracias a ello, podemos instalar energías renovables en la Península Ibérica de una forma perfecta. Sabemos que otros sistemas de almacenamiento son muy caros y menos fiables, debemos ubicar las energías renovables allí donde haya tanto condi-ciones como energías de respaldo, no en sitios donde además haya que pensar que hay que construir energías de respaldo. |•|


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1. IntroducciónAutor: José María Marcos FanoInstitución: UNESACargo: Jefe de División de Energía Hidroeléctrica y Régimen Especial UNESA, Asociación Española de la Industria Eléctrica

2. Energía eólicaAutor: Alberto Ceña LázaroInstitución: Asociación Empresarial EólicaCargo: Director Técnico

3. La energía termoeléctrica en EspañaAutor: Ana Raquel Díaz Vázquez Empresa: AbengoaCargo: Secretaría General Técnica Solar

4. Retos en la integración fotovoltaica en la redAutor: Eduardo Collado FernándezInstitución: Asociación de la Industria FotovoltaicaCargo: Director Técnico

CApíTulo iv Energía no gestionable



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Estructura de costes de la energía eléctrica

En la |Figura 1| se puede ver la estructura de costes de la energía eléctrica del año 2010. De cada 100 euros, del orden del 46% corresponde al coste de las actividades puras y duras necesarias para llevar al cliente fi nal el suministro de electricidad. Aproximada-mente el 25% es el coste de generación, el 5% el transporte y la distribución y gestión comercial el 16%. En total, el 46% de lo que paga el cliente medio en España.

Introducciónjosé MAríA MArCos FAno – unesA

|Figura 1| Costes de suministro eléctrico

Fuente: UNESA


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AvAnces de IngenIeríA | energía no gestionable

De los 100 euros que paga el cliente, deja de pagar del orden de 15 euros que están reconocidos por la Administración como costes, pero que no se trasladan a la factura del consumidor.

El 19% del total corresponde a impuestos, y otros costes (costes de la CNE, del ope-rador del sistema…) representan del orden del 4,1% de la factura. La compensación a los extra peninsulares, un pago que existe desde los peninsulares a los extra penin-sulares, supone del orden del 3%. Y una partida importante que ha ido creciendo a lo largo de los últimos años y que es del 22% corresponde a las primas de las energías en régimen especial, es decir, las renovables y la cogeneración. Una última partida, del orden del 6%, viene a ser el coste financiero como consecuencia de que, a lo largo de la mayor parte de los años de la década 2000-2010, no se haya soportado en la factura de cada año la totalidad del coste. Además, se ha dejado de pagar aproxi-madamente del orden de 15 por cada 100 euros, ya que son costes reconocidos a las actividades reguladas pero no pagados para no aumentar la cuantía de las tarifas.

De ese 22% del coste de las primas de régimen especial, que vienen a ser unos 7.000 millones, han crecido unos 1.000 millones al principio de la década. Hay detrás una energía del orden de 90.000 GWh, aproximadamente el 33% de la producción total del sistema procede de estas fuentes de energía, 34.000 MW instalados, la mayor parte de ellos en la década pasada, cuya retribución total es de 10.000 millones, de los cuales 3.000 millones corresponden a coste del mercado de la energía y 7.000 millones es el importe de la prima equivalente que es necesaria para poner estas tecnologías en el sistema. Por otra parte, tienen indudables ventajas: la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ventajas de tipo medioambiental, crea-ción de puestos de trabajo en determinados entornos, reducción de la dependencia energética… Y por este tipo de conceptos la ley reconoce este pago adicional al precio de mercado para todas estas tecnologías.

En la |Figura 2| se puede ver la evolución de los 15 euros mencionados anteriormen-te, digamos que es el déficit de tarifa anual que se ha ido generando a lo largo de la pasada década.

Se prevé que siga produciéndose este fenómeno de déficit de ingresos durante los años 2011 y 2012 (3.000 y 1.500 millones de euros respectivamente), y a partir de 2013 según la ley no procederá esta situación en la que el coste reconocido sea ma-yor que los ingresos en el sistema eléctrico.

De estos 20.000 millones de euros, una parte importante la soportan ahora las em-presas eléctricas distribuidoras en sus balances. Otra parte se ha ido sacando poco a poco a los mercados financieros, que compran esa deuda en una subasta a cambio de percibir unos intereses durante una serie de años (15 años), y el principal a ven-cimiento. Lo anteriormente descrito se puede observar en la |Figura 3|.


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|Figura 2| Défi cit generado anualmente y deuda acumulada

Fuente: UNESA

|Figura 3| Défi cit de tarifa a 15-02-2011

Fuente: UNESA


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En la Figura 3 falta una subasta del orden de 1.000 millones de euros de la última semana. Aproximadamente la mitad está ya en manos de las instituciones financieras que lo van a soportar y la otra mitad todavía la están soportando las empresas eléctricas.

Paquete Verde

Por último, tenemos un objetivo comunitario, el Paquete Verde de la UE a 2020 que pretende reducir las emisiones de gases de efecto invernadero un 20% en 2020 con respecto a la situación de 1990. Asimismo, quiere lograr una penetración de las ener-gías renovables en el balance de energía final del 20% en el año 2020 y conseguir un ahorro energético del 20%, también en 2020, con respecto a la situación en el año 2005. Las energías renovables se pueden llevar al consumidor final por tres vías: uso térmico, agua caliente sanitaria o biomasa de uso eminentemente térmico, por la vía eléctrica o por la vía de los biocombustibles. En España, a diferencia de otros países de la UE, la vía elegida de forma mayoritaria, el 60% del objetivo, es la vía de las energías renovables eléctricas. Se sigue la tendencia que se ha tenido a lo largo de la década pasada. Dan lugar a unos costes mayores que las tecnologías tradicionales que hay que repercutir de alguna manera. Una posibilidad es trasladar parte de esos costes a los Presupuestos Generales del Estado. Por otra parte, se da la circunstancia de que no existe una oposición importante por parte de ningún agente social, econó-mico o político para esta idea de introducir las energías renovables por vía eléctrica. Adelante con el plan, pero hay que ser conscientes de que esto no sale gratis. Lo bueno, bonito y barato en la práctica tiene pocas posibilidades de que suceda.

En definitiva, estamos en una senda de sostenibilidad que en el caso de la energía eléctrica tendrá que seguir siendo mantenida, por lo menos en el corto plazo, a tra-vés de primas. La sociedad apoya estos planes pero hay que ser conscientes de que ello tiene un coste que hay que asumir y no se puede posponer para el futuro. |•|


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Introducción

Antes de nada, es necesario dejar bien claro que la energía eólica sí es gestionable, pero gestionable a la baja. Muchas de las horas del año 2011 se han gestionado perfectamente por parte de REE a través de limitaciones en la generación. Al alza también podría ser gestionable funcionando fuera de la curva característica de los aerogeneradores, con la consiguiente pérdida de un recurso renovable como es el viento. Y por otro lado, la energía eólica no es intermitente, obviamente tiene una variabilidad pero no es intermitente.

España es líder mundial en un sector con una alta carga industrial y con muchos fabricantes, pero este liderazgo está en un cierto peligro y aunque dependemos de nosotros mismos y tenemos una clara presencia mundial, ahora debemos demostrar que somos capaces de mantener esa posición de liderazgo.

La energía eólica tiene instalados ahora mismo en España del orden de 20.600 MW. Es la segunda tecnología en potencia instalada por detrás de los ciclos combinados y ha llegado a producir 42.000 GWh en el año 2010, un 18% más que en 2009, cu-briéndose el 16,4 % de toda la demanda. De hecho, ha habido momentos en que ha llegado a ser el 54% de la demanda de la energía eléctrica de España.

El sistema eléctrico desde luego habrá tenido alguna situación de estrés pero ha res-pondido perfectamente a tan altas tasas de cobertura. La operación del sistema con tan altas tasas de penetración se ha demostrado perfectamente viable y además a un coste razonable. En un país como España que tiene ciclos combinados y sobre todo energía hidráulica, la capacidad de respuesta ha sido flexible y desde luego soportada por capa-cidad y profesionalidad del personal del Operador del Sistema Eléctrico de este país.

En marzo de 2010 la energía eólica fue la primera fuente de generación en la co-bertura de la demanda, y se llegó a cubrir el 21% del total durante ese mes. Hay

Energía eólicaAlBerTo CeñA lázAro – AsoCiACión eMpresAriAl eóliCA


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que tener en cuenta que hubo dos factores para justificar esta elevada penetración: en marzo hubo mucho viento y entró el carbón nacional con el decreto de garantía de suministro. La contribución de los ciclos combinados quedó limitada porque el carbón nacional cubrió parte de su hueco térmico.

España es un país de viento moderado, con valores medios por debajo de Inglaterra, pero por encima de Alemania, y tiene un cierto estiaje pero no tan marcado como para la hidráulica. Se puede decir que hay viento en todas las estaciones.

Otro mito que hay sobre la energía eólica es que funciona más en horas valle. La diferencia que hay entre el precio medio del mercado y lo que recibe la eólica es un 6%. Se produce algo más en las horas de menos demanda, donde el precio es más bajo, pero solamente en un 6%. Esto va por zonas, en Tarifa por ejemplo se produce más durante el día y en verano, que son horas punta de precios y demanda.

Planes de futuro

El objetivo de cumplir el 20% de demanda de energía final con energías reno-vables es insalvable. España se encuentra en una situación de crisis económica, la demanda está bajando y los ciclos combinados limitando las horas de genera-ción por las razones apuntadas. Para el sector eólico es crucial que el Gobierno asuma y desarrolle el marco regulatorio que admita que se alcance la cifra de 35.000 MW en el año 2020 en tierra y 750 MW en mar, tal y como se ve en la |Figura 1|.

El tema de la potencia siempre es una referencia, lo que es importante es hablar de energía porque tiene dos factores: primero vamos a ubicarnos en los sitios de más viento y segundo, vamos a impulsar la potenciación de los parques eólicos, parques ubicados en Galicia y en Canarias, que producen menos porque la tecnología es antigua, y si hablamos en términos de energía van a ser capaces de producir más al modificar las máquinas. Desde el punto de vista de la generación eléctrica la idea es que la eólica llegue a unos 71.000 GWh en el año 2020. Ahora mismo estaríamos en torno a los 44.000 GWh, tal y como se ve en la |Figura 2|.

Difícilmente sería sostenible esta aportación de la energía eólica al balance ener-gético de este país si además no se creara empleo. La generación eólica es la fuente de generación eléctrica que hoy por hoy más empleo crea. España dispo-ne de industria, fabricantes y centros de investigación trabajando activamente. Se precisa que el Gobierno entienda que la sostenibilidad del sector eólico pasa por crear un marco regulatorio que en este momento está en situación de incer-tidumbre.


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|Figura 1| Crecimiento histórico de la eólica y previsiones de crecimiento

Fuente: IDAE, CNE Y AEE

|Figura 2| Previsiones de evolución futura

Fuente: IDAE, CNE Y AEE


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Costes de generación

¿Cuánto cuesta un KWh? Depende del sitio. Siempre hay dos grandes variables a la hora de hablar del coste de generación de la eólica: la inversión y el viento. Una vez que se tienen estas dos variables fijas, las posibilidades de mejorar el coste de generar un KWh son bajas, solamente se pueden variar los costes de mantenimiento, abaratar estos costes sin comprometer la disponibilidad de los parques eólicos es uno de los grandes retos del sector. Actualmente en España el coste de generación para un parque es de 1.250.000 euros de inversión y 2.150 horas de funcionamiento a potencia nominal, del orden de unos 82 ó 83 euros el MWh. Hay situaciones como la del año 2008, en la que el barril se puso a 150 dólares y los precios de mercado superaban los 60 euros… Había parques eólicos en España que eran competitivos con esos precios de mercado. También es público y conocido que en algunas zonas, como por ejemplo Méjico o Brasil, las ofertas que se han hecho han llegado a ser ligeramente superiores a los 50 euros el MWh. Como ya se ha dicho depende mucho de las condiciones de viento, tanto en intensidad como en turbulencia, que en última instancia afectará a la disponibilidad de los parques.

Volviendo al sistema eléctrico español y tal como ya se ha comentado, la entrada de la eólica ha afectado fundamentalmente a los ciclos combinados, a los que también han afectado las primas al carbón. Es cierto que los ciclos combinados están produ-ciendo menos y por ejemplo en el mes de abril, el factor de capacidad de los ciclos combinados fue del 16%, sin incluir los servicios de regulación aportados por dichos ciclos, claves para la operación de la eólica. El ciclo combinado es contra-cíclico con la energía eólica en la cobertura de la demanda, supliendo la no existencia de viento. La eólica se parece en algo a la hidráulica fluyente, el aire tiene menor densidad que el agua con lo que el tamaño de las turbinas es mayor. La energía eólica tiene la gran ventaja de que hay viento en más lugares que agua.

Por lo que se refiere al impacto de la eólica en el precio de mercado es evidente que reduce el mismo, pues desplaza fuentes de generación más caras (|Figura 3| para la punta de verano).

La bajada es en torno a 1,9 euros por cada 1.000 MW. Esta reducción de precios se encuentra en cierta medida laminada en la práctica, no es tan acusada porque la hidráulica fija durante muchas horas el precio. Pero en principio la eólica está redu-ciendo el precio alrededor del valor antes mencionado.

Servicios de regulación

¿Cuál es la incidencia de la eólica en los servicios de regulación? Existe el mito de que 1 MW eólico necesita 1 MW de ciclo combinado. No se aclara si se refiere a


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1 MW a corto plazo (porque el ciclo combinado suple a la eólica) o de 1 MW de regulación a medio plazo. La capacidad de regulación del sistema es muy alta y esa regulación la aporta tanto la hidráulica como los ciclos combinados y, desde luego, las rampas de subida o de bajada de la eólica, en gran medida previstas por el sector debido a la incorporación en todos los parques de programas de predicción (no hace necesario tener varios miles de MW en ciclos combinados en situación de reserva fría o reserva caliente para poder regular). El sistema opera en su conjunto y 1.000 MW eólicos como mucho pueden requerir 60 MW de ciclos combinados, depen-diendo de las condiciones previstas de variaciones del viento y de la demanda.

Los ciclos combinados que no han casado en el mercado diario van a participar en los servicios de regulación, donde van a obtener parte de la remuneración que no están consiguiendo por su participación directa en el mercado, al estar desplazados por otras formas de generación, como antes se ha mencionado. Estos servicios de regulación se organizan normalmente por una banda, que es la potencia disponible, y la energía efectivamente utilizada.

En cualquier caso, es importante indicar que por mucho que haya crecido la eólica, la banda siempre es la misma. En toda la creciente penetración de la eólica no ha hecho necesaria tener más banda a pesar de este carácter fl uctuante de esta energía. A medida que se incrementa la participación de la eólica es necesario echar mano de más servicios de regulación, pero hay que tener en cuenta que todos los parques eó-licos en España predicen y que tenemos los mejores predictores del mundo. Poder

|Figura 3| Producción eólica vs PMD punta verano

Fuente: AEE


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dar de alguna forma delimitadores de producción a todo el mundo le gusta. Tener los parques ligados a un centro de control da la posibilidad de inyectar mayor canti-dad de potencia en determinados nudos.

¿Qué ocurre con esos servicios de regulación? En un parque eólico el error es de un 30% para el programa del día siguiente. Pero si se juntan varios parques se con-sigue bajar el error a un 14% o 15%. Los desvíos medios de la energía eólica están en torno al 11%. Las centrales convencionales que tendrían que estar en situación de reserva, lo van a estar menos porque hay una predicción y de los errores que se puedan cometer, soportamos parte de los costes nosotros, es decir, que somos de los pocos países en el mundo en el que si nos equivocamos, vamos a pagar por ese error. Esto infl uye en esa minoración de los servicios de regulación que se requieren a las centrales convencionales. En la gráfi ca de la |Figura 4| se ve cómo el desvío eólico va bajando.

Es cierto que solamente se penaliza cuando va en contra del sistema, no cuando va a favor. Si se genera de más pero el sistema está necesitando carga en ese momento, a pesar de que la previsión se ha equivocado y va a existir un exceso de producción, no va a afectar a la remuneración.

¿A quién afecta la producción eólica?, ¿a la regulación secundaria?, ¿a la terciaria?, ¿a la gestión de los desvíos? En general, el crecimiento de la eólica no ha afectado a

Figura 5 Efecto de los desvíos

Fuente: Elaboración propia en base a datos de REE

|Figura 4| Desvío eólico

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de REE


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los servicios de regulación, aunque a veces no resulta fácil separar causas y efectos, pues la demanda es mucho más importante que la propia eólica y se solapan los efectos (|Figura 5|). Según Red Eléctrica afecta al mercado de gestión de desvíos y a la regulación terciaria, aunque desde AEE no hemos visto tal efecto, pues como ya se ha dicho los parques predicen y los desvíos de la demanda son más importantes en términos absolutos que los de la eólica.

Las rampas de variación de la energía eólica pueden afectar a la operación de las centrales convencionales si no se han predicho con sufi ciente antelación, pero en general el impacto es bajo, pues los programas de predicción han avanzado lo sufi -ciente, y las centrales presentan un funcionamiento fl exible.

El sector eólico quiere que el sistema eléctrico funcione en las mejores condiciones de seguridad y fi abilidad y al menor coste posible para el consumidor. Este punto es importante, pues nuestro éxito se basa en optimizar los costes para el consumidor, porque el apoyo social a las renovables es fundamental.

Dentro de la operación del sistema, un tema importante es la operación coordinada de los parques eólicos a través de los Centros de Control conectados al CECRE de REE. Esta operación supone algunas limitaciones en la generación eólica, entre

|Figura 5| Efecto de los desvíos

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de REE


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otras cosas, por el hecho de que las líneas son físicamente limitadas tanto en la dis-tribución como en el transporte. También es importante el hecho de que España es una isla eléctrica y está limitada al intercambio con Francia, lo cual supone que exista generación eólica que tiene que limitarse al no haber demanda suficiente en el sistema y no poderse exportar a Francia. Por último, el riesgo de inestabilidad transitoria por riesgos de huecos de tensión ha desaparecido prácticamente por el trabajo realizado por AEE y el sector eólico en su conjunto, tanto fabricantes como operadores, y ahora España es un referente mundial, que ha sido capaz de adecuar casi todos los aerogeneradores y parques eólicos al hueco de tensión.

En 2010 el sector eólico dejó de ingresar 20 millones de euros por las limitaciones y el Operador del Sistema ha asegurado que puede ir a más, si sigue incrementándose la penetración eólica. El sector está trabajando activamente para restringir estos riesgos de limitaciones.

Como conclusión, la eólica ha tenido un crecimiento sostenible, con un desarrollo estable, constante y en línea con la planificación, llegando a cubrir el 21% de la demanda a lo largo de un mes. El aumento de producción del régimen especial con-lleva una disminución de la generación convencional. El factor de capacidad de los ciclos combinados se reduce significativamente (también debido al carbón nacional). La integración de la producción eólica en el sistema conlleva una disminución del precio de mercado diario, lo que incide en la estrategia de la generación conven-cional para participar en los servicios de regulación. Los desvíos entre predicción y producción eólica son cada vez menores. El desvío provocado por la demanda tiene un mayor impacto que el eólico y se solapan los efectos y, por último, las limitaciones de producción eólica pueden ser crecientes y afectar a la viabilidad de los parques, sobre todo, en zonas con viento limitado. |•|


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La energía termoeléctrica en EspañaAnA rAquel díAz vázquez – ABengoA

Introducción

La energía constituye uno de los ejes principales de la actividad económica y social, y como tal, un motor para el desarrollo de cualquier país. Uno de los grandes retos de los gobiernos del siglo XXI es el de garantizar a la sociedad un sistema de abaste-cimiento energético basado en tres objetivos: la seguridad de suministro, la compe-titividad económica y la sostenibilidad medioambiental.

En los últimos años el sector energético mundial, dependiente en más de un 80% de las fuentes primarias de energía procedentes de combustibles fósiles, está experi-mentado profundas transformaciones como consecuencia de la creciente participa-ción de las economías emergentes en la demanda energética, y de los compromisos internacionales en materia de reducción de emisiones. Las presiones al alza de los mercados energéticos internacionales están produciendo un gran impacto sobre los países de la OCDE, con una alta dependencia energética del exterior, incidiendo directamente en su productividad.

Políticas sostenibles a largo plazo

El creciente consumo de los combustibles fósiles es origen del acelerado agotamien-to de los mismos, revelando su insostenibilidad en el tiempo, a la vez que se reduce la capacidad limitada del ambiente para actuar como sumidero de las emisiones provenientes de la combustión de dichos combustibles. El aumento de estas emisio-nes está produciendo cambios en la composición química de la atmósfera. Dichos cambios están afectando fuertemente al clima, provocando un calentamiento global que debe ser visto no solo como una grave amenaza para la vida, sino también como un elemento de gran impacto negativo en la economía global, que de no subsanarse, expondría al mundo a una recesión que podría alcanzar el 20% del PIB mundial, según el Informe Stern sobre la economía del cambio climático.


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Mitigar este impacto requiere el establecimiento de estrategias de sustitución de combustibles fósiles, así como estrategias de ahorro y eficiencia energética a nivel mundial, ya que cualquier acción en esta dirección que no comporte un compromiso a nivel global, no tendría los efectos deseados. La escala y complejidad del sistema energético, y los periodos necesarios para la penetración de nuevas tecnologías hace que sean necesarias tomas de decisiones estratégicas a largo plazo por parte de los países, en contra de intereses cortoplacistas. A las fuertes inversiones necesarias se le suma la ineludible integración entre políticas económicas, energéticas, medioam-bientales, industriales y de I+D.

La UE y las energías renovables

En esta línea, la Unión Europea está siendo pionera en políticas a largo plazo, de-sarrollando una hoja de ruta para el sistema energético europeo, donde se persigue una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero, tomando el año 1990 como base para el año 2050. En este escenario las energías renovables serán la principal fuente de suministro de energía primaria. Para su implementa-ción, a medio plazo, se han establecido una serie de objetivos a alcanzar en el hori-zonte 2020, conocidos como 20-20-20, que establecen un 20% de participación de las energías renovables en el mix energético, un 20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y un 20% de incremento de la eficiencia energética.

En contra de la idea de que la crisis financiera mundial ha diluido la preocupación por el clima y ha retrasado en el corto plazo los objetivos de reducción de emisiones, Europa emerge como ejemplo de viabilidad económica sostenible: apostando con acciones políticas por el desarrollo de las energías renovables, como motor para la industria creadora de riqueza y empleo, a la vez que reduce su dependencia ener-gética del exterior.

Gracias a un gran esfuerzo inversor de las últimas décadas en infraestructuras e I+D, Alemania es ya hoy líder mundial en tecnología solar fotovoltaica y ha alcanzado el objetivo del 20% de porcentaje de renovables en su matriz energética. Dinamarca es líder mundial en energía eólica terrestre y Reino Unido lo es en eólica marina. Para cuando estas energías alcancen la paridad en la red, estos países contarán con una in-dustria bien desarrollada y posicionada a nivel internacional, generadora de empleos altamente cualificados. A su vez, mantener el liderazgo tecnológico internacional tiene un efecto de referente para otros sectores, y genera numerosas actividades de alto valor añadido directa e indirectamente.

España, líder del sector termosolar

El caso de España, líder en tecnología solar termoeléctrica y primer promotor mun-dial en este importante mercado emergente, no es distinto, y se ha debido a una


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combinación de diversos factores: una irradiación solar alta unida a una política de I+D adecuada y una regulación favorable y estable. Factores que también nos han posicionado en los primeros puestos mundiales en potencia instalada y capacidad tecnológica en eólica terrestre, con una fuerte industria nacional.

Todo este desarrollo no habría sido posible sin el apoyo con el que las energías re-novables han contado en España gracias a su inclusión en el régimen especial, por el cual participan directamente en el mercado de producción retribuida a través de un precio primado. Las primas restablecen la rentabilidad de este tipo de centrales, respondiendo así a una política estratégica de promoción y desarrollo de las ener-gías renovables hacia posiciones más competitivas en su curva de costes, como ha venido ocurriendo progresivamente en los últimos años. Indiscutiblemente, existen peligros que pueden pervertir el sistema de incentivos. Para ello, es necesario que los incentivos estén claramente ligados al desarrollo de la tecnología, para promover su mejora continua y su convergencia a la competitividad en el sector energético.

Con las políticas de apoyo al desarrollo de las energías renovables se ha contribui-do al crecimiento de la economía española, se ha facilitado la convergencia con las políticas europeas en materia de reducción de emisiones y se ha reducido la alta dependencia energética de España, cercana al 85%. Este dato, uno de los más altos de la OCDE, está muy por encima de la media Europea del orden del 56%, con un impacto muy negativo para nuestra balanza de pagos, debido principalmente a la factura de los combustibles fósiles, que nos convierte en un país altamente vulnera-ble expuesto a la volatilidad de los precios del petróleo y el gas.

En España las energías renovables son ya un 33% de la demanda de electricidad y un 46% de la potencia instalada. Los datos del informe de Deloitte1 indican una con-tribución total al PIB de las energías renovables en 2010 de 9.998 millones de euros, frente a las primas de ese mismo año que significaron 5.342 millones, sin contar el ahorro por la importación de combustible de 2.302 millones y el ahorro debido a los derechos de emisiones de 467 millones de euros.

España tiene una oportunidad única de liderar el sector termosolar, tecnología que según la Agencia Internacional de la Energía va a ser protagonista en el siglo XXI gracias a su gestionabilidad. La energía termosolar es la única renovable no intermi-tente, es capaz de almacenar la energía y verterla a la red incluso en momentos en los que no se dispone de radiación solar. Se espera que alcance costos de produc-ción equivalentes con los de los ciclos combinados antes del 2020, además tiene la capacidad de crear un gran tejido industrial y empleo. Las empresas nacionales son capaces de suministrar bienes y servicios prácticamente en toda la cadena de valor a

1 estudio del Impacto Macroeconómico de las energías renovables en españa, deloitte, 2010.


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nivel global. Para que esta situación se mantenga en el futuro, es imprescindible que exista una estabilidad regulatoria que garantice la inversión dirigida a hacer que las energías renovables sean cada vez más competitivas en coste y a impulsar los avances tecnológicos, con el objeto de propiciar el desarrollo industrial. |•|


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Retos en la integración fotovoltaica en la red eduArdo CollAdo Fernández – AsoCiACión de lA indusTriA FoTovolTAiCA

Introducción

Todo lo que se está invirtiendo en este momento en energías renovables es una inversión de futuro. En su día también se hizo con otras tecnologías, lo que ahora se llama generación ordinaria. Deberíamos centrarnos en cuál va a ser el futuro de todas estas tecnologías y cómo vamos a conseguir rentabilidad. Desde el punto de vista de la gestionabilidad, en el caso de la fotovoltaica hay una ventaja sustancial y es que es una tecnología modular, se puede tener una instalación pequeña o muy grande, no precisa meter mucha potencia en una sola instalación. Es el futuro de la generación distribuida. Esta es la que va a marcar el hito de producir la energía en los mismos puntos en los que se consume, sobre todo en instalaciones pequeñas. Se reducirán pérdidas y no se harán tantas inversiones en la red y se reducirán las emisiones de CO2.

La industria fotovoltaica española

En España existe una industria fotovoltaica totalmente desarrollada, dispone de toda la cadena de valor de lo que se hace en estos momentos y ahora mismo con las fábricas existentes, es capaz de producir 1.000 MW de módulos y 1.500 MW de convertidores. Es una industria totalmente competitiva, también a nivel mundial. Se desaprovechan oportunidades porque un día hubo un crecimiento desmesurado y a continuación se dio una fama determinada. La energía fotovoltaica ha sufrido una transformación total en las instalaciones por los cupos permitidos, se han centrado más en instalaciones sobre tejado que en instalaciones sobre suelo.

El sector ha tenido un parón tremendo debido a la nueva regulación y ha tenido que transformarse para hacer instalaciones sobre tejado. Así, básicamente en el 2009 se hicieron menos de 100 MW y en el 2010 aproximadamente 400 MW. Este tipo de instalaciones se ha dilatado en el tiempo y ahora se hace lo que se debería


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haber hecho antes: potenciar instalaciones en tejado de cara a la generación dis-tribuida. En este momento los objetivos son que dos tercios sean sobre tejados.

Las empresas, competitivas también a nivel mundial, han tenido que irse a otros paí-ses. Las instalaciones más grandes fotovoltaicas que se están haciendo ahora mismo en el mundo, básicamente las están haciendo empresas españolas. La industria foto-voltaica española se encuentra presente en Francia, Italia, Estados Unidos, Canadá y la República Checa, y estas empresas están desarrollando lo que ahora mismo no se puede hacer en España. En el año 2010 fueron cayendo los precios, y la demanda debido a la crisis ha ido bajando. Todavía no está al mismo nivel que la eólica, que tiene una mayor penetración en el mercado. En estos momentos respecto a potencia es un 4% y respecto a demanda de promedio al año un poco más de un 2%.

Hay que tener en cuenta que debido, entre otras cosas, al tema del déficit y a la no ade-cuación real de los precios a las tarifas estamos viendo como en los últimos años las tarifas eléctricas han subido muchísimo y aunque España está ahora mismo en el promedio europeo en lo que se refiere a electricidad doméstica, podemos ver que en los últimos 4 o 5 años se ha subido prácticamente un 20%, pero sigue quedando pendiente cómo se arregla el problema del déficit. El Gobierno está dando determinadas perspectivas a lo largo del tiempo, primero se indicó que se podía alcanzar en el 2020 a 12 GW, des-pués el PANER, que quiere limitar el crecimiento de la FV a 300-400 MW anuales en los próximos años, de forma que se quede en 8 GW, y hoy por hoy lo que aparece en el PER excede muy poco de 7 GW para el 2020. Todo ello con la argumentación de que es una tecnología cara. Era cara, pero existen unas tarifas de los tres tipos ahora mismo definidos, que son tarifa suelo y dos tarifas en tejado para instalaciones pequeñas e insta-laciones grandes, en las que se habla de menos de 14 céntimos para suelo. Esa paridad con respecto al precio del pool está más cercana de lo que parece. Aun así, el Gobierno ha aplicado una reducción de horas a la fotovoltaica, unas limitaciones no vistas en otros tipos de tecnologías, llegando a pérdidas del 30% aproximadamente en los tres primeros años, y un 10% el resto de la vida de la instalación. Por lo tanto, ha habido unos recortes sustanciales que siguen en línea con lo que han ido bajando las tarifas.

Lo que se pretende en el futuro es tener una reducción de precios, del coste de hacer las instalaciones, integrarse en la red y, por supuesto, reducir las barreras téc-nicas, administrativas y legales. Con respecto al precio KWh, en la predicción que hace EPIA (|Figura 1|) podemos ver cómo hacia 2020 hay una bajada en la que van a disminuir básicamente los precios. En cuatro años se ha reducido a la mitad y se va a volver a bajar hasta 2020. En el caso de España, estaríamos en la parte más baja porque somos de los países con una radiación más alta.

Si esto se hace con respecto al precio de las instalaciones que no hace tantos años valían 6 ó 7 €W/pico, podemos ver que el límite del euro estaría bastante cerca pero no en el 2020 (|Figura 2|).


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|Figura 1| Proyección europea de rango de costes FV

Fuente: EPIA

|Figura 2| Proyección europea de precio de instalaciones

Fuente: EPIA


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Aumento de las tarifas domésticas

Si analizáramos lo ocurrido con las tarifas domésticas en los diferentes países de la UE podríamos apreciar que todos están subiendo como se ve en la |Figura 3|. Cuan-do se dice que Italia va a ser la primera en llegar a la paridad es porque el precio de tarifa es más alto. Aunque España en estos momentos está en un nivel intermedio, está claro que para acabar de solucionar el tema del défi cit, las previsiones de que suba la tarifa doméstica son bastante grandes. En España las previsiones de subida son de aproximadamente el 5% e incluso más.

En cuanto al precio del pool, las previsiones de los diferentes países también apun-tan que pueda subir. En el gráfi co de la |Figura 4| se pueden ver los tipos de tarifa anteriormente mencionadas.

Analizando el resto de los países, la prospectiva desde la Asociación Europea da datos bastante parecidos, hay sitios en los que se encontrará antes porque la radiación es ma-yor o porque las tarifas eléctricas son diferentes (cuanto mayor sean antes lo encontra-rán). En la |Figura 5| se pueden ver los precios que están previstos en estos momentos en los diferentes países para el momento en el que se llega a la paridad con la red. En

|Figura 3| Evolución de precios residenciales de la red eléctrica

Fuente: EPIA


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algunos casos hay proyecciones todavía mejores de las que aparecen en la |Figura 5|. Se pueden ver los precios de la instalación completa y en la |Figura 6| el precio por KWh que se tendría en el momento en que se llegara a la paridad con la red. Las instalacio-nes de la izquierda son en tejados y las de la derecha son en el suelo.

Estos son los precios y hay que ser competitivos con respecto a cada uno de ellos. Ahora mismo tenemos en marcha el Real Decreto de instalaciones de pequeña po-tencia que puede potenciar esas instalaciones que se consiguen conectar en las vi-viendas, en las industrias y, sobre todo, en la red interior, aunque de momento de una forma tímida. Una vez que logremos la paridad con la red, los cupos que tene-mos establecidos por los cuales debemos de cumplir para con estas tarifas (no pro-ducir mayores gastos de los necesarios) no sería necesario tenerlos en cuenta. Todo lo que no consumiera tarifa no sería necesario porque ya seríamos competitivos. Ello podría tener asociado un efecto de crecimiento doméstico o industrial, e incluso en unos años en las instalaciones sobre suelo.

No podemos olvidar que España tiene una dependencia energética cercana al 80%. Si consideramos posibilidades del país en cuanto a energías renovables, la solar fo-tovoltaica podría crecer de acuerdo al Ministerio hasta los 160 GW, tenemos ahora mismo 4 GW. Entre las solares y la eólica las posibilidades que tenemos en España con respecto a las renovables son simplemente espectaculares. Debemos aprovechar precisamente lo que tenemos.

|Figura 4| Paridad de la red en España



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|Figura 5| Nivel de precios de las instalaciones FV cuando lleguen al Grid Parity

Fuente: A. T. Kearney analysis

|Figura 6| Nivel de LCOE en €/KWh cuando lleguen al Grid Parity

Fuente: A. T. Kearney analysis


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Si hacemos una comparativa respecto a un determinado escenario, una proyección de un precio del petróleo relativamente bajo y comparamos la fotovoltaica que tenemos en el año 2010, 2020 y 2030, respecto a generación de pico de determinadas ener-gías, podemos ver que en el año 2030 podríamos ser perfectamente competitivos con respecto a esos tipos de generación. Si vemos otro caso en el cual esos combustibles fósiles tuvieran una proyección un poco mayor, veríamos cómo seríamos competitivos bastante antes y en el 2030 el resto de las tecnologías tendrían precios superiores.

Adaptación a requerimientos técnicos

Otro de los temas en los cuales la fotovoltaica debe realizar un esfuerzo considerable es en la adaptación a requerimientos técnicos, que está poniendo el operador del sistema para adecuarnos al igual que la eólica a los huecos de tensión. Tenemos que tener una visibilidad por parte del operador para que sepa qué es lo que producimos. Todos los temas de reactiva, de tensión… deben evolucionar para que esta tecno-logía sea totalmente controlable. Dentro de lo que sería la gestionabilidad, cuando hablamos del conjunto de lo que se tiene de fotovoltaica en el país, somos relativa-mente predecibles, bastante predecibles. Cuando se ofrece la energía diariamente al mercado, los agentes de mercado no nos cobran nada por lo servicios, porque ellos saben que en promedio y al sumarlo con determinados tipos de tecnologías, es muy fácil predecir lo que se va a producir. Los requerimientos técnicos introducidos por el RD 1565/2010 son:

• Requerimiento para huecos de tensión (P.O. 12.3.).• Adscripción a un centro de control de generación y envío de telemedidas en

tiempo real.• Penalizaciones por energía reactiva.• Consignas de tensión.

Por lo tanto, nos vamos a adaptar a huecos de tensión y vamos a hacer lo que sea nece-sario. Otro de los impedimentos que podemos llegar a tener es que cuando se haga el tema del autoconsumo, también se le podría ocurrir al Gobierno aplicar determinados impuestos en algunos casos. Lo que ocurriría es que en vez de llegar a la paridad en un punto determinado, si asumimos ese IVA, ese término fijo de potencia, esos impues-tos… se tardaría dos o tres años más. La llegada sería ineludible también.

Un tema también importante es el relativo a tramitaciones, barreras tecnológicas, administrativas, económicas y como ese afán recaudatorio que se ha ido teniendo se ha visto reflejado en el estudio de la |Figura 7|. Esos requerimientos en horas de trabajo en el caso español no tienen nada que ver, por ejemplo, con Alemania. Hay mucho gasto de papeleo que no produce absolutamente nada y hay que evitar para que no se incrementen artificialmente determinados precios, sobre todo al


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ser instalaciones pequeñas. Puede haber impedimentos de puntos de conexión que hay que corregir.

En la |Figura 8| se puede ver esto con respecto a lo que se tarda en el desarrollo de los proyectos.

Por ejemplo en España, una instalación de 1 MW cuya ejecución pueda realizarse una vez que se tienen lo materiales en un par de meses, se ha llegado a tramitar en años. Ha sido terrorífi co que sea más importante cómo se tramita una instalación que cómo se construye. No deberíamos perder el tiempo en ese tipo de cosas, sobre todo, con ejemplos como el de Alemania, donde están minimizando totalmente estos tiempos.

Como conclusiones, España, después de un crecimiento insostenible en 2008, y la baja actividad de 2009, ha experimentado un ligero crecimiento de 400 MW du-rante 2010. Las nuevas normativas son muy restrictivas, con unos cupos anuales de

|Figura 7| Barreras en el sector fotovoltaico

Fuente: PV Legal

|Figura 8| Procesos de desarrollo de proyectos

Fuente: PV Legal


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mercado del orden de 300 MW-400 MW (RAIPRE). El mercado está volcándose hacia modelos de tejado: las nuevas tarifas de instalaciones de suelo son demasia-do bajas en estos momentos. Debido al aumento de los costos de electricidad y la reducción agresiva de la tecnología fotovoltaica, la paridad de la red se logrará pronto. Ahora el Gobierno está trabajando en un nuevo RD de autoconsumo. Si el sector fotovoltaico quiere conseguir los deseados de 15 a 20 GW en 2020, no sólo los 8 GW previstos (como el PER nuevo indica), es necesario que esta potencia de auto-consumo instalada no se cuente en los cupos establecidos en la normativa vigente. El Real Decreto 1565/2010 introduce un número de cambios técnicos que afectan a los requerimientos de operación de las instalaciones FV (huecos de tensión- P.O. 12.3, adscripción a centros de control, envío de telemedidas en tiem-po real, penalización por potencia reactiva, consignas de tensión, futuros requeri-mientos de P.O. 12.2…). El Gobierno está también trabajando en procedimientos administrativos simplificados (tipo PV LEGAL). La integración en la red eléctrica de una gran cantidad de sistemas fotovoltaicos en España depende de:

• Reducción de los precios en el futuro.• Integración en la red, cumpliendo con los nuevos requisitos.• Reducción de barreras.

La industria fotovoltaica puede acabar demostrando que somos una energía compe-titiva y con unas posibilidades tremendas de cara al futuro. |•|


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1. Visión, escenarios y pacto energéticoAutor: César Dopazo García Institución: Universidad de ZaragozaCargo: Catedrático de Mecánica de Fluidos del Centro Politécnico Superior

2. Visión económicaAutor: Juan Emilio Iranzo MartínInstitución: Instituto de Estudios EconómicosCargo: Vicepresidente

CApíTulo v Economía y pacto energético



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Introducción

Los ejes de una política energética son la seguridad de suministro, la sostenibilidad económica y la sostenibilidad ambiental. La generación de indicadores económicos, a corto, medio y largo plazo, de sostenibilidad económica y de sostenibilidad am-biental es esencial en planificación estratégica.

El modelo energético actual está basado en el uso masivo de combustibles fósiles. España importa el 80% de la energía total que consume y sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) están muy por encima del nivel de 1990. La demanda anual hasta la crisis actual crecía significativamente. La intensidad energética es alta en comparación con el resto de países de la UE. El ahorro y la eficiencia energéticos son bajos debido a la falta de control y de cultura sobre los mismos.

Existe poca tecnología propia de conversión; en el sector fotovoltaico, por ejemplo, hay una tecnología autóctona y unas empresas punteras, actualmente de capital ex-tranjero. Asimismo, en los sectores eólico y nuclear, hay fabricantes de equipos y sistemas que exportan a todo el mundo: empresas de servicios e ingeniería venden sus capacidades en diseño, implantación y explotación de instalaciones energéticas a escala global. Hay ingenierías de calidad pero no hay, en general, empresas que desarrollen tecnología.

Las energías renovables: el modelo energético del siglo XXI

El modelo energético del futuro, al que parece tender el actual, se caracteriza por una reducción de la demanda (imputable a medidas de ahorro y eficiencia energética), por tecnologías no-emisoras de GEI, y por una participación elevada de las energías renovables (EERR) que, probablemente, a largo plazo dominen el mercado de generación eléctrica. Sin embargo, a corto y medio plazo la energía

Visión, escenarios y pacto energéticoCésAr dopAzo gArCíA – universidAd de zArAgozA


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AvAnces de IngenIeríA | economía y pacto energético

nuclear puede jugar un papel importante. La separación y el almacenamiento de CO2, requiere tecnologías caras y los países con grandes reservas de carbón son los llamados a desarrollarlas. Una baja intensidad energética es prioritaria en cualquier política energética. Consideraciones como la participación de empre-sas nacionales en el sector energético, la seguridad de operación, la seguridad y calidad de suministro y la reducción de costes, son también consideraciones fundamentales.

Se conoce casi todo sobre las tecnologías comerciales tradicionales, e incluso el portfolio de las que van a aparecer a corto plazo (10 años), con unos costes tanto más indicativos cuanto más nos alejemos en el horizonte temporal. Sin embargo, el potencial de las energías renovables está pendiente de una cuantificación. Se dice que el potencial solar es muy elevado, pero no se precisa un valor aproxima-do. En 2006 se propuso al sector eléctrico el ejercicio de evaluación del potencial de producción, de los costes de generación y del impacto que la penetración ma-siva de las energías renovables tendría para cumplir el compromiso de un 20% de energía final renovable que hemos de alcanzar en 2020. Se hizo el estudio, se georeferenció España en píxeles de 200 metros por 200 metros y se estimaron los recursos (eólica marina, eólica terrestre, energía de las olas, solar térmica, fotovol-taica, biomasa, biocombustibles…). Los recursos se cuantificaron con rigor. En la |Figura 1| se muestra el potencial eólico terrestre. Se tienen mapas similares para cada recurso renovable.

Planificación económica de un sistema energético renovable

Se ha hecho un análisis muy detallado de costes, basado en datos internacionales contrastados. En algunos estudios previos las hipótesis sobre la evolución de precios son cuestionables. La conclusión de este análisis es la curva de coste-producción de la |Figura 2|.

Se pueden ver los costes de generación en función del potencial, de la producción eléctrica que se demande de la tecnología. La curva azul de COSTE indica que si se pretende generar cerca de 50 TWh al año, que fijaba el Plan de Energías Renovables para el año 2010, nos costaría alrededor de 6 céntimos de euro por kWh. A medida que se demanda más del recurso eólico, se han de utilizar peores emplazamientos con menos horas de viento: el coste se encarece. El coste típico de referencia más normal sería alrededor de 8,7 céntimos de euro por kWh.

Para cada una de las energías renovables se hizo lo mismo. Este es un ejercicio nece-sario previo a cualquier planificación de un sistema energético en el que se pretenda contar con porcentajes importantes de generación renovable. En la |Figura 3| se pue-den ver datos de distintas energías renovables.


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|Figura 1| Potencial técnico de la energía eólica terrestre

Fuente: UNESA

|Figura 2| Análisis económico. Curva coste-producción (eólica terrestre)

Fuente: UNESA


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Como se puede ver en la Figura 3, el potencial económico de la energía fotovoltaica fi ja es muy alto.

Se pueden distinguir energías renovables mayores y menores, en cuanto a sus con-tribuciones potenciales.

• Serían mayores la eólica terrestre, la eólica marina, la fotovoltaica y la solar ter-moeléctrica.

• Menores serían la undimotriz y la minihidráulica.

Precisamente las energías renovables de mayor potencial son las más intermitentes.

Hoja de ruta energética

Para defi nir una hoja de ruta energética para España se ha de proceder de manera sistemática. Primero, se ha de analizar la situación actual del sector energético y se han de establecer Fortalezas, Debilidades, Oportunidades y Amenazas al sistema operati-vo actual (análisis SWOT). A continuación, se ha de desarrollar una visión que precise,

|Figura 3| Potenciales económicos de energías renovables en España

Fuente: UNESA


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dentro del marco económico nacional y europeo, qué sector energético ha de tener el país dentro de 30 años. Un pacto entre los partidos políticos y todos los agentes socio-económicos es imprescindible para consensuar esa visión. Se han de tener en cuenta las tendencias mundiales para delinear una visión dinámica del sector que se adapte a los cambios temporales. La incertidumbre aumenta a medida que se hacen proyec-ciones con horizontes más dilatados y cada cinco años habría que actualizar todos los datos. Se han de utilizar escenarios para cuantificar y gestionar la incertidumbre, mo-delar la demanda energética y otros datos de entrada, y poder cuantificar indicadores (inversión, coste de la energía, intensidad energética, emisiones, ocupación de territo-rio…). Finalmente, se ha de desarrollar una hoja de ruta con sendas alternativas para alcanzar diferentes objetivos, inversiones y financiación necesarias.

A continuación, se dan ejemplos de lo que hemos hecho para el sector eléctrico en España. ¿Cuáles son las implicaciones del Paquete Triple 20? Por ejemplo, para sus-tituir el 10% de los combustibles convencionales por biocombustibles, si se produ-cen a partir de cultivos energéticos nacionales, habría que ocupar el 27% del terreno cultivable de España. ¿Es esta ocupación del territorio realista o no? El Paquete 20/20/20 parece someternos a bastante presión.

Paquete triple-20

El escenario base se elaboró con la demanda media del Ministerio de Industria que hizo en 2007 un ejercicio de prospectiva al año 2030 y que nunca llegó a publicar. Hay un estudio similar de la Subcomisión de Energía del Congreso de los Diputados que se publicó en el año 2010. El documento del Ministerio contenía escenarios de demanda alta, media y baja, tanto de energía primaria como de energía final. En la |Figura 4| se pueden ver distintos ejes: el porcentaje de energía final renovable, las emisiones de operación, las emisiones per cápita incluido ciclo de vida, la superficie ocupada, el sobrecoste por ciudadano y la inversión necesaria para cumplir ese obje-tivo (en porcentaje de formación bruta de capital fijo).

El polígono superior indica la situación en el año 2006, el año de referencia. El polígono inferior indica la situación en 2020 si España cumpliera el paquete triple-20. Las emisiones se reducen bastante. El 20% de energía renovable en la energía final se cumple; la ocupación del territorio es un 4%, unos 20.000 km2; las emisiones, incluido ciclo de vida, se reducen; el coste por ciudadano (no por hogar) es de 200€/habitante y año; y la formación bruta de capital fijo, la inversión necesaria para llevarlo a cabo es del orden del 40% de la de 2006 (aproximada-mente 120.000 M€).

Algunas conclusiones obtenidas fueron: incremento de coste generación: 2,2 c€/kWh, es decir, entre un 20 o un 25%; el 43% de la generación eléctrica sería


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renovable, casi toda eólica; la potencia térmica de base funcionaría relativamen-te poco (29%), y el nicho térmico se reduciría como consecuencia de la penetra-ción de las renovables; la potencia de reserva sería muy importante (del orden de 12.480 MW). Se han obtenidos muchos escenarios y subescenarios en los cuales las energías fotovoltaica, solar termoeléctrica y distintas combinaciones entran en el mix de generación. La |Tabla 1| resume algunos resultados sobre factores de carga para el escenario anterior.

La energía eólica terrestre funcionaría un promedio de 1.000 horas al año y la mari-na del orden de 2.000. Se tendrían que fabricar unos 2.900 aerogeneradores terres-tres/año (1,65 MW/unidad).

En el sector de la energía el corto plazo tiene un valor importante aunque limitado. Los estudios de prospectiva en España se hacen para los próximos 10 años. Con este horizonte se evita el tema de las nucleares; si se cierran tiene que ser entre el año 2020 y 2030. En la investigación anterior se estudiaron escenarios a 2030, en los cuales se contemplaron tres hipótesis: no extensión de la vida de las centrales nuclea-res (CCNN) (se anticipa que este va a resultar el más caro de todos los escenarios

|Figura 4| Escenarios 2020

Fuente: UNESA


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posibles) más 24% de generación renovable y el resto de CGCC; extensión de vida de las CCNN a 60 años; extensión de vida de las CCNN a 60 años con una ampliación de 6 GW del parque nuclear. Los costes de generación y las emisiones de GEI son menores en el tercero de estos escenarios.

Se podrían estudiar también, mediante modelos matemáticos, las consecuencias de algunas decisiones energéticas del pasado. ¿Qué hubiera pasado si en la década de 1980 no se hubiera tomado la decisión de la moratoria nuclear y España hubiera instalado 12.000 GW de potencia nuclear en vez de los actuales 7700 GW? España es un apéndice del mundo y su decisión hubiera afectado poco al resto del planeta. Sin embargo, nuestra historia hubiera sido sin duda diferente.

¿Pacto de Estado?

La participación de la energía renovable y nuclear en el futuro mix de generación se han de analizar con mucho cuidado, a corto y largo plazo. Un Pacto de Estado es imprescindible para consensuar una visión de país en 2050, con la participación de todos los agentes socio-económicos. La transición del sistema energético actual al futuro requiere estudios técnicos, económicos y sociales rigurosos, que sólo exper-tos pueden hacer y que además debieran contar con el apoyo incondicional de los políticos.

Los políticos tendrían que asesorarse de las personas e instituciones más capacita-das en temas esencialmente técnicos y económicos. En la actualidad, la ideología (“contemos solo con los nuestros”) prima sobre los intereses del país. Para tomar ra-cionalmente decisiones técnicas, económicas, ambientales, o sociales, hay que hacer ejercicios rigurosos de Planificación. Se ha de priorizar y posteriorizar.

La meritocracia tiene que ser la regla en la designación de cargos políticos y técnicos relacionados con la energía (y con cualquier asunto). Los políticos no pueden seguir manipulando los organismos reguladores que tienen que ser independientes, com-petentes y transparentes. |•|

|Tabla 1| Resultados sobre factores de carga

MW FCmedio FCmarginal

Terrestre 78.345 0,15 0,12Marítima 10.046 0,24


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Introducción

El problema fundamental por el que muchos proponemos pactos de Estado es por-que hay un desfase muy importante siempre entre el ciclo económico y el ciclo político. En la mayoría de las ocasiones el ciclo político supera el peso del ciclo económico y, sin embargo, este último es mucho más largo. Hay muchísimas deci-siones que dependen de decisiones concretas políticas pero que inciden a muy largo plazo. Por eso parece bastante lógico como se ha hecho, aunque no siempre se ha cumplido, un pacto sobre pensiones y creo que también hay que ampliar esos pactos a la educación, no es posible que cada vez que se produzca un cambio de gobierno haya nuevos programas educativos, y muy probablemente también a la sanidad y a la energía, tal y como se analiza a lo largo de este capítulo.

La necesidad de un Pacto de Estado

La primera idea es que hay un desfase enorme, siempre el ciclo económico es mucho más corto aunque en algunos países se llega hasta los siete años en el ciclo político. En segundo lugar, un asunto que no hay que olvidar es la teoría de la “public choice”, la teoría de la “elección pública” que le valió el Premio Nobel a James Buchanan. ¿Cuál era su principal conclusión? Una vez analizado por qué los partidos políticos toman decisiones en países democráticos en los que cada mayor de edad tiene derecho a voto, llegaba a la conclusión de que los partidos políticos no gobiernan pensando en el bien común, sino que lo hacen pensando en sus electores, porque son los que de una manera racional le llevan al poder y le mantienen en él. Si la mitad más uno de los electores no tiene la mitad más uno de la renta, siempre le van a solicitar políticas redistributivas, es decir, mucho más gasto público. ¿Cómo proponía Buchanan que se podía moderar esto? Pues limitando constitucionalmente el gasto o el déficit. Esto último es lo que empieza a estar en la mente de muchos porque parece bastante ra-cional y porque eso favorece al político racional y frena al irracional.

Visión económicajuAn eMilio irAnzo MArTín – insTiTuTo de esTudios eConóMiCos


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En las sociedades modernas y desarrolladas, afortunadamente, la esperanza de vida se alarga enormemente. Por tanto, ¿al final quién decide en las elecciones? Los mayores de 65 años. Y de una manera racional, esos mayores de 65 años, ¿qué van a pedir?, ¿políticas a muy largo plazo o políticas a corto plazo? Pues políticas a corto plazo y además dejándose llevar bastante por el corazón. ¿Qué proponía Buchanan para corregir algo esto? Que cualquier nacido tuviera derecho a voto a través de sus representantes legales, no sólo los mayores de edad.

Eso es lo que estamos viendo en el asunto de la energía, desfase entre ciclo político y ciclo económico, y claro “public choice” como acaba de demostrar Angela Merkel. Además, esa idea se produce en un mundo cambiante. Se están produciendo los ma-yores cambios estructurales que ha conocido la historia. Como consecuencia de las tecnologías de la información y de la comunicación el mundo está interconectado en tiempo real, una situación que no se había producido nunca. Esto está provocando un perfeccionamiento de los mercados de bienes, servicios por vez primera y mano de obra.

Los servicios tradicionales siempre han necesitado de una inmediatez o fijeza tem-poral, estar en el mismo sitio en el mismo instante. La oferta de servicios ya no es tan rígida como era antes, ya que antes se situaba a nivel local. Se ha modificado el ciclo económico, hay menos tensiones inflacionistas, los tipos de interés reales pue-den ser más bajos, nunca negativos, como hemos sufrido, porque eso genera muchas distorsiones. Eso favorece cualquier actividad intensiva en capital y alarga los ciclos de inversión y consumo, y esa es una magnífica noticia para el sector energético, que en general los tipos de interés, aunque están subiendo, sean más bajos que en el pasado. Sobre todo, la globalización significa un modelo de economía abierta que ha impulsado el desarrollo de casi la mitad del mundo, que ya no son solo grandes competidores como productores, ahora ya están demandando. Cada uno se tiene que adaptar. La globalización implica muchas más oportunidades para todos pero mucha más competencia y, por tanto, para aprovechar esas oportunidades hay que ser mucho más competitivo.

Para mí la competitividad es el factor clave del empleo y del bienestar. Además, esa globalización está provocando un aumento espectacular de la demanda de materias primas y de energía. No considero que la subida del precio de las ma-terias primas y de la energía sean factores coyunturales, me atrevería a decir que son estructurales porque es deseable que esos países cada vez demanden más. Deseable y justo. Hay que tener en cuenta que cuando se producen los despegues de desarrollo aumenta mucho la elasticidad de la demanda de energía primaria y muy especialmente petróleo. La mayor parte de los análisis conside-ran que el petróleo va a seguir siendo el gran protagonista del abastecimiento mundial y que la demanda va a pasar de 87 millones diarios de barriles a unos 118 en el año 2030.


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Además, cuanto más se desarrollan los países, cada vez aumenta más la demanda de energía eléctrica. Hay que poner de manifiesto que la energía para el desarrollo y el bienestar es imprescindible y como cada vez más países se incorporan a ese modelo, cada vez vamos a demandar más energía.

Estamos estableciendo cada vez más requisitos de un desarrollo sostenible con un equilibrio adecuado entre crecimiento económico, cohesión social y protec-ción del medioambiente. La protección del medioambiente implica aumento de costes.

Una apuesta por un sector energético más competitivo

Nos movemos en una realidad económica que no es desfavorable. Es verdad que es-tamos ante una crisis económica que pasó por crisis financiera, de crecimiento a una de deuda y conflicto de divisas, pero los dos primeros estadios de la crisis mundial han sido superados, la crisis financiera y de crecimiento. La economía mundial está creciendo por encima del 4%, asimétricamente, muy especialmente en Asia pero también en Alemania. Alemania en el primer trimestre creció cinco veces más que España. Por tanto no es verdad que la economía mundial esté en crisis, pasó por una profunda crisis en un corto espacio de un momento de gran expansión y sigue en expansión, con dudas pero en expansión.

España en cambio no se está incorporando a esa realidad. En este momento nues-tro crecimiento es muy tenue en términos interanuales 0,7 ó 0,8 máximo con una inflación del 3,5 que ha mejorado un poquito. Nuestros problemas nos son coyuntu-rales, son estructurales. ¿Cuáles son nuestros problemas fundamentales? En primer lugar, un sobreendeudamiento de la economía española. Las empresas, las familias y el sector público debemos el 270% en el exterior. Nuestra deuda está a más del 90% del PIB. Pero tenemos que acudir al exterior, máxime si no tenemos ahorros. Tenemos un problema del sector público espectacular. No sólo ha aumentado consi-derablemente su deuda, el 11,2% fue récord histórico en España de déficit público, sino que está en una situación muy complicada, tiene que reducir gasto, del orden de 50.000 millones.

En los próximos días vamos a ver cómo va a aumentar el grado de morosidad de muchos ayuntamientos y Comunidades Autónomas, que ya se están financiando con cargo a crédito proveedor, que quiere decir que no pagan las empresas. El sector público no está para alegrías sino todo lo contrario. Además, no se pueden subir los impuestos porque subir los impuestos en épocas de estancamiento genera menos ingresos y retrasa la recuperación. Nuestro problema fundamental es que tenemos necesidad de financiación exterior, todavía tenemos un déficit público alto y tenemos pérdida de competitividad. Si se tiene pérdida de competitividad el potencial de crecimiento es menor, esa es la clave.


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El problema de Portugal, Grecia, Irlanda y España es que los tres primeros están todavía en crecimiento negativo, recesión, y por lo tanto han sido intervenidos y España apenas crece. La clave es el crecimiento, si España no crece por encima del 2,5% no genera empleo, no aumentan significativamente los ingresos públicos y no se reduce la morosidad financiera. Si estamos sobreendeudados, ¿cuál es la clave para salir de la crisis y crecer más? Exportar. Por lo tanto, hay que ser más competi-tivos y para eso es fundamental que todos los factores sean competitivos. Tenemos que tener un sector energético competitivo para que nuestras empresas tengan unos input adecuados. Tenemos además un sector energético muy vulnerable, el 80% de la energía depende del exterior, esto no sólo limita la posibilidad de abastecerse ba-rato, sino también el garantizar el suministro en todo momento. Dependemos más del petróleo que la media europea, el precio del petróleo está subiendo por razones estructurales. Por cada 10 dólares que sube el precio del barril el efecto inflacionista no evitable sobre España es de 0,15 y el efecto sobre el crecimiento es de 0,01. Es verdad que es más recaudación para el sector público porque el 70% son impuestos, pero en general es una pésima noticia para la economía española. Parece lógico pen-sar que hay que mejorar la situación, porque además somos desde el punto de vista de garantía de suministro, una isla energética. No estamos comunicados con el resto del mundo en el sector eléctrico, que es el que cuya demanda más vamos a notar. Sólo estamos conectados con 1.000 MW. Tenemos además un déficit tarifario que todavía no está muy claro quién va a pagar. Es verdad que las últimas sentencias van a favor del regulador, pero que no se nos olvide que el déficit de tarifa es un déficit adicional al que tenemos, una deuda de más de 20.000 millones de euros. Es un fac-tor adicional de incertidumbre con respecto a la sostenibilidad de nuestra economía y que incide en la prima de riesgo de la economía española. Ahora mismo nos cuesta financiarnos 2,36 puntos más que a Alemania.

En España tenemos además un problema de almacenamientos estratégicos muy im-portante. ¿Qué podemos almacenar por si hay una falta de suministro exterior? 45 días de petróleo, 2 años de uranio, carbón, el que tengamos nacional y gas, 5 ó 6 días. Es verdad que desde el punto de vista estratégico ha sido un acierto establecer regasificadoras a lo largo de la costa para mejorar la garantía de suministro.

Medidas: diversificación e investigación

Lo primero dentro de las soluciones del sector energético para mejorar nuestra efi-ciencia, competitividad y garantizar el suministro es diversificar el riesgo. La inver-sión más rentable que hay es la Lotería de Navidad, pero claro, no hay que suge-rir invertir todo en Lotería de Navidad. Por lo tanto, la diversificación es el factor fundamental para un mix adecuado. Seguimos excesivamente concentrados en el petróleo. En segundo lugar, hay que favorecer las interconexiones con el resto del mundo. El gasoducto crea una situación de monopolio, de dependencia del país de origen y de los países por los que transita, por eso ha sido conveniente la instalación


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de centrales de regasificación para garantizar el suministro a través de barco metane-ro. Hay que hacer más interconexiones eléctricas, se necesitan unos 5.000 MW con Francia y este es un problema político, no técnico. Hay que buscar emplazamientos para aumentar el stock de gas natural, el stock estratégico.

No pueden seguir manteniéndose las primas a las energías renovables porque no podemos pagarlas. Porque España tiene que reducir sus costes. Creo en la compe-tencia, si son eficientes, estupendo. También creo que hay que conseguir un equili-brio para garantizar precisamente los derechos, la seguridad jurídica es fundamen-tal. Cuando el crédito era abundante y barato, la tasa interna de rentabilidad de una central fotovoltaica de los 100.000 euros puestos era del 15%, pero sobre el millón. Una rentabilidad del 85% no puede ser. Fallaba una sobreprima. Por lo tanto, sobre 400 MW como es racional, se instalaron 100 veces más. También existe riesgo regu-latorio que hay que meter en la rentabilidad de los proyectos y además el riesgo de que haya dinero o no para seguir. Creo que sí que tiene futuro a corto plazo, porque a largo plazo lo tiene todo la fotovoltaica, pero en instalaciones en superficie y en viviendas, no en huertos solares. Con la energía eólica hay que contar dentro del mix energético, aunque hay que considerar que ya es una energía que está rozando el límite de su penetración en España. Creo que hay que conseguir un equilibrio y aquí hay una cierta saturación porque además, el rendimiento marginal de las instalacio-nes es decreciente puesto que primero se instalan las más rentables.

Creo también que hay que ahorrar energía y la única forma que conozco de reducir el déficit de tarifa es establecer precios, que no tarifas. Precio es el resultado de la oferta y la demanda y tarifa es reconocer costes, no reconocerlos, márgenes… Son dos cosas diferentes. Los precios reales ahora subirían pero se asignarían mucho mejor los recursos, y se ahorraría energía y se buscarían mecanismos eficientes para ahorrar energía.

Por otro lado, hay que reducir en gran medida en algunas inversiones el riesgo re-gulatorio. Desde luego, en el caso español no se puede cerrar ninguna central nu-clear, empezando por Santa María de Garoña. No podemos prescindir de la energía nuclear y lo importante es diversificar y en el futuro también la investigación. Aquí y ahora para salir de una situación que me atrevo a decir que es dramática, desde luego tenemos que ser muy sensatos. Creo que hay que llegar a un Pacto de Estado para evitar lo que hasta ahora ha sido también el sector energético, un factor de jue-go político y no de racionalidad técnica y económica. |•|


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– Agencia Internacional de la energía, World Energy Outlook 2010.

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– CORES. Boletín Estadístico de Hidrocarburos. Informes 2009 y 2010.

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– Foro Nuclear. Mix de generación en el sistema eléctrico español en 2030, 2007.

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Bibliografía


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Autores:María Teresa Estevan BoleaAlberto Carbajo JosaRamón Gavela GonzálezJuan de la Cruz FerrerAntonio Carbajal TradaceteTxetxu Sáenz de OrmijanaIsabel Gómez BernalJesús Sanjuan BertetJorge Martínez JubiteroRodolfo Martínez CampilloJosé María Marcos FanoAlberto Ceña LázaroAna Raquel Díaz VázquezEduardo Collado FernándezCésar Dopazo GarcíaJuan Emilio Iranzo Martín

Editan:


C O L E C C I Ó N : A V A N C E S D E I N G E N I E R Í AAnálisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas 10

Editan: Patrocina la Cátedra:


Desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se lleva trabajando varios años en la publicación de monografías, incluidas en la colección Avances de Ingeniería, que contribuyan a diseminar los avances que en diversos terrenos de la Ingeniería se vienen produciendo, ayudando así a la for-mación permanente de profesionales que de esta manera se mantienen al día en la vanguardia tecnológica.

La Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas de la Universidad Pontificia Comillas tiene la vocación de servir al debate y la reflexión acerca del problema de las fuentes de energía, el abastecimiento energético y su sostenibilidad en el medio y largo plazo, junto con la contribución que a la resolución de estos problemas brindan las Nuevas Tecnologías Energéticas reduciendo las emisiones inherentes a las transformaciones energéticas e incrementando la eficiencia de tales transformaciones, redundando así en un menor consumo de recursos. Así, la creación de una serie de monografías desarrolladas a partir de la Jornada Anual que desarrolla la Cátedra ofrece un material de excepcional importancia para tener una visión del estado del arte de las tecnologías energéticas más relevantes del momento, como punto de partida para el debate y la reflexión.

Este volumen, Planificación energética sostenible para la generación eléctrica, es el déci-mo de la serie Análisis de situación y prospectiva de nuevas tecnologías energéticas que pretende ser una de las respuestas que tanto desde la Cátedra Rafael Mariño de Nuevas Tecnologías Energéticas como desde la Asociación de Ingenieros del ICAI se plantean a la problemática descrita.


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planificación energética sostenible · nuevas tecnologías energéticas de la universidad...

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