ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL

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1 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS INSTITUTO DE POSTGRADO MÁSTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO TESIS FIN DE MÁSTER ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL AUTOR: PEDRO MONTOYA INSAUSTI MADRID, Octubre de 2008

2 Autorizada la entrega de la tesis al alumno: Pedro Montoya Insausti LOS DIRECTORES DE LA TESIS Julián Calvo Moya Fdo: Fecha: Lucía Muñoz Moro Fdo: Fecha: EL COORDINADOR DE LA TESIS Tomás Gómez San Román Fdo: Fecha:

3 Resumen ANÁLISIS DE LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL Autor: Montoya Insausti, Pedro Resumen Han pasado 10 años desde que se liberalizó el sector energético, pero aún quedan muchos retos que afrontar en el futuro. Toda empresa energética debe prever esos retos y analizar las oportunidades que le ofrecen. El objetivo de esta tesis es analizar la situación actual del panorama energético español y estudiar el desarrollo más probable de los principales factores del sector energético. Hoy en día, la política energética española viene dada principalmente por las directrices europeas. En el modelo energético que la Unión Europea se ha planteado, la seguridad de suministro, la eficiencia económica y la conservación medioambiental se consideran los principales factores que permiten alcanzar un modelo sostenible en el largo plazo. Para ello, la Comisión Europea ha promovido políticas de largo plazo en estas direcciones que ofrezcan al mismo tiempo la estabilidad necesaria en el sector energético. Estas políticas han surgido en los últimos años principalmente y son objetivo de estudio de esta tesis. La eficiencia económica se ha promovido mediante un mercado energético europeo, donde la competencia garantice la formación de los precios más económicos y la asignación óptima de los recursos. Respecto a la seguridad de suministro, la política energética se centra en la diversificación del mix energético como medida para disminuir la dependencia energética exterior y mitigar el riesgo de falta de suministro que esto acarrea. Las otras medidas que se promueven se encaminan a garantizar suficiente capacidad instalada en el sistema. Las medidas más novedosas que se han promovido son las regulaciones medioambientales, donde los principales objetivos consisten en la reducción de las emisiones ácidas, causantes de las lluvias ácidas y de los gases de efecto invernadero causantes del cambio climático. Con el objetivo de convertirse en líderes en la lucha contra el cambio climático, la Unión Europea se ha propuesto objetivos muy ambiciosos. Estas medidas imponen fuertes restricciones a las tecnologías más contaminantes. Como principales medidas tomadas en la política energética europea están el fomento de las energías renovables y de medidas de ahorro y eficiencia energética. Estas medidas se concretan el green package de la Unión Europea, donde se proponen objetivos de reducción del 20% de las emisiones de CO2, alcanzar una cuota del 20% de abastecimiento del consumo I

4 Resumen de energía primaria a partir de energía renovables y lograr un 20% de ahorro en energía primaria para En este entorno energético que se plantea, España tiene numerosos retos a los que hacer frente. España no deja de ser prácticamente una isla energética, escasamente interconectada con el resto de Europa, con uno de los mayores índices de dependencia energética exterior de la Unión Europea y uno de los peores índices de consecución de los objetivos medioambientales. Con el fin de lograr los objetivos impuestos desde la Unión Europea, garantizar un precio económico y reducir la dependencia energética exterior, se plantean diversas medidas: El desarrollo del potencial en energías renovables y de medidas en pro del ahorro y la eficiencia energética, el desarrollo de la energía nuclear o de las tecnologías térmicas eficientes. La conjunción de todas estas medidas en un entorno liberalizado y competitivo garantiza un modelo energético sostenible en el largo plazo. España cuenta con un alto potencial de desarrollo de las energías renovables y se estima que la penetración real que puede alcanzar este tipo de energías será superior al 50% de la producción eléctrica en 2030, principalmente motivado por el desarrollo de los parques eólicos y del gran potencial solar con que se cuenta. Las medidas de eficiencia energética aún tienen un alto potencial de desarrollo en España, especialmente a través del fomento de controles electrónicos y la sustitución de los sistemas de combustión por dispositivos eléctricos que cuenten al mismo tiempo con suministros de electricidad sostenibles. La liberalización efectiva de los mercados energéticos permite garantizar la eficiencia económica del sistema. El primer paso hacia este modelo, consiste en la desaparición de las tarifas reguladas, lo que fomentará el desarrollo de las comercializadoras y de la competencia en los diversos mercados. Para disminuir el riesgo de los agentes se están promoviendo nuevos mercados que permitan la contratación de la energía a plazo. Por último, este objetivo se alcanzará con la creación del mercado interior de la electricidad, cuyo primer paso ha sido el desarrollo del MIBEL. El principal problema de la integración con los mercados europeos viene dado por las restricciones en las interconexiones, pero ya se existen planes de desarrollo de éstas aunque se estima que será más allá del Todas estas medidas se reflejan finalmente en las labores de prospectivas llevadas a cabo desde la Administración. En el escenario de muy largo plazo que proponen, las energías renovables cubrirían el 38% de la producción eléctrica total, aunque las previsiones de demanda que plantean aún están muy por encima del potencial de reducción de la intensidad II

5 Resumen energética con que se cuenta. En un escenario de tal crecimiento de la punta de demanda y de la penetración de las energías renovables, se prevé que el funcionamiento de las tecnologías térmicas será mucho más apuntado, funcionando pocas horas al año. Desde estas prospectivas se pretende fomentar a las tecnologías de punta, en especial al bombeo, dado que su funcionamiento se puede compensar con la producción remanente de las renovables, obteniendo un escenario más sostenible. Además de estas tecnologías, se apuesta por el desarrollo de los ciclos combinados, motivado por los buenos resultados que han dado en el pasado y la flexibilidad que pueden ofrecer al sistema para cubrir las variaciones de las renovables no-gestionables. Se espera en estos escenarios que se doble su capacidad de aquí a Si se analiza el escenario de largo plazo propuesto por la Administración, se determinará que tal capacidad es excesiva, siendo necesarios por lo menos 8 GW menos para alcanzar unos niveles de fiabilidad (medidos en términos de LOLP) adecuados. Por otra parte, si sobre los escenarios de sensibilidad propuestos en estas prospectivas energéticas se le añaden los objetivos reales que se podrían conseguir en el fomento de las energías renovables y las medidas de ahorro y eficiencia energética, se obtiene un escenario mucho más ajustado, donde el parque de generación térmico no pasará de las horas de funcionamiento equivalentes en el largo plazo. Respecto al parque de carbón, se prevé una reducción progresiva de su producción tanto por cuestiones medioambientales como por la retirada de grupos obsoletos y por la progresiva reducción del carbón nacional dentro del mix. En el caso de que se instalase un nuevo grupo en el sistema, sería probablemente una central supercrítica que ya llevase incorporados sistemas de desulfuración y reducción catalítica para limitar las emisiones ácidas. Además se prevé la instalación en el largo plazo de alguna central de prueba que permitiese la captura y secuestro de CO2. Por su parte, la alternativa nuclear aún parece sostenible dado el apoyo de la Unión Europea, si bien antes se debería solucionar el problema de la gestión de los residuos y la oposición socio-política. En caso de construir nuevas centrales éstas serían de tercera generación probablemente. También se plantea la repotenciación de las centrales existentes, especialmente de las grandes centrales hidráulicas y de los ciclos combinados, que aún tienen un alto potencial de desarrollo tecnológico. El escenario que se plantea en esta tesis cuenta con el desarrollo técnico de las centrales existentes, el fomento ulterior de las energías renovables y de la eficiencia energética, resultando un escenario factible que cumple con los objetivos europeos pero con unos requerimientos menores de nueva capacidad, por lo que el escenario resulta económicamente más eficiente. III

6 Summary LONG-TERM ANALYSIS OF THE SPANISH ENERGETIC SECTOR Summary It s been 10 years since the energy sector was liberalized in Spain, but there are still many challenges to face in the future. Every energy enterprise must foresee these challenges and analyze the chances that they offer. This thesis objective is to analyze the current situation of the Spanish energy scene and to study the most likely development of the principal drivers in the energy sector. Nowadays the Spanish energy policy is principally influenced by the European directives. In the European energy model that has been proposed, the security of supply, the economic efficiency and the environmental conservation are set as the main priorities to reach a sustainable system in the long-term. With that purpose, the European Commission has promoted long-term policies in those issues that offer at the same time the regulatory stability that the energy sector requires. These policies have arisen in the last years so they are one of the issues to be studied in this thesis. The economic efficiency has been promoted by mean of a European energy market where the competence guarantees the formation of the most economic prices and the optimal allocation of the resources. Regarding to the security of supply, the energy policy is focused on the diversification of the energy mix as measure to reduce the energy external dependence and to reduce the risk of loss of load. The other measure must be the promotion of enough installed capacity in the system. The most innovative measures that have been promoted are the environmental regulations, where the main objectives are the reduction of the acid emissions that cause the acid rain and of the greenhouse gases that cause the climate change. With the purpose to become the leaders in the fight against the climate change, the EU has set ambitious targets. These measures impose strong restrictions to the most polluting technologies. The main measures taken in the European energy policy are focused on the promotion of the renewable energies and the energy efficiency. These targets become a reality in the European green package and consist of a reduction of 20% in the CO2 emissions, a share of the 20% in the primary energy consumption for the renewable energies and a saving of 20% in the primary energy consumption for IV

7 Summary In this energy outlook, Spain has many challenges to face. It remains as an energy island practically, scarcely interconnected with the rest of Europe and with one of the worst indexes in the exterior energy dependence and in the consecution of the environmental targets. With the purpose of achieving the European targets at a competitive price and reducing the exterior energy dependence, the following measures are considered: The development of the potential in renewable energies and the energy efficiency, the development of nuclear energy and of efficient thermal technologies. The combination of these factors in a liberalized and competitive environment guarantees a sustainable energy model in the long-term. Spain relies on a high potential of development of the renewable energies. It s estimated that the real share that these technologies can achieve in 2030 could be higher than 50% in the electric production balance, principally motivated by the development of wind parks and the huge potential of the solar energy. The efficiency measures still have a high potential in Spain, especially by mean of the promotion of electronic drivers and the replacement of combustion systems by electrical devices in a sustainable electric supply. The effective liberalization of the energy markets allows the achievement of the economic efficiency. The first step towards this model consists of the extinction of the regulated tariffs, what will encourage the development of the retailers and the competence in the different markets. As a mean to reduce the risk of the agents, new markets are already being promoted where agents can engage their energy supplies in the long-term. The final measure to promote the market efficiency will be finally achieved with the creation of the European energy market. The first step towards this market became reality with the MIBEL. The main problem for the integration with the European markets comes form the restrictions in the interconnections, but there are already plans for their development although they are expected to be operative further All these measures are finally reflected in the energy outlooks that Administration has carried on. In the long-term scenario they propose that the renewable energies will cover up to the 38% of the electrical demand, although the demand forecasts are still too high over the potential of reduction of the energy intensity. In a scenario where the peak of demand and the renewable share grow too much, it is expected that the thermal technologies will work as peak units, very few hours per year. In these outlooks it is promoted the development of peaking units, such as the hydro pumping groups that can cover the remaining production from the renewable energies, obtaining a much more sustainable system. V

8 Summary Besides these technologies, they bet on the expect gas turbines combined cycles, given the flexibility that they have offered to the system in the past to cover the variations of the nonmanageable renewable energies. They expect to double their capacity by However, if we analyze the optimal capacity needed in the scenario proposed to cover the demand without risk, over 8 GW less than what they promote should be required. On the other hand, if the sensibility scenarios that the Administration proposes add the targets that could be achieved in the promotion of renewable energies and efficiency measures, we can expect a much more adjusted scenario where the thermal capacity won t work more than full load equivalent hours per year in the long-term. Regarding to the coal power plants, it is expected that they reduce their output due to the environmental restrictions, the withdrawal of the obsolete power plants and the progressive reduction of the national coal in the input mix. In case that a new coal power plant would be promoted, it would probably incorporate a supercritical boiler, a flue gases desulfuration unit and a catalytic NOx removal unit. It is also expected to rely on a new trial power plant that allows the captures and sequestration of CO2. The nuclear alternative still looks sustainable with the European support, although it remains the problem with radioactive wastes and the social concern as the main problems to be solved. In case of achieving a new nuclear power plant, it would consist of a 3 rd generation power plant. It is also expected the repowering of the existing units, specially the hydro power plants and the gas turbines combined cycles, on which a huge potential of development can be still expected. The scenario that is exposed in this thesis that takes into account the technical development of the existing power plants and the further promotion of renewable energies and efficiency measures results not only the most sustainable scenario that accomplishes the European targets, but the most economic scenario as it is demonstrated that it requires less installed capacity. VI

9 Índice Índice Resumen...I Summary... IV Índice...VII Índice de Figuras... XI Índice de Tablas... XIV Parte I Análisis Regulatorio... 1 Capítulo 1 Introducción Análisis de la regulación española: Normativa energética europea: Ley 17/2007: Prospectiva regulatoria e integración de mercados europeos: Capítulo 2 Medidas para la promoción de la competencia Mercados a plazo: Mercados organizados (OMIP) Mercados OTC: Subasta reguladas: Capítulo 3 Regulación de la Seguridad de Suministro Diversificación de las necesidades: Mecanismos para preservar la Garantía de Potencia Contratación bilateral a largo plazo obligatoria: "Leave it to the Market" Subastas para nuevos entrantes Compra de centrales por parte del Operador del Sistema Pagos por Capacidad Mercados de Capacidad Regulación de la calidad del suministro de los productos energéticos: Capítulo 4 Regulación medioambiental Emisiones ácidas: Propuesta de la Comisión Europea de Nueva Directiva sobre emisiones industriales (GIC+IPCC) Otras regulaciones ambientales: Gases de efecto invernadero Protocolo de Kyoto: VII

10 Índice 2.2 El Esquema de Comercio de Emisiones Europeo (European Trading Scheme) La lucha contra el cambio climático: Parte II Potenciales de Desarrollo Capítulo 5 Potencial de las Renovables Análisis de los objetivos en energías renovables: Prospectiva energética de Greenpeace: Potencial de las energías renovables en el año 2030 del IDAE: Regulación del Régimen especial RD 661/ Garantías de origen Fomento de la cogeneración Futuros objetivos de desarrollo de las energías renovables Potencial económicamente racional de las energías renovables para la cobertura del objetivo Implicaciones económicas del objetivo propuesto Conclusiones Capítulo 6 Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Plan de acción sobre eficiencia energética Marco general de las medidas Marco sectorial para el sector de transformación de la energía Estudio The Role of Electricity (Eurelectric) Prospectiva de las políticas de ahorro y eficiencia en el largo plazo Capítulo 7 Análisis tecnológico Los ciclos inversores en el sistema eléctrico español Tecnología nuclear: Tecnología de carbón: Captura y Secuestro de CO2: Mercados de carbón: Prospectiva del sector del carbón en España a Tecnología hidráulica: Turbinas de gas: Planta de back-up : Planta peaker : Mercados internacionales de gas natural VIII

11 Índice 6 Cogeneraciones: Ciclos Combinados: Energías Renovables: Turbinas eólicas: Centrales de biomasa: Energía solar: Aprovechamiento mareomotriz: Parte III Prospectiva energética Capítulo 8 Análisis de prospectivas energéticas Prospectiva energética del MITYC a Energía y Medio Ambiente Evolución reciente del consumo energético Descripción del escenario: Previsión de la evolución energética española Sector eléctrico Sector del gas Planificación del MITYC a Escenario tendencial ( business as usual ) - E1: Escenario E2 y sus análisis de sensibilidad Prospectiva energética del foro nuclear a Análisis de potencia (cobertura de la demanda punta) Análisis de energía Criterios a considerar sobre centrales hidráulicas Criterios a considerar sobre centrales térmicas Criterios a considerar sobre el Régimen Especial Intercambios internacionales Ahorro energético y gestión de la demanda Resultados: Prospectiva energética de Greenpeace: Conclusiones del análisis Renovables 100% Capítulo 9 Análisis de cobertura de la demanda en el escenario más probable Demanda eléctrica: Escenario de mínimo hueco térmico: Escenario de máximo hueco térmico: Generación: IX

12 Índice 2.1 Equipo hidráulico: Equipo térmico Energías renovables: Intercambios internacionales Medidas de Ahorro y Gestión de la demanda: Escenario tendencial resultante de las políticas energéticas actuales Variables e hipótesis Resultados Análisis de la cobertura de la punta: Escenarios alternativos: Conclusiones Bibliografía...I X

13 Índice de Figuras Índice de Figuras Figura 1. Comparativa de la concentración en el mercado eléctrico por países europeos... 4 Figura 2. Cuota de mercado por agentes (1997 y 2010) Figura 3. Liquidación de contratos en una cámara de compensación Figura 4. Curva de demanda usada para la subasta Figura 5. Evolución del nivel de emisiones en % respecto a los niveles de Figura 6. Comparativa de las asignaciones entre carbón y ciclo combinado en los distintos Planes Nacionales de Asignación Figura 7. Potencia instalada por tecnología en el año Fuente: CNE Figura 8. Máximo Potencial de renovables (GW) Figura 9. Máximo potencial de renovables (TWh) Figura 10. Escenario económico de renovables 100% en Figura 11. Potencial técnicamente viable en el año Fuente: IDAE Figura 12. Evolución de la potencia instalada de régimen especial. Fuente: CNE Figura 13. Comparación de precios entre el RD 661/2007 y el RD 436/ Figura 14. Mapa del sistema eléctrico español mostrando la potencia eólica instalada Figura 15. Evolución de la intensidad energética en España ( ) Figura 16. Demanda de energía final y de electricidad en cada escenario Figura 17. Evolución del mix de producción en cada escenario Figura 18. Alcance de las medidas tomadas en cada escenario Figura 19. Resultados del escenario Role of electricity Figura 20. Potencial de reducción de emisiones de CO Figura 21. Evolución de la potencia instalada en España Figura 22. Numero de reactores clasificados por edad en el mundo Figura 23. Desarrollo histórico y futuro de los reactores nucleares Figura 24. Evolución del factor de carga de las centrales nucleares de EEUU XI

14 Índice de Figuras Figura 25. Producción de Uranio al año por país Figura 26. Reservas de uranio por país Figura 27. Evolución de los costes de Operación y Mantenimiento enlas centrales nucleares de EEUU Figura 28. Estructura de costes de las centrales por tecnología Figura 29. Vida de los residuos radioactivos Figura 30. Esquema termodinámico de un ciclo de Rankine Figura 31. Esquema de un proceso de gasificación de carbón (IGCC) Figura 32. Esquema de una central futura de carbón Figura 33. Localización de las centrales térmicas de carbón actuales Figura 34. Mapa de áreas de interés para el almacenamiento geológico de CO Figura 35. Reparto de la producción mundial de carbón por regiones Figura 36. Evolución estimada de las reservas de combustibles Figura 37. Reparto de la producción mundial de carbón por países (año 2007) Figura 38. Fin de vida útil de las centrales térmicas de carbón Figura 39. Diagrama TS del ciclo combinado gas-vapor Figura 40. Diagrama TS de ciclos combinados supercríticos y con varios niveles de presión respectivamente Figura 41. Características termodinámicas de una mezcla Figura 42. Precios de las energías importadas en la Unión Europea Figura 43. Evolución de la población en España Figura 44. Evolución de la estructura del consumo hasta el año Figura 45. Evolución de la estructura del consumo de energía Figura 46. Estructura de generación (% sobre generación bruta) Figura 47. Evolución del consumo eléctrico por habitante Figura 48. Evolución del consumo eléctrico en relación con su precio, la economía y la población Figura 49. Variación anual de la demanda anual en los dos escenarios planteados (escenario central del OS y escenario de eficiencia) XII

15 Índice de Figuras Figura 50. Evolución del PIB y la población a Figura 51. Evolución de la intensidad energética a Figura 52. Mix de generación a 2030 en el escenario business as usual Figura 53. Mix de producción a 2030 en el escenario business as usual Figura 54. Incrementos de potencia instalada respecto a Figura 55. Mix óptimo de generación en 2030 (escenario UNESA) Figura 56. Mix de generación en un escenario absolutamente renovable en Figura 57. Reparto por CCAA de las tecnologías renovables en el escenario 100% renovables Figura 58. Escenario económico de renovables 100% en Figura 59. Hueco térmico en los escenarios de la Administración Figura 60. Rango de variación del hueco térmico en los escenarios de sensibilidad de la Administración Figura 61. Rango de variación del hueco térmico imponiendo medidas de eficiencia y fomento de las renovables Figura 62. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en % XIII

16 Índice de Tablas Índice de Tablas Tabla 1. Análisis de la concentración del sector eléctrico español... 4 Tabla 2. Objetivos del RD 661/2007 (MW) Tabla 3. Potencia instalada y producción actual. Fuente: CNE Tabla 4. Plan de Energías Renovables (calculado sobre una demanda de 337 TWh) Tabla 5. Objetivos de Energías Renovables en el horizonte Tabla 6. Supuestos de primas de renovables en 2007 (c /kwh). Fuente: RD 661/ Tabla 7. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas y carbón Tabla 8. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas Tabla 9. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas y carbón Tabla 10. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas Tabla 11. Hipótesis de los escenarios alternativos del estudio Role of Electricity Tabla 12. Resultados de cada escenario Tabla 13. Aprovisionamiento de Uranio en España y servicios de conversión y enriquecimiento Tabla 14. Costes de las centrales nucleares (diversas fuentes) Tabla 15: Clasificación de distintos tipos de carbón Tabla 16. Resumen de costes por tipo de tecnología de central térmica de carbón Tabla 17. Resumen de tasas de emisión por tipo de tecnología de central térmica de carbón Tabla 18. Métodos de secuestro de CO Tabla 19. Características de las tecnologías que usan turbinas de gas Tabla 20. Generación eléctrica por tecnologías Tabla 21. Evolución del PIB y de la demanda eléctrica en b.c. peninsular Tabla 22. Demanda anual para cada escenario Tabla 23. Puntas de demanda peninsular en el período Tabla 24. Previsión de las puntas de demanda anuales en el escenario del OS XIV

17 Índice de Tablas Tabla 25. Previsión de puntas de demanda anuales en el escenario de eficiencia Tabla 26. Evolución de la potencia en régimen especial conectada al sistema peninsular Tabla 27. Evolución de la producción del RE en un año hidrológico medio Tabla 28. Situación administrativa de las centrales de ciclo combinado en Marzo de Tabla 29. Previsión de potencia eólica instalada Tabla 30. Balance de potencia peninsular en el escenario de eficiencia Tabla 31. Balance de potencia peninsular en el escenario de operador del sistema Tabla 32. Balance de energía peninsular en el escenario de eficiencia Tabla 33. Balance de energía peninsular en el escenario de operador del sistema Tabla 34. Previsión de demanda anual en el escenario de eficiencia Tabla 35. Previsión de demanda anual en el escenario del gestor del sistema Tabla 36. Balance en potencia a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC Tabla 37. Balance energético a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC Tabla 38. Hipótesis de los escenarios del Foro Nuclear Tabla 39. Características de regulación para cada tecnología de generación Tabla 40. Balance energético en los escenarios de variación del hueco térmico Tabla 41. Disponibilidades medias de generadores según tipo de tecnología XV

18 Parte I ANÁLISIS REGULATORIO 1

19 Análisis Regulatorio Introducción Capítulo 1 INTRODUCCIÓN La energía es concebida en España como un bien público pero el carácter que tiene es más bien de producto esencial. Los productos esenciales se caracterizan por ser aquéllos sin los cuales el desarrollo humano no es posible acorde con los tiempos en que se vive. Por ello, la electricidad, a diferencia de otros productos, está fuertemente regulada. Históricamente los sistemas eléctricos habían estado regulados bajo un sistema centralizado donde el Regulador tomaba todas las decisiones de inversión y de operación del sistema, siendo el cliente final quien debía hacer frente a toda aquella mala decisión, sin embargo, desde los años noventa, se ha producido un creciente movimiento en favor de la liberalización de los mercados, con el fin triple de trasladar estos riegos a los inversores privados, descargar a los Reguladores de las difíciles tomas de decisión y de obtener un mercado energético más eficiente y que por consiguiente resulte más económico para los clientes finales. En España se ha apostado fuertemente por la liberalización, llegando a un punto de apertura del mercado que sólo es comparable al de países históricamente liberales como Reino Unido o Norteamérica, pero no por ello, la regulación deja de suponer una pieza clave en el análisis del sector. En este capítulo se intenta: Ofrecer una visión de los últimos cambios regulatorios que han acontecido al sector en España Descubrir los principales aspectos que preocupan al Regulador y en los cuales puede haber mayor incertidumbre regulatoria Analizar el creciente impacto de las políticas comunitarias de Unión Europea sobre la regulación española. 2

20 Análisis Regulatorio Introducción 1 Análisis de la regulación española: Los mercados energéticos comenzaron su proceso de la liberalización el año 1996, si bien este proceso no cuajó hasta la creación del mercado spot en el año La ley que regula el sector eléctrico español es la ley 54/1997. La ley española no permite que las empresas energéticas estén verticalmente integradas, siendo necesaria la separación de las actividades reguladas (transporte y distribución) y las actividades liberalizadas (generación y comercialización). Por otra parte, se establecieron dos formas de comerciar la electricidad, la primera consiste en un mercado diario y otros mercados intradiarios, gestionado por OMEL (el Operador del Mercado) y una serie de mercados posteriores, gestión de desvíos o mercados de reserva secundaria y terciaria, que tienen un carácter más operativo y que gestiona REE (el Operador del Sistema), mientras que para la segunda opción, se habilitó la modalidad de mercado a través de contratos bilaterales entre agentes. Sin embargo, una mala regulación (relativa al pago de la garantía de potencia), provocó que los mercados bilaterales no se llegaron a desarrollar en el tiempo; es por ello, que la actividad de comercialización ha encontrado grandes riesgos a la hora de implementarse en España, lo que afecta negativamente a la apertura real de los mercados. Este mismo hecho ha provocado que, a diferencia del mercado spot, que ha sufrido un gran desarrollo en España, los mercados de futuros no hayan corrido la misma suerte. Si bien esta situación, se está solucionando, al tiempo que se promueve la contratación de energía a plazo, promoviendo estos mercados, ya sea a través de mercados organizados como OMIP o a través de subastas organizadas para la venta de energía a plazo a los consumidores regulados. En el ámbito de la generación, la entrada de nuevos agentes ha resultado más destacada. En el año 1998, se contaba con cinco grandes empresas, la liberalización real de los mercados, las escasas barreras a la entrada de nuevos agentes (a diferencia de la situación en otros mercados europeos), unido a las oportunidades que suponían el desarrollo de ciclos combinados, ha permitido la entrada de nuevos agentes extranjeros al sistema español, tales como la belga Electrabel o la americana AES. 3

21 Análisis Regulatorio Introducción Los principales objetivos que ha declarado la Administración como primordiales en el desarrollo de la planificación y la regulación energética son: Incremento de la competencia en los mercados energéticos. Liderazgo en la lucha contra el cambio climático. Desarrollo de una política basada en el ahorro y la eficiencia energética. Apuesta por las energías limpias. Seguridad de suministro. Mejora de la calidad de la distribución. Estabilidad regulatoria Respecto al primer objetivo, el incremento de la competencia, se ha de decir, que desde el año 1998, muchas centrales ya obsoletas han sido clausuradas (alguna nuclear incluida), unido a la entrada de nuevos agentes, ha hecho que los índices de concentración del mercado, sean de los más bajos del sector: Tabla 1. Análisis de la concentración del sector eléctrico español Figura 1. Comparativa de la concentración en el mercado eléctrico por países europeos 4

22 Análisis Regulatorio Introducción Una consecuencia de la baja competitividad y baja concentración del mercado es que los precios del mercado reflejan completamente los costes de producción y los precios de electricidad se sitúan ya muy por debajo de los precios europeos. El escaso nivel de interconexión del sistema ibérico tanto a nivel eléctrico como gasístico con el resto de países europeos, hace que la apertura del mercado sea menor. Sin embargo, desde la Unión Europea, se está promoviendo el desarrollo de nuevas interconexiones, que podrían estar disponibles para el año La razón de que los precios en España hayan convergido hacia los precios europeos, ha sido a causa de la marginalidad del ciclo combinado, tecnología que se desarrolla a ambos lados de los Pirineos. Además, se han promovido diversas subastas para la venta de energía a plazo para el consumo regulado, tales como las subastas CESUR o las emisiones primarias, con el objetivo de fomentar los mercados a plazo, de conocer el precio final de la electricidad con antelación de cara al diseño de las tarifas reguladas y la disminución de la concentración en los diversos mercados. Estas subastas se explicarán con más detalle en el capítulo de análisis de la competitividad. Respecto a los siguientes objetivos, se ha de tener en cuenta que España ha sido uno de los países industrializados con mayor crecimiento en los últimos años y se espera que la tendencia siga siendo creciente. Por ello, es fundamental para el sistema español el fomento del ahorro y la eficiencia y de cara a cubrir su demanda energética, supone una gran oportunidad el fomento de las renovables con el objetivo de ahorrar en el consumo de combustibles y disminuir la dependencia energética exterior. Al mismo tiempo, ante grandes crecimientos de la demanda, es necesario controlar los daños realizados al medioambiente, que deben ser limitados. Los actuales desarrollos regulatorios en este ámbito imponen fuertes limitaciones a las centrales de generación. Todos estos desarrollos, están contemplados en el análisis medioambiental de esta tesis. En cuanto a la seguridad de suministro, ante un escenario de crecimiento, en el que las necesidades energéticas son cada vez mayores, pero las interconexiones con el resto de países están fuertemente limitadas, la seguridad de suministro supone una 5

23 Análisis Regulatorio Introducción de las principales preocupaciones para la Administración. Existen diversos mecanismos del fomento de nuevas inversiones, al mismo tiempo, se ha desarrollado un nuevo mecanismo de garantía de potencia. Todos ellos serán analizados en el capítulo de análisis de la seguridad de suministro. En cuanto a la estabilidad regulatoria, la situación actual resulta contradictoria respecto a este objetivo. A pesar del fuerte apoyo que ha tenido la liberalización del sector energético en España, los mercados energéticos españoles son de los más intervenidos por procesos regulatorios cambiantes, algo que ha sido fuertemente criticado desde la Unión Europea. Las principales intervenciones en los mercados han venido dadas por el mantenimiento de las tarifas reguladas y los problemas en los que esta medida ha desembocado. La unión Europea había establecido un límite a la desaparición de las tarifas reguladas en toda Europa para el año 2008, sin embargo, España se acogió a una prórroga según la cual, las tarifas desaparecen progresivamente desde Julio del 2008, comenzando por los consumidores conectados a la alta tensión. Por otra parte, las tarifas reguladas se han mantenido a precios muy por debajo de los costes de combustibles reales y por tanto, de los precios de la electricidad. Esto ha supuesto que las empresas distribuidoras, que suministran el consumo a clientes a tarifa regulada, hayan incurrido en un déficit de varios miles de millones de euros. Déficit al que deben hacer frente los consumidores futuros. Por otra parte, las tarifas han supuesto un duro golpe a las comercializadoras, dado que suponían una competencia absolutamente desleal, contra la que resultaba imposible competir, de ahí proceden múltiples recursos legales interpuestos al Estado Español. Para paliar el déficit energético, se han desarrollado constantes medidas regulatorias, que en algunos casos han resultado más bien medidas recaudatorias: Destaca el RD-Ley 3/2006, que imponía a las empresas generadoras a saldar con sus distribuidoras la energía del mercado diario a un precio fijo, muy por debajo del mercado, lo que conllevó a la contratación de gran parte de la 6

24 Análisis Regulatorio Introducción energía en los mercados de desvíos, por estar éstos absueltos de esta obligación. El RD 11/2007, impone la detracción de la asignación de derechos gratuitos de emisión a todas las instalaciones productoras, en concepto de que el precio de los derechos de emisión es finalmente reflejados por el mercado eléctrico, por ello incluye también a las centrales hidráulicas y nucleares, que no emiten emisiones de CO2, dando una señal a la operación contradictoria al objetivo de reducción de emisiones. El precio al que se detraen los derechos de emisión es el precio medio anual de éstos, por lo que esta práctica de por sí, incluye un nuevo riesgo para los agentes productores. La mayoría de las medidas regulatorias que afectan a las instalaciones de bajo coste, principalmente nuclear e hidráulica viene en caminada a compensar los windfall profits que estas instalaciones perciben. Los windfall profits hacen referencia a nuevos costes de producción debidos a los cambios regulatorios, como por ejemplo la internalización del coste de CO2 en el precio de la electricidad. Dado que estas instalaciones no resultan marginales por su bajo nivel de costes, el impacto del precio del CO2 en el precio supone un aumento del margen esperado por estas instalaciones con el cual no contaban en el momento de realizar las inversiones. Si además se considera que muchas de estas instalaciones proceden del Marco Legal Estable, es posible considerar que dichas inversiones están plenamente amortizadas, los precios elevados sólo les suponen unos beneficios extraordinarios a las empresas ya establecidas. Los windfall profits contribuyen de esta forma a aumentar el déficit de la tarifa y a primar a los agentes incumbentes del mercado que son los principales accionistas de las centrales nucleares e hidráulicas de las que se ha hablado, por lo que la eliminación de éstos se convierte en prioritaria para el Regulador, si bien es cierto, es muy difícil dar explicaciones validas a posibles detracciones de los ingresos percibidos por estas instalaciones, dado que se vulnera el derecho de nodiscriminación por tecnología, al mismo tiempo que la regulación medioambiental basada en la hipótesis de que quien contamina paga quedaría en contraposición con medidas de detracción de ingresos a las tecnologías menos emisoras. 7

25 Análisis Regulatorio Introducción Este tipo de intervenciones de la regulación sobre los mercados suponen mayor confusión para los agentes al distorsionar las señales de mercado y de otras regulaciones y suponen mayor incertidumbre sobre los ingresos esperados por los agentes. La inestabilidad regulatoria actual resulta por tanto contraproducente respecto al objetivo de aumentar la competencia en el mercado, dado que este riesgo no-gestionable espanta a los nuevos inversores. De cara a una nueva inversión, el riesgo regulatorio implica una prima de riesgo extra que la instalación deberá recuperar a lo largo de su vida. Esta prima encarece por tanto la inversión y pone a las posibles inversiones en España en desventaja respecto a otros proyectos considerados en otros mercados que ofrecen mayor seguridad a las nuevas inversiones. Además, en el caso de realizarse la nueva inversión, ésta deberá compensar la prima de riesgo considerada, por lo que el precio final de la electricidad se verá encarecido artificialmente, perjudicando a los clientes finales. Sin embargo, el, cada vez mayor, poder que la Unión Europea está asumiendo sobre la regulación y la política energética en cada estado miembro, hace que el riesgo regulatorio que se estima para el futuro sea cada vez menor. Así se observa en las intenciones que otros agentes europeos tienen de instalarse en nuestro país. Así pues, el análisis de las políticas energéticas de la Unión Europea cobra mayor relevancia para el análisis del sector energético español en el largo plazo. Se ha de tener en cuenta para análisis futuros que, a la hora de analizar los riesgos del sector, el riesgo regulatorio es importante, pero como hemos dicho, debería ser cada vez menos considerable, sin embargo, la poca concentración del mercado energético supone que se haya eliminado una de las mayores barreras de entrada con las que un agente se encuentra en el resto de los países europeos, donde predominan los campeones nacionales, tales como Electricité de France, E-on o Suez, por lo que para un escenario futuro, se estima que el nivel de agentes en el mercado español crecerá progresivamente, de la misma forma que aumente al demanda energética y la intervención regulatoria sea menor o comparable con la existente en otros países europeos. Al mismo tiempo, se ha de considerar que en el largo plazo, el mercado 8

26 Análisis Regulatorio Introducción español se abre a los mercados europeos por dos motivos: El aumento de las interconexiones con éstos y la creación del Mercado Interior de la electricidad en la Unión Europea. Por la cada vez mayor influencia de la política energética europea sobre el sector energético español, se procede a analizar los principales objetivos de ésta y las implicaciones que sobre la regulación española han tenido y tendrá. 2 Normativa energética europea: La Unión Europea, a través de las distintas comisiones, publica diversas directivas. Las directivas europeas deben ser transpuestas posteriormente por cada país según el código legislativo de éste. A día de hoy, las competencias que abarcan las distintas comisiones de la Unión Europea están por tanto muy limitadas. Sin embargo, en la Constitución Europea que está en curso de ser ratificada por cada Estado miembro, se le otorga a la Comisión Europea plenas libertades para el desarrollo de leyes comunes a todos los Estados miembros, así como la posibilidad de imponer los planes energéticos a cada estado miembro. A pesar de que el proceso de ratificación de la Constitución Europea se encuentra a día de hoy estancado y en un lento retroceso (aunque es necesario remarcar que España ya ratificó dicha Constitución en el año 2004), es de vital importancia el seguimiento de la política energética europea, así como de las diversas recomendaciones que ésta hace a cada país. El Consejo Europeo aprobó en Marzo de 2007 unos objetivos en la lucha contra el cambio climático y un Plan de acción sobre Política Energética para Europa, que cubre el período , en base a las propuestas de la Comisión y los acuerdos previos alcanzados en los Consejos de Energía y Medio Ambiente. Los objetivos en la lucha contra el Cambio Climático que se ha planteado la Unión Europea incluyen: La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en la Unión Europea en un 30% en 2020 respecto a los niveles de 1990, siempre que otros países desarrollados se comprometan en reducciones comparables. 9

27 Análisis Regulatorio Introducción Aunque el objetivo principal que plantea es conseguir un acuerdo global para que los países industrializados reduzcan sus niveles de emisiones de gases de efecto invernadero en un 30% en 2020 y en un 60-80% en La reducción unilateral de las emisiones de gases de efecto invernadero en la Unión Europea en un 20% en 2020 respecto a los existentes en El Plan de Acción sobre Política Energética por su parte incluye a su vez distintos compromisos y acciones en las áreas de: Mercados Interiores de Electricidad y Gas Seguridad de Abastecimiento Política Energética Internacional Eficiencia Energética y Energías Renovables Tecnologías Energéticas Los principales acuerdos en estas áreas son los siguientes: Dado que la energía es la causa de la mayor parte de las emisiones de gases de efecto invernadero, hay que hacer una política integrada entre energía y cambio climático, por lo que la política energética para Europa debe buscar conjuntamente los tres objetivos de seguridad de suministro, competitividad y sostenibilidad. Se destaca la necesidad de que haya una separación efectiva entre la producción y el suministro y las redes, pero sin proponer ninguna medida adicional. Recuerda, el objetivo de incrementar la capacidad de intercambio en electricidad y gas entre los estados miembros hasta cubrir éstas un 10% de las necesidades energéticas de cada estado miembro en Acuerda el objetivo vinculante de que el 20% del consumo primario de energía en la UE provenga en 2020 de fuentes de energías renovables. También ratifica el objetivo vinculante para todos los estados miembros de que el biofuel cubra el 10% de la demanda de combustibles en el año

28 Análisis Regulatorio Introducción Tiene en cuenta la contribución de la energía nuclear a la seguridad de suministro y la reducción de emisiones. Por ello, se propuso la creación de un grupo de trabajo sobre seguridad nuclear y residuos. Relativo al objetivo de cobertura de la demanda energética por medio de renovables que se ha de imponer a cada estado miembro, éste tendrá en cuenta para cada estado miembro la situación inicial, el potencial de los países en cuanto a las renovables y su mix energético actual. Relativo a la seguridad de suministro, el Consejo Europeo resalta la necesidad de mejorar la seguridad de suministro tanto a nivel de cada país como de la UE en su conjunto, para lo que hay que diversificar fuentes y rutas de transporte, desarrollar mecanismos de respuesta a las crisis, realizar un análisis de viabilidad y costes de almacenamiento de gas y establecer un Observatorio Energético. Una de las primeras misiones de este observatorio será analizar la influencia de empresas verticalmente integradas de terceros países que suministran combustibles a la UE, como Gazprom o Sonatrach sobre los mercados europeos. Relativo al uso sostenible de los combustibles fósiles, el Consejo destacó la importancia de mejoras de la eficiencia en generación, de la necesidad de I+D en captura y almacenamiento de carbono y se planteó el objetivo de albergar 12 instalaciones de demostración operativas en En Octubre de 2007, se publicó el tercer paquete energético de la Comisión Europea, que comprende dos propuestas de directiva de los mercados de gas y electricidad, dos propuestas de reglamento de acceso a redes de gas y electricidad y una propuesta de Reglamento para la constitución de la Agencia Europea de Reguladores energéticos. Esta nueva normativa resalta la necesidad de aumentar la cooperación en temas transfronterizos, de aumentar la transparencia en los mercados energéticos, la eliminación de las tarifas nacionales y la necesidad de aumentar la homogeneización entre los reguladores nacionales. La nueva normativa afecta por tanto a las dos directivas relativas a los mercados internos de la electricidad y gas (2003/54 y 11

29 Análisis Regulatorio Introducción 2003/55 respectivamente). Las seis áreas que se pretende cubrir con dicha normativa son: Incrementar la cooperación eficiente entre TSOs. Reforzar las competencias e independencia de los reguladores nacionales. Implementar la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de Energía. La separación efectiva entre las actividades de suministro y producción de las operaciones de red. Mejorar el funcionamiento del mercado. Reforzar la seguridad de abastecimiento a través de acuerdos solidarios entre los estados miembros. Se indica la necesidad de que los mercados estén integrados, para ello es necesario: Que las reglas de acceso sean compatibles entre todos los estados miembros. Mayor intercambio de información. Mayor coordinación para las inversiones en capacidad de interconexión. Los TSOs colaboran entre sí a través de agrupaciones oficiales como esto o UCTE. Pero se exige además a los TSOs que colaboren más en tres áreas principales: El desarrollo de códigos técnicos y de mercado. La coordinación de operaciones de red. La planificación de inversiones. En particular en las dos últimas áreas, las iniciativas regionales pueden contribuir positivamente a la integración del mercado. Respecto al gestor de la red, la nueva normativa promueve la necesidad de eliminar las empresas verticalmente integradas, garantizando que l gestor de la red se mantenga independiente, en cualquier caso, la opción que promueve es la de que el gestor de al red sea al mismo tiempo el propietario de la red de transporte, al mismo tiempo que es el encargado de diseñar los planes de desarrollo de la red. 12

30 Análisis Regulatorio Introducción Respecto a los reguladores nacionales, la nueva normativa define claramente las competencias que los Reguladores deben asumir a nivel nacional. Mientras que la nueva Agencia de Reguladores debe ser la encargada de liderar todo tipo de iniciativas transfronterizas, tales como la constitución de mercados regionales, el desarrollo de nuevas interconexiones o la gestión de congestiones. Los reguladores nacionales colaborarán dentro de la Agencia (en donde están representados) en el desarrollo de estos temas supranacionales. Si como consecuencia de esta colaboración se llega a acuerdos concretos, estos se transmitirán a la Comisión para que les de carácter normativo. A partir del informe del 10 de Enero de 2007 [COM07], y del Plan de Acción , el Consejo europeo llegaba a varias conclusiones sobre la política energética, algunas de las más interesantes son las siguientes: La producción bruta de electricidad de la UE se obtiene de las diversas fuentes de energía con los porcentajes siguientes: energía nuclear, 31%; carbón, 29%; gas, 19%; fuentes renovables de energía, 14%, y petróleo, 5%, A menos que se tomen medidas preventivas, la dependencia de la UE respecto de las importaciones de combustibles fósiles aumentará a un 65% del consumo total desde ahora hasta 2030, y se debe considerar que el suministro de petróleo y gas está cargado de incertidumbres derivadas de riesgos geopolíticos y que la demanda mundial se prevé que continúe creciendo. Al mejorar la eficiencia energética aporta una gran contribución a la sostenibilidad y a la seguridad del suministro y al mismo tiempo mejora las oportunidades exportadoras de los productores de la UE. Es esencial que siga mejorándose la eficiencia de las tecnologías de producción de electricidad a partir de combustibles fósiles, como también lo es que se incrementen aún más los niveles de seguridad de las centrales nucleares y que se desarrolle rápidamente la tecnología de la fusión nuclear, así como que se incrementen en consecuencia las inversiones en investigación. Las plantas 13

31 Análisis Regulatorio Introducción futuras de generación de energía deberán estar equipadas con tecnología de captura y secuestro de CO2 siempre que sea posible técnicamente. La reconversión del sector del carbón está teniendo repercusiones económicas y sociales significativas en regiones que tienen pocas alternativas en términos de diversificación de la actividad económica y la creación de empleo. La reestructuración de la minería del carbón en la UE, es oportuna, también desde el punto de vista de la seguridad del suministro, mantener el nivel actual de acceso a los grandes yacimientos locales existentes. Resulta poco aconsejable la dependencia unilateral de determinados suministradores de gas o vías de suministro de gas y subraya la importancia del gas natural licuado en el contexto de la diversificación de las importaciones de gas. El uso continuado de combustibles fósiles requiere que se hagan más esfuerzos de lucha contra el cambio climático. Habida cuenta de la creciente escasez de recursos, la diversificación de las fuentes de energía; recuerda la importancia que para la seguridad del suministro tiene la fisión nuclear y la posible importancia futura de la fusión nuclear. La energía nuclear representa actualmente la fuente de energía con emisiones de CO2 más bajas de la UE. Las decisiones a corto y medio plazo sobre el uso de la energía nuclear también afectarán directamente a los objetivos climáticos que la UE pueda fijar de manera realista y si se abandona la energía nuclear será imposible lograr los objetivos de la UE en materia de reducción de los gases de efecto invernadero y de lucha contra el cambio climático. Los yacimientos de uranio conocidos existentes en el mundo bastarán, según las estimaciones, para más de 200 años y dichos yacimientos hacen viables algunas opciones para diversificar, en el futuro, los riesgos políticos para la seguridad del suministro, o para hacer posibles compromisos entre el riesgo, 14

32 Análisis Regulatorio Introducción el precio y la ubicación a la hora de seleccionar las fuentes de combustible nuclear. Los reactores de cuarta generación nuclear mejoran la eficiencia del uso de combustible y reducen la cantidad de residuos. Se debe tomar como principal objetivo el desarrollo de materiales estructurales y la optimización del uso de combustible nuclear. Además se debería apoyar proyectos para desarrollar prototipos de reactores de cuarta generación. Se debe poner fin al almacenamiento provisional de residuos cercano a la superficie y desarrollar los objetivos de almacenamiento permanente de éstos. Puede establecerse una sinergia entre la energía nuclear y las energías renovables proponiendo, por ejemplo, vías originales para la producción eficaz y económica de hidrógeno o de biocombustibles. Uno de los primeros pasos para la transposición de la Directiva 2003/54 consiste en la ley 17/2007 que modifica la ley del sector eléctrico, por su interés para el análisis del futuro entorno energético, se relatan algunos de los puntos más interesantes. 3 Ley 17/2007: Por esta ley se modifica la ley 54/1997 que regula el sector eléctrico, para adaptar la ley española a la Directiva europea 54/2003 que tiene el fin de la creación de un Mercado europeo de la electricidad: Sobre la primera versión de transposición, y dentro de las obligaciones que esta Directiva establecía, se han realizado cambios sustanciales: Adelanto de los plazos de desaparición de las tarifas. Desaparición de la figura transitoria del Comercializador a Tarifa. Suficiencia de ingresos del SUR (Suministro de Último Recurso). Transportista único. Aunque no lo exigía la Directiva Europea, se ha aprovechado esta reforma para implantar un modelo de transportista único. Principales modificaciones de la Ley 54/97: 15

33 Análisis Regulatorio Introducción Relativas a las tarifas y peajes. Desaparición de la Tarifa Integral el 1 enero Tarifas y Peajes de Acceso Se faculta al MITYC para aprobar los precios de tarifas y los peajes de acceso, y al Gobierno para que establezca una metodología de cálculo de las tarifas y peajes de acceso, añadiendo el detalle de los costes que deben incluir, de tal forma que cada servicio cubra los costes que provoca. Suministro de Último Recurso El 1 de enero de 2009 se crea el sistema de Suministro de Último Recurso (SUR), que se define como la obligación de suministrar a un precio máximo a los consumidores de energía eléctrica. El 1 de enero de 2010 sólo se podrán acoger al SUR los suministros en BT y el 1 de enero de 2011 aquellos cuya potencia contratada sea menor a los 50 kw. (El Gobierno podrá adelantar estas fechas y/o requisitos). El MITYC debe determinar los comercializadores que asumirán la obligación de suministro de último recurso, que deberán llevar en su contabilidad cuentas separadas para las actividades de suministro de último recurso del resto de actividades. El MITYC debe establecer la metodología de cálculo de las Tarifas de último recurso, que deberán ser aditivas y respetar el principio de suficiencia de ingresos y no ocasionar distorsiones de la competencia en el mercado. (Se considerará para su cálculo el precio medio previsto del kwh en el mercado de producción, los peajes de acceso y los costes de comercialización). Relativas a las actividades de transporte y distribución. Autorización de instalaciones La autorización tanto de una instalación de producción eléctrica en régimen ordinario como en especial, no podrá ser otorgada si su titular no ha obtenido 16

34 Análisis Regulatorio Introducción previamente la autorización del punto de conexión a las redes de transporte o distribución correspondientes. A estos efectos, el gestor de la red de transporte, atendiendo a criterios de seguridad de suministro, podrá establecer límites por zonas territoriales a la capacidad de conexión, previa comunicación a la Secretaría General de Energía del MITYC. Las instalaciones eléctricas de generación de potencia eléctrica instalada superior a 50 MW eléctricos deberán ser autorizadas por la Administración General del Estado. Actividad de Transporte Se implanta un modelo de transportista único: REE No obstante, se habilita al MITYC para autorizar expresa e individualizadamente, previa consulta a la CNE y la CCAA en la que radiquen que determinadas instalaciones de 220 KV, por sus características y funciones, sean titularidad del distribuidor de la zona que se determine. Se deberán transmitir a REE las instalaciones de transporte, a excepción de aquellas que sean autorizadas por el MITYC, en un plazo de 3 años. Se distingue entre transporte primario (tensiones nominales mayores o iguales a 380 kv y conexiones internacionales) y transporte secundario (menores o iguales a 220 kv). Será competencia de las CCAA las redes de transporte secundario que no salgan de su ámbito territorial (igual que ocurre en distribución). Se modifica la denegación del acceso, que deberá ser motivada por las exigencias que se establezcan, eliminándose la referencia a que sólo podrán justificarse por criterios de seguridad, regularidad y calidad La retribución a reconocer anualmente será aumentada con el objetivo de cubrir el impacto socio ambiental derivado de la construcción de instalaciones. Sólo se retribuirán las instalaciones incluidas en la planificación. Se permite la utilización de las redes de transporte para desarrollar servicios de telecomunicaciones. 17

35 Análisis Regulatorio Introducción REE tendrá que dar solución, en un plazo de cuatro meses, a los contratos que hubieran sido suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley. Actividad de Distribución La actividad se define únicamente como actividad de red, por lo que no podrán realizar actividades de suministro una vez se implante el mecanismo de SUR. Los distribuidores serán los gestores de las redes de distribución que operen. Además de la gestión del negocio de red, facturarán los peajes de acceso. Podrán utilizar sus redes para desarrollar servicios de telecomunicaciones, llevando en su contabilidad cuentas separadas para estos servicios. En aquellas CCAA donde exista más de un gestor de la red de distribución, la CCAA podrá realizar funciones de coordinación de la actividad que desarrollen los diferentes gestores. Los titulares de redes de distribución, antes del 15 de octubre de cada año, deberán presentar sus planes de inversión anuales y plurianuales a las CCAA en las que dichas inversiones vayan a realizarse. Acceso a la red de Distribución Ahora para poder solicitar el acceso a la red de distribución, se habrá de disponer previamente del punto de conexión (cuando antes era al revés). Derechos de Acometida Podrán ser fijados por las CC.AA tanto los precios como las condiciones, dentro de los límites que el Gobierno establezca en función de la potencia que se solicite y de la ubicación del suministro, y se asegurará la recuperación de las inversiones en que incurren las empresas distribuidoras. Dichos derechos los fijarán las CCAA dentro de un margen del ±5% de los derechos que establezca el Gobierno. 18

36 Análisis Regulatorio Introducción Separación funcional de actividades reguladas Se incorpora la exigencia de separación funcional de las actividades reguladas respecto a las libres, delimitando las medidas necesarias para garantizarla. Estas medidas son: Independencia de los responsables de las actividades reguladas, mediante la protección de sus intereses profesionales (retribución y cese), límites en la posesión de acciones y el veto a su participación en las estructuras organizativas del grupo. Capacidad de decisión efectiva sobre los activos de red, no permitiendo al grupo influir en su gestión cotidiana, permitiendo únicamente la supervisión económica y gestión de dichas sociedades por parte del grupo así como la aprobación su plan financiero anual y el establecimiento de los límites máximos de endeudamiento. Separación contable, para evitar discriminaciones, subvenciones cruzadas y distorsiones de la competencia. Confidencialidad de la información comercialmente sensible. Establecimiento de un código de conducta, que recogerá todas las acciones encaminadas a lograr dicha independencia. En él se establecerán las obligaciones específicas de los empleados siendo su cumplimiento objeto de supervisión y evaluación por parte de la sociedad. Presentación de un informe anual al MITYC y a la CNE relativo a las medidas adoptadas para lograr dicho cumplimiento. Cambios orgánicos en REE Antes de un año, se deberá crear una unidad que ejercerá en exclusiva las funciones de operador del sistema eléctrico y gestor de la red de transporte, con la adecuada separación contable y funcional del resto de actividades. El personal de la unidad que ejerza las funciones de Gestor Técnico del Sistema suscribirá el código de conducta al que hace referencia el artículo

37 Análisis Regulatorio Introducción Oficina de Cambios de Suministrador Será responsable de la supervisión de los cambios de suministrador, conforme a los principios de transparencia, objetividad e independencia pudiendo serle asignadas funciones de gestión por parte del Gobierno. Se financiará sobre la base de las cuotas de sus socios. Será una sociedad mercantil única para el sector de la electricidad y gas, con objeto social exclusivo supervisada por la CNE. Entrará en actividad a principios de enero de En su capital participarán en un 15% los distribuidores eléctricos, 15% los distribuidores de gas natural, 35% los comercializadores de eléctricos y 35% los comercializadores de gas natural. Dentro de la cuota de cada grupo, la participación correspondiente a cada empresa se realizara en función de le energía circulada (distribuidores) y de la energía vendida (comercializadores), actualizándose la cuota al menos cada dos años. Por grupo de sociedades, no pueden resultar participaciones superiores al 20%. Deberá constar la información relativa a los impagos en que los consumidores hayan incurrido. Competencias administrativas de las CCAA Se faculta a las CC.AA a: Autorizar e inspeccionar y sancionar las instalaciones de 50MW y las de transporte secundario y distribución que no excedan de su ámbito territorial. Definir en que casos la extensión de las redes corresponde a una extensión natural o se trata de una línea directa o una acometida, aplicando de los criterios que establezca el Gobierno. Supervisar el cumplimiento de las obligaciones de los gestores de redes. Ampliación de funciones de la CNE Se amplían sus funciones, y podrá supervisar: La gestión y asignación de capacidad de interconexión. 20

38 Análisis Regulatorio Introducción El tiempo utilizado por los gestores de red en conexiones y reparaciones. La separación efectiva de cuentas, para evitar subvenciones cruzadas entre actividades de generación, transporte, distribución, y suministro. La medida en que los gestores de red están cumpliendo sus funciones. El nivel de transparencia y competencia. El cumplimiento de la normativa sobre los cambios de suministrador. El cumplimiento de las obligaciones de información a consumidores acerca del origen de la energía que consumen. La CNE deberá informar anualmente al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio sobre el grado de desarrollo de la competencia en el mercado eléctrico, incluyendo, en su caso, propuestas de reforma regulatoria destinada a reforzar el grado de competencia efectiva del sector. Ampliación de las funciones del OS Colaborará con el MITYC en la evaluación y seguimiento de los planes de inversión anual y plurianual, garantizará el desarrollo, ampliación y fiabilidad de la red de transporte. Garantizará la no-discriminación entre usuarios, proporcionar a los usuarios la información que necesiten para acceder eficientemente a la red Además, realizará todas las funciones asignadas al operador del mercado, en relación con la liquidación y comunicación de los pagos y cobros correspondientes a los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Relativas a la retribución del Mercado de Producción y de OMEL. Retribución del Mercado de Producción La energía eléctrica negociada a través de los mercados diarios e intradiarios se retribuirá sobre el precio resultante del equilibrio entre oferta y demanda. La presentación de ofertas se podrá hacer por unidades de producción o por cartera de energía. 21

39 Análisis Regulatorio Introducción Se introduce la posibilidad del pago discrecional por la Garantía de Potencia. El MITYC podrá establecer una retribución en concepto de pago por capacidad en función de las necesidades de capacidad del sistema. Relativas a los procedimientos sancionadores, infracciones y reclamaciones Modificaciones a la Ley 25/1964 de 29 de abril, de Energía Nuclear. Para garantizar la responsabilidad civil nuclear por daños medio ambientales, se exige a los titulares de instalaciones nucleares: Una cobertura de riesgo de 700 M para las instalaciones nucleares, y de 30 M cuando se trate de transportes de sustancias nucleares. Ingresar en una cuenta específica de la CNE una prima de responsabilidad medioambiental (a determinar por el MITYC). Plan de Fomento de las Energías Renovables. El Gobierno modificará el Plan de Fomento de las Energías Renovables para adecuarlo a los objetivos que ha establecido la Unión Europea, del 20% para Comité de Seguimiento de la Gestión Técnica del Sector Energético En la Ley 12/2007, que adapta la Ley 34/1998 de Hidrocarburos a la Directiva Europea de gas, se determina la constitución de un comité de seguimiento de la gestión técnica del sector energético (Electricidad y gas) integrado por la Secretaria General del Estado, el Gestor Técnico del Sistema, el Operador del Sistema el CORES y la CNE. 4 Prospectiva regulatoria e integración de mercados europeos: La ley 17/2007 supone un cambio en la legislación energética, donde la política comunitaria se impone sobre los intereses nacionales. Junto con la creación del mercado Interior del gas y la electricidad y el desarrollo de las interconexiones se logrará el progresivo acoplamiento de los mercados europeos, lo que garantizará una armonización regulatoria en toda la Unión Europea, pues diferencias entre la 22

40 Análisis Regulatorio Introducción regulación de diversos países supondría un comportamiento inestable y fácil de detectar del mercado. El primer paso realizado en torno a la creación del mercado Interior de la electricidad ha consistido en el desarrollo de diversos mercados regionales, España y Portugal se unieron formando el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) en Este acoplamiento supuso la creación de un mercado spot ibérico, algo con lo que no contaba Portugal anteriormente. Este mercado ibérico está limitado por la capacidad de interconexión entre ambos países. La asignación de la capacidad de interconexión se realiza según un mecanismo de market splitting, en contraposición a otros mercados europeos que se han integrado según un mecanismo de market coupling, permitiendo al mismo tiempo una serie de subastas de capacidad que permitirán financiar el desarrollo de las redes. Otro paso hacia la integración de los mercados consistió en la creación de OMIP, un mercado organizado de futuros, el cual permite la contratación de la energía a plazo, la gestión del riesgo de las posiciones adquiridas por los diversos agentes, la introducción de competencia y la reducción del poder de mercado de los agentes existentes. Al mismo tiempo, este mercado organizado permite el desarrollo en especial de las comercializadoras, dado que hasta ahora les resultaba imposible gestionar el riesgo de sus contratos. La integración de ambos mercados ha permitido además la introducción de competencia en el mercado portugués que estaba dominado por EdP en régimen de monopolio y la reducción del poder de mercado de los agentes españoles al aumentar el total del mercado. Al mismo tiempo, con el objetivo de fomentar los mercados a plazo y la introducción de competencia y el fomento de la comercialización se desarrollaron una serie de subastas reguladas. Destacan, las VPP españolas o emisiones primarias por las que se obliga a las dos principales empresas españolas a subastar parte de su producción a plazo; las subastas de CESUR, por las que se impone la obligación a las distribuidoras de adquirir parte de su demanda con antelación a través de estas subastas; las VPP de REN, consistentes en la subasta de los contratos de aprovisionamiento de energía que tenía firmado REN con algunas centrales térmicas; las subastas de OMIP, donde, con el fin de aumentar la liquidez 23

41 Análisis Regulatorio Introducción de este mercado, se impuso la obligación a las distribuidoras de adquirir una energía a determinar por el regulador a través de las subastas semanales que organiza OMIP. Además, la integración de ambos mercados ha supuesto la armonización regulatoria y la eliminación definitiva de algunas medidas como los CTC en España. El siguiente paso consiste en la integración del Mercado Ibérico con el Mercado centroeuropeo, el cual se desarrolló en un principio mediante el establecimiento de un mecanismo de market coupling entre Holanda, Bélgica y Francia, para lo que se creó el Belpex, mercado diario belga que no existía anteriormente; el mecanismo de market coupling permitió al mismo tiempo la optimización de las interconexiones entre estos países. En 2008, se anunció la fusión de Powernext y EEX, los mercados francés y alemán respectivamente, al mismo tiempo que se anunciaba un nuevo mecanismo de market coupling entre ambos países, creando un mercado centroeuropeo de electricidad. Al mismo tiempo, se iniciaron los trámites para aumentar la interconexión entre los distintos países europeos. Por ejemplo, en 2007 comenzaron las obras de interconexión de Holanda con Reino Unido y con Noruega (interconexión NorNed y BritNed), así como comenzó la licitación de una nueva interconexión entre Alemania y Bélgica. Por su parte, Francia y España, se han comprometido al desarrollo de nuevas interconexiones entre ambos países tanto en electricidad como en gas, sin embargo, es necesario realizar nuevas obras de desarrollo de la red que permitan la conexión real de ambos sistemas, por lo que no se esperan nuevas interconexiones hasta más allá de Otros desarrollos se están realizando en las interconexiones entre Italia y Grecia o entre Polonio y Alemania. Se espera que para el año 2010, la integración de los mercados regionales se haya completado dentro del Mercado Interior, a través de mecanismos que optimicen las interconexiones, como el market coupling. En el escenario futuro, la eliminación de las tarifas supondrá un incremento de la actividad comercial y una mayor presión desde el lado de la demanda en los diferentes mercados. Dados los riesgos a los que las comercializadoras están sometidos, la mayor parte de la energía se venderá a plazo, ya sea bilateralmente 24

42 Análisis Regulatorio Introducción entre las empresas de generación y las empresas de comercialización, o bien a través de mercados organizados u OTC, quedando el mercado diario de OMEL como un mercado de ajustes. En el muy largo plazo, las comercializadoras tenderán a cubrir su posición mediante el desarrollo de su cobertura natural, el negocio de la generación, por lo que aumentará el nivel de competitividad en los mercados. Estas comercializadoras podrán desarrollar proyectos individualmente o bien, al igual que en el resto de Europa, mediante PPA (acuerdos de compra de electricidad a largo plazo firmados directamente con las centrales de generación o bien con un consorcio de empresas comercializadoras que obtendrán la parte proporcional de la energía producida por la central en función de la inversión realizada dentro del consorcio). Por otra parte, tal como se ha explicado, aún se espera que exista una cantidad de consumidores acogidos a las tarifas de último recurso. Para el aprovisionamiento de esta energía las comercializadoras de ultimo recurso, adquirirán su electricidad en el mercado OMEL, pero previsiblemente con anterioridad a través de las subastas de OMIP. Esta actividad permanecerá regulada, por lo que el precio de adquisición de la energía de las comercializadoras de último recurso será totalmente reconocido y garantizado por el Regulador. En este clima de armonización regulatoria y estabilización de la legislación energética en torno a los objetivos europeos, se espera que el riesgo regulatorio o riesgo país disminuya en el tiempo, lo que unido al incremento de la competencia debido a los nuevos agentes en el mercado español y a la integración con otros mercados europeos, se garanticen precios más competitivos y fiables. 25

43 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Capítulo 2 MEDIDAS PARA LA PROMOCIÓN DE LA COMPETENCIA La energía es un bien público y así está contemplada en la legislación española, aunque el tratamiento que recibe en muchos casos es el de servicio esencial, dado que, tal y como se demuestra en muchos países en vías de desarrollo, sin energía, el desarrollo no es posible. Por esta razón, el sector energético está fuertemente regulado. El principal problema de la energía viene dado por las grandes inversiones que son necesarias en este sector, que resulta demasiado intensivo en recursos financieros. Históricamente los sectores energéticos han funcionado bajo sistemas regulados en base un despacho económico centralizado, donde el operador central, tomaba todas las decisiones de operación e inversión, bajo la supervisión del regulador. Los riesgos incurridos en la toma de decisiones en los sistemas centralizados se pasan directamente a los clientes finales. Al tratarse de un sector con tales necesidades financieras, las malas decisiones que se hayan tomado implican grandes costes para el sistema y por tanto, para los consumidores finales. Ante esta situación, surgen los sistemas liberalizados basados en el marginalismo económico. La teoría económica nos dice que el óptimo alcanzado en estos sistemas es el mismo que se alcanza en un modelo de despacho económico central, sin embargo, en estos sistemas los riesgos de la toma de decisiones los han de afrontar las empresas participantes en los mercados, siendo por tanto un sistema más beneficioso para los consumidores finales. Sin embargo, una de las características que impone la teoría económica para realmente alcanzar el óptimo económico y no quedarse anclado en un sistema basado en oligopolios, es contar con suficientes agentes en el mercado, teóricamente infinitos agentes infinitamente pequeños, de forma que la competitividad de los mercados incentive a los agentes a alcanzar la mayor eficiencia. 26

44 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Por ello, uno de los objetivos de toda regulación consiste en asegurar que se cumpla esta condición de competitividad en los mercados, para lo que se impone a los agentes más grandes restricciones al funcionamiento para evitar que éstos ejerzan poder de mercado e impongan barreras de entradas a nuevos agentes. Al mismo tiempo, la labor de seguimiento del funcionamiento del mercado debe ser constante, para evitar comportamientos anticompetitivos por parte de los agentes del mercado. Lo cierto es que España se sitúa entre los países europeos (e incluso del mundo) con mayor grado de liberalización y apertura de sus mercados. Cuenta con un mercado spot gestionado por OMEL muy desarrollado con un alto grado de competitividad. Se puede decir que las barreras de entradas a nuevos agentes se han eliminado por completo, al mismo tiempo que el nivel de transparencia del mercado es de los más altos del mundo. De hecho, desde que se liberalizó el sector un elevado número de agentes extranjeros se han instalado en España, tales como Electrabel o AES desde el lado de la generación o céntrica desde el lado de la comercialización. Uno de los indicadores del nivel de competencia en los mercados viene dado por los precios del mercado. Si se comparan éstos con los precios europeos se observará que en los últimos años ambos índices convergen al mismo precio, dado que se ha establecido el ciclo combinado como la tecnología marginal a ambos lados de los Pirineos. De hecho, en los años 2007 y 2008, lo que ha ocurrido es que los precios españoles se han situado muy por debajo de los precios europeos, demostrando la mayor presión competitiva existente en España. Una de las razones para haber desarrollado semejante grado de competitividad en los mercados energéticos ha sido el elevado crecimiento de la demanda energética en España, motivada por el crecimiento económico en la última década y al desarrollo de las infraestructuras energéticas que han permitido este crecimiento. Dicho crecimiento ha hecho necesarias nuevas instalaciones, donde los nuevos agentes han encontrado un hueco de mercado. Otra de las razones se encuentra en la estructura previa con la que contaba el sector energético. A diferencia de otros países europeos que se han inclinado por la opción de los campeones nacionales, tales como la EdF francesa o la Enel italiana, en España 27

45 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia se optó por un modelo basado en pequeñas-grandes empresas, las cuales ya habían estado operando en el sector bajo el Marco Legal Estable verticalmente integradas, encargadas del suministro de su zona de distribución. Posteriormente, ante el temor de perder gran parte de estas empresas en manos de capital extranjero, se permitieron en el año 1996 una serie de fusiones y adquisiciones entre estas empresas, que conformaron las actuales Endesa e Iberdrola, las dos principales operadoras eléctricas, desapareciendo otras más pequeñas como Eléctrica Sevillana, Hidroeléctrica Española o Iberduero. Por su parte, en el sector gasístico se permitió la fusión de Gas Natural con Enagás, convirtiéndose en el gigante del sector. Sin embargo, dado que así se requería, para mantener un bajo nivel de concentración del mercado, cuando en el año 1998 se planteó la posible fusión de Endesa e Iberdrola, el Regulador no lo permitió, finalizando el proceso de fusiones energéticas hasta el año 2005 en que comenzó el drama de las OPAs que ha caracterizado al sector energético en estos últimos años. En el año 2007 comenzó la integración de España y Portugal dentro de un Mercado Ibérico de la electricidad como uno de los pasos previos hacia la creación del Mercado Interior de la electricidad y el gas que promueve la Unión Europea y que se regula según la Directiva 96/92/EC. La integración de los mercados pasa por la necesaria armonización regulatoria entre ambos países, acompañada de la creación de un mercado único. Como este mercado está limitado por las interconexiones que unen ambos países, en los distintos mercados europeos se ha optado por dos opciones: el Market Coupling y el Market Splitting. Ambos modelos se basan en la misma hipótesis de que mientras la capacidad de interconexión no esté saturada, ambos mercados estarán acoplados y tendrán un mismo precio, mientras que cuando la interconexión se satura cada mercado actúa de manera separada. Lo cierto es que estos mecanismos permiten optimizar el uso de las interconexiones y ofrece una señal clara respecto a la necesidad del aumento de la capacidad de interconexión ente ambos países. En la actualidad se cuenta en el Mercado Ibérico con cinco grandes agentes: Endesa, Iberdrola, EdP, Unión Fenosa y Nuevo Viesgo, además de multitud de agentes 28

46 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia menores que cuentan con ciclos combinados o parques de energías renovables principalmente. Sobre esta estructura, para el futuro, se plantea un escenario de crecimiento de las necesidades energéticas del país, por lo que es de prever que el número de agentes aumente en el futuro. Además, las posibilidades que implica el desarrollo del Mercado Interior de la electricidad y el gas son enormes, al ampliar los mercados a un gran número de agentes. Además, uno de los principales objetivos de la política energética europea va encaminada al desarrollo de las interconexiones, lo que haría realmente efectiva la integración del Mercado Ibérico con el Mercado Europeo, si bien las primeras interconexiones realizadas bajo estos acuerdos comenzarían a estar operativas no antes de Por todo ello, se prevé que por el lado de la generación, no peligrará la integridad del mercado de electricidad. Sin embargo, desde el lado del consumo, no se ha experimentado el mismo desarrollo que se ha experimentado en la generación. Las razones han sido varias, aunque la principal de ellas ha sido el mantenimiento de una tarifa regulada aun precio establecido muy por debajo de los costes reales de producción y de los precios reales resultantes del mercado de producción. Otra de las razones vino dada por una mala regulación relativa al pago de la garantía de potencia al que habían de hacer frente doblemente aquellos agentes que comercializasen electricidad a través de contratos bilaterales con los agentes productores. Esta situación desembocó en un aumento de la participación en los mercados diarios pero un deterioro de la actividad comercial que no podía soportar el riesgo al que estaba expuesta al tener que saldar sus necesidades energéticas día a día en el mercado spot. En cualquier caso, este problema queda solucionado con la eliminación de las tarifas, objetivo planteado por la Unión Europea para el uno de Enero de 2008, pero que España ha decidido prorrogar, realizando una progresiva eliminación de las tarifas, comenzando en Julio de 2008 con la eliminación de las tarifas para los clientes conectados en alta tensión. Y aunque se prevé que se mantenga una tarifa de último 29

47 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia recurso, ésta no deberá suponer una competencia desleal frente al resto de comercializadoras tal y como lo establece la Unión Europea. A pesar de la competitividad del mercado, se han promovido diversas medidas regulatorias con un objetivo doble, reducir la concentración del mercado y por consiguientes el poder de mercado de los agentes incumbentes y fomentar el desarrollo de la comercialización. Lo cierto es que, si se analiza el índice de concentración del Mercado Ibérico se observa que: La cuota que el mayor agente tiene en producción sobre el total del mercado ha descendido desde el 47% en 1997 hasta el 26% en El índice HHI de Herfindahl-Hirschman indica que desde el 1997, ha pasado de 3,2 a 1,5 en 2007, más de la mitad. El sistema eléctrico se compone por seis grandes empresas generadoras y multitud de nuevos entrantes (hasta un total de 14 agentes productores) Se han separado las funciones del Operador del Sistemas y del Operador del Mercado en dos empresas independientes. La elegibilidad es absoluta, siendo posible cambiar de agente suministrador en cualquier momento. Se ha llevado a cabo un proceso que garantice la independencia de los operadores del sistema y del mercado. Mercado sin Riesgo de Cantidad: existe un mercado de ajustes transparente, eficiente y con fuerte competencia donde puede acudir cualquier nuevo entrante a cubrir sus desvíos Bajos precios de desvíos en comparación con otros países Mercado a plazo con una liquidez relevante y en crecimiento que permite la cobertura de riesgos Bajada relevante del coste de suministro en el periodo

48 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Sistema de apoyo a las renovables basado en feed-in-tariffs (el modelo que se ha comprobado de mayor éxito) fuerte desarrollo del R.E. La producción eólica aumenta la incertidumbre de precio y mitiga el poder de mercado Mercado con bajas barreras de entrada Mejora continua de los procesos administrativos Plazos de construcción cortos para las tecnologías marginales (2-3 años) Constatado por el alto número de nuevos entrantes Muchos de estos nuevos entrantes con capacidad de ejecutar una entrada masiva en caso de precios elevados la amenaza de entrada es totalmente real, luego de hecho disciplina Integración en el MIBEL el mercado relevante se ha ampliado Pérdida muy significativa de cuota de los principales generadores al inicio de la liberalización: Las dos principales empresas han pasado de copar el 76% en energía en 1997 al 48% en 2006 Incremento de la competencia con muchas centrales de distintos propietarios compitiendo por producir con similares costes marginales y márgenes reducidos (ciclos combinados) Los precios de los mercados diario, intradiario y de servicios complementarios se forman mediante procesos de mercado, transparentes y con fuerte competencia. Existen muchas referencias para comprobar la transparencia en la formación de precios de los productos a plazo: OMIP, EPE, Subasta CESUR y cotizaciones OTC. 31

49 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Figura 2. Cuota de mercado por agentes (1997 y 2010) El incremento de la competencia ha sido constante y se espera que esta situación evolucione de la misma forma en el futuro. En OMEL existen 61 agentes comercializadores y 24 agentes externos compradores por el lado de la oferta, y 28 agentes productores, 516 agentes productores del RE y 24 agentes externos vendedores por el lado de la oferta. Además, se cuenta con un alto grado de transparencia en el mercado. Todos los agentes cuentan con la misma información, incluso los aún no presentes, a través de las páginas web del OS, OM y del Regulador. La transparencia evita que se creen barreras de entrada, disciplina posibles comportamientos e incrementa el nivel de supervisión. Las principales medidas regulatorias que se han promovido para la reducción de la concentración del mercado consisten en: Se han impuesto limitaciones en el uso de las interconexiones, beneficiando a competidores europeos. No se aplica a los agentes incumbentes de otros países, pese a tener cuotas relevantes. 32

50 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Se reduce la competencia efectiva en la interconexión y no se optimiza el uso de la capacidad. Lo que conduce a una pérdida de valor y un menor beneficio económico para los consumidores Esta restricción tiene problemas de encaje en la normativa comunitaria Se ha impuesto la obligación de subastar conjuntamente a las dos mayores empresas españolas, Endesa e Iberdrola, energía a plazo a través de las emisiones primarias o VPP. Con el fin de disminuir el poder de mercado que estas dos empresas tienen. Con el fin de aumentar la liquidez de los mercados a plazo. Al promover los mercados a plazo pretenden disminuir la elevada participación en el mercado diario spot y la volatilidad que sobre el precio supone. Relativo al fomento de la comercialización, la eliminación de las tarifas no supone una solución definitiva, dado que el número de agentes aún es pequeño y los riesgos a los que deben hacer frente los nuevos entrantes son muy altos por la exposición al mercado spot. Por ello, se hace necesario el desarrollo de los mercados a plazo, que permitan gestionar el riesgo y planificar las ventas adecuadamente. Al mismo tiempo que se aumentan los mercados de operación, la concentración del mercado disminuye, por lo que con el desarrollo de los mercados a plazo, el beneficio es doble. 1 Mercados a plazo: El futuro del sistema eléctrico se encuentra en la venta de energía en el largo plazo, tal y como han evolucionado los mercados europeos. En España este proceso habría comenzado antes dado que el mercado liberalizado ya se diseñó en el año 1998 para funcionar bajo un mercado diario spot y a través de acuerdos bilaterales entre los productores y los consumidores, sin embargo, una mala regulación hizo que los acuerdos bilaterales no fuesen viables. Una vez solucionado este problema, los mercados a plazo se vienen desarrollando principalmente fomentados por el desarrollo de la comercialización. 33

51 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Aunque las mayores comercializadoras pertenecen a los grandes productores de electricidad por el hecho de que ambos negocios suponen una cobertura natural del riesgo, un gran número de nuevos agentes están apareciendo en el mercado y éstos deberán aprovisionar la energía que necesiten sus clientes, así pues, dado que el riesgo que supone exponerse al mercado spot diario es muy alto, los mercados a plazo cada vez cobrarán mayor relevancia, sometiendo al mercado spot a convertirse en un mercado de ajustes. Los mercados a plazo conllevan grandes ventajas no sólo para los consumidores sino para los agentes generadores, incluso para el Regulador: Permiten aumentar el número de agentes participantes y disminuir el poder de mercado que pudiese existir. Permite a los agentes cubrir sus posiciones en el largo plazo, reduciendo el riesgo de sus respectivos negocios. Se convierten en un instrumento de referencia en cuanto a los precios de futuro y la formación de curvas forward, por lo que es una ayuda para los nuevos entrantes a la hora de analizar oportunidades de inversión en el mercado. Existen tres maneras básicas de realizar transacciones: Mercados Over The Counter (OTC) Mercados organizados Subastas reguladas (incluyendo las VPP, CESUR y subastas de OMIP) La denominación OTC tiene su origen cuando los instrumentos se compraban literalmente a través del mostrador de un banco, por ejemplo. El significado actual es el de un mercado que no tiene una localización específica y que tiene menos normas que reglamenten las operaciones. Las transacciones se hacen directamente entre los operadores y los clientes a través del teléfono o de una plataforma electrónica. La dificultad que podía suponer encontrar una contrapartida en un mercado OTC, así como el riesgo de que ésta incumpliese las obligaciones contraídas, supuso que la 34

52 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia negociación directa entre las partes fuese evolucionando hacia el entorno de los mercados organizados. Una característica fundamental de los mercados organizados es la existencia de una cámara de compensación o contrapartida (Clearing House) que se interpone entre comprador y vendedor en cada transacción económica. 1.1 Mercados organizados (OMIP) OMIP se creó como mercado de futuros en conjunto con Portugal como uno de los pasos hacia la integración del Mercado Ibérico de la electricidad. En OMIP se negocian futuros de electricidad con distintos plazos con suministro en el mercado ibérico de electricidad. Un futuro es un acuerdo contractual entre un comprador y un vendedor respecto un activo específico en una fecha concreta del futuro. Es un contrato estandarizado, cuyas cotizaciones son públicas. Una vez comprado un contrato, se puede vender y cerrar en cualquier momento previo a la fecha de liquidación. En OMIP, las transacciones se realizan en un mercado organizado y a través de una cámara de compensación (OMIClear). La cámara de compensación garantiza que el pago sea realizado, para ello, ambas contrapartes hacen un pago llamado margen inicial, este margen inicial o depósito varía según los requisitos de cada mercado. La liquidación del contrato es diaria y en función del resultado del mercado spot, se determinan las ganancias o pérdidas de cada agente en los que se denomina mark-tomarket. El sistema de márgenes garantiza que la liquidación se realice correctamente. 35

53 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Figura 3. Liquidación de contratos en una cámara de compensación La cámara de compensación de este modo elimina el riesgo de crédito. En OMIP se da además una particularidad y es que la liquidación del producto se puede realizar de dos manera: financiera que correspondería al proceso anterior donde se determinan las ganancias o pérdidas diarias del contrato negociado o bien por liquidación física, es decir, el comprador del producto acude al mercado diario spot donde recibe el precio del mercado diario por la energía correspondiente y pagando al mismo tiempo el precio convenido del contrato. Los contratos que se pueden negociar son un número de megawatios superior a uno, para suministro en base durante una semana, un mes, un trimestre o un año entero. La negociación puede ser continua o por subasta. En la negociación continua, se generan distintos deals con distintos precios a lo largo de toda la fase de trading. El precio viene determinado por las ofertas ubicadas en el libro de órdenes. A igualdad de precio se despacha con el criterio de last in first out. Mientras que en las subastas, el precio se fija con criterio de máximo volumen despachado. A igualdad de volúmenes se decide la oferta entrante en la subasta por aquélla que haya ofertado a menor precio. El precio de la subasta es asumido por todos los agentes compradores y vendedores que hayan resultado adjudicatarios. La subasta es pública de tal manera que los agentes van viendo el precio resultante 36

54 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia según se van metiendo y modificando ofertas. En el momento definido por OMIP, éste congela la subasta obteniéndose el consiguiente resultado. En esta modalidad de subasta, a través de diversas órdenes ministeriales se ha establecido la cantidad que las empresas distribuidoras han de comprar, con el fin de fomentar la liquidez de OMIP, al mismo tiempo que se obtiene una referencia del precio futuro de suministro a clientes que aún se encuentren regulados con suministro a tarifa. El precio se fija con el criterio de máximo volumen negociado, mínimo precio resultante. El precio de la subasta es asumido por todos los compradores y vendedores. El precio resultante estará limitado por el precio del contrato establecido en la sesión de negociación previa más/menos un porcentaje de variación (9% y 6% para los contratos mensuales y trimestrales respectivamente). La subasta es pública de tal manera que los agentes van viendo el precio resultante según se van introduciendo y modificando ofertas. En el momento definido por OMIP, este congela la subasta obteniéndose el consiguiente resultado. Las cantidades de participación de las distribuidoras vienen definidas por Orden Ministerial. Se utilizarán ofertas específicas para la subasta (una vez concluida ésta, las ofertas desaparecen) y se apuntarán en la cuenta física. 1.2 Mercados OTC: Suponen otra alternativa de contratación de la energía a plazo. Son mercados financieros (sin entrega física) donde se negocia de forma bilateral, generalmente a través de un intermediario (broker), en el que existe riesgo de contraparte. La liquidación del contrato se realiza por diferencias (SWAPS) con el PMS del MD de OMEL. La negociación de estos contratos es libre, sujeto a los acuerdos (crédito) existentes entre las contrapartes. No hay miembro gerente ni liquidador y las garantías son privadas. A diferencia de los futuros, no hay liquidación diaria de pérdidas y ganancias. Al negociar productos de manera bilateral, es posible negociar productos no estándares (sin ser necesario el uso de productos base) 37

55 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Con la promoción de los mercados a plazo, se podrá en el futuro negociar mayor número de contratos con diversas características que se ajusten en función a las necesidades de los usuarios. La evolución de los mercados a plazo españoles será similar a los mercados europeos, que se caracterizan por: Mercados muy interconectados. Presencia activa de agentes puramente financieros. Productos financieros complejos. Opciones, etc... Además de los futuros, existen productos más complejos que se adecuan de mejor manera a las necesidades de los usuarios, los productos financieros se denominan en general derivados. Los productos derivados son instrumentos financieros cuyo valor deriva de la evolución de los precios de otros activos denominados activos subyacentes, que en este caso se trata de la electricidad. Los productos derivados sirven para trasladar el riesgo de unos agentes (que desean venderlo) a otros (que quieren adquirirlo), lo que permiten usarlos con finalidades opuestas. Existen cuatro tipos principales de derivados, según [REUT01]: Contratos a plazo: Es una transacción en la que el comprador y el vendedor acuerdan la entrega de una determinada cualidad y cantidad de activo (generalmente una materia prima o producto) en una fecha futura también determinada. El precio se pude fijar por adelantado o en el momento de la entrega. Contrato de futuros: Es un acuerdo contractual en firme entre un comprador y un vendedor sobre un activo determinado en una fecha futura también determinada. El precio del contrato variará de acuerdo con el mercado, pero es fijo cuando la operación se cierra. El contrato también tiene una especificación tipo para que ambas partes sepan exactamente lo que están contratando. 38

56 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Contratos de opciones: Es un contrato que confiere el derecho, pero no la obligación, de comprar (call) o vender (put) un instrumento o activo subyacente determinado a un precio determinado (el llamado precio de ejercicio o strike price) hasta o en una fecha concreta en el futuro (al vencimiento). El precio para tener este derecho lo paga el comprador del contrato de opción al vendedor y se conoce como prima. Operaciones swap: Es la compra y venta simultánea de una obligación o activo subyacente similar, de capital equivalente, en la que el intercambio de acuerdos financieros proporciona a ambas partes de la transacción unas condiciones más favorables que las que de otra forma podrían obtener. 1.3 Subasta reguladas: Además de la venta a plazo a través de comercializadoras y de la contratación en mercados OTC y en OMIP, también existe la posibilidad de contratar energía a plazo a través de diversas subastas que el Regulador ha establecido con diversos fines: Emisiones primarias o VPP: El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio desea establecer mecanismos que ayuden al desarrollo del mercado a plazo de energía eléctrica. Para este fin el Real Decreto 1634/2006 obliga a Endesa e Iberdrola, los dos mayores agentes del mercado, a llevar a cabo una serie de cinco subastas ofreciendo capacidad virtual (VPP) a cualquier entidad que sea miembro del Mercado Español de electricidad. Un objetivo adicional es incrementar la proporción de electricidad que es comprada mediante contratos bilaterales con una duración de varios meses y estimular la liquidez de los mercados a plazo de electricidad. Al mismo tiempo, se pretende disminuir el supuesto poder de mercado que estas dos empresas pueden tener. Al igual que se han realizado subastas de VPP en el resto del mundo. Las subasta españolas se desarrollan de la misma manera que las VPP de tipo francés, en donde, se determina un precio de ejercicio o precio strike, que viene a representar el coste variable de la central que se oferta (de ahí lo de central virtual o Virtual PowerPlant). Los agentes que hayan resultado adjudicatarios en la subasta, 39

57 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia podrán posteriormente, nominar la energía que deseen el día anterior a su suministro, antes deberán pagar dicho precio de ejercicio y a cambio recibirán el precio del mercado diario en la hora correspondiente para la energía nominada, similar al despacho que harían en caso de poseer la central subastada. La capacidad VPP es por tanto, una serie de opciones horarias para las cuales el comprador pagará una prima (la Prima de la Opción ). Las cinco subastas anteriormente nombradas se celebraron con éxito entre junio de 2007 y junio de Posteriormente, el Real Decreto 324/2008 del 29 de febrero de 2008 extiende la obligación de Endesa e Iberdrola de ofrecer capacidad VPP en las 6ª y 7ª subasta que se celebrarán en septiembre de 2008 y marzo de 2009 respectivamente. Los productos subastados en estas últimas subastas tienen las siguientes características, según [VPP]: El producto VPP subastado será liquidado financieramente en lugar de mediante entrega física de electricidad. Convirtiéndose de esta manera la capacidad de VPP en una cobertura sobre el precio horario de la electricidad. en el mercado diario (convirtiéndose en la primera VPP realizada en el mundo que se liquida de esta forma) No resulta necesario el requerimiento de nominar el producto VPP antes de que el precio de mercado diario esté disponible, dado que como producto financiero, la opción se ejercitará automáticamente siempre que sea beneficioso para el comprador. Los pujadores en las subastas no requieren ser agentes del mercado eléctrico para poder participar. Se subastan productos semestrales y anuales, y se deja de subastar el producto trimestral como en las cinco subastas anteriores. Se impone la obligación de que las subastas se realicen cada seis meses. Se subastarán productos base y productos punta. 40

58 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Producto Base: Consta de una serie de opciones horarias que podrán ser ejecutadas en cada hora del día, para todos los días del periodo de ejercicio, siempre que el precio horario del mercado sea superior al precio de ejercicio. El Precio de Ejercicio se determinará en /MWh y será fijo durante todo el periodo de ejercicio y el mismo para cada hora. El Precio de Ejercicio se fijará antes de la subasta y se comunicará con anterioridad. Producto Punta: Consta de una serie de opciones horarias que podrán ser ejecutadas únicamente en las horas definidas como punta, siempre que el precio horario del mercado sea superior al precio de ejercicio. Las horas punta son las horas entre las 8h y 20h de todos los días naturales, excepto sábados, domingos y festivos nacionales durante el periodo de ejercicio. Aunque el producto punta en las primeras cinco subastas podía ser ejecutado desde las 8h hasta las 24h. El Precio de Ejercicio se determinará en /MWh y será fijo durante el periodo de ejercicio y el mismo para cada hora. Los productos subastados se repartirán en bloques de energía que pueden variar entre 2 y 10 MW. La Entidad Gestora de las Subastas será designada por la CNE, que a su vez será la encargada de supervisar la subasta para asegurar el cumplimiento de los decretos y resoluciones relevantes. Los Agentes Interesados que deseen adquirir electricidad a un precio no superior al predefinido para un periodo en particular comprarán electricidad en el mercado diario y procederán a la cobertura sobre el precio horario mediante la compra de la combinación de contratos de carga base y carga punta VPP que más se ajuste a su demanda. Recibirán pagos de compensación siempre que el precio horario determinado en el mercado exceda el Precio de Ejercicio de los contratos y, a cambio, deberán pagar la Prima de Opción mensual. El objetivo de la subasta es determinar los valores de la Prima de la Opción para la cual la demanda de los Pujadores es menor o igual que los volúmenes que se ofrecen. La subasta se llevará a cabo en varias rondas. El proceso que regula la evolución de las subastas es del tipo ascending clock, según el cual, se parte de un precio de 41

59 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia reserva previamente fijado por los agentes, si bien en estas subastas españolas no se está considerando dicho precio. Se desarrollan varias etapas hasta determinar el cierre de la subasta. El cierre de la subasta se determina cuando la energía ofertada es igual o superior al total de las ofertas de compra. Mientras exista mayor energía en las ofertas de compra, el precio de la subasta ascenderá, y conforme el precio ascienda, es de suponer que las ofertas disminuirán. En las subastas se ofrecen todos los productos simultáneamente. Los precios relativos de las diferentes duraciones por cada producto se definen mediante las Curvas de Indiferencia. Los pujadores son libres de cambiar su demanda entre las diferentes duraciones dentro del producto de carga base e igualmente dentro del producto de carga punta. Los pujadores tienen la oportunidad de diseñar el portfolio de productos óptimo para sus necesidades, dependiendo de la convergencia entre oferta y demanda. Los precios para la Prima de la Opción se anunciarán y los pujadores enviarán la cantidad de MW por la que desean pujar, sujetos a la limitación de que un pujador nunca podrá incrementar la cantidad de MW-semestre (MWs) contenidos en sus pujas según aumentan los precios. En rondas posteriores, los precios aumentarán y los Pujadores sólo podrán mantener o disminuir las cantidades de energía por las que están pujando. La subasta se cierra en el momento en el que para un determinado precio (Precio de Cierre) la demanda para los productos es menor que la oferta. Este método se llama subasta ascendente de reloj. La Secretaría General de la Energía (SGE) puede definir, antes de la subasta, un precio mínimo (Precio de Reserva) para cada producto según las Reglas de la Subasta. Dichos Precios de Reserva se comunican a la Entidad Gestora de la Subasta antes de la subasta pero no se hará público. Si el Precio de Cierre de un producto es menor que el Precio de Reserva, no se venderá cantidad alguna de dicho producto Subastas CESUR: Las subastas CESUR o subastas de contratos bilaterales para el suministro a tarifa son unas subastas impuestas por el MITYC según la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero. 42

60 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia El objetivo de estas subastas es doble. Por una parte, fomentar la contratación de energía a plazo y por otra, establecer el precio de compra de gran parte de la energía suministrada a tarifa con suficiente antelación como para trasponer dichos precios a la tarifa eléctrica. Las subastas se realizan con carácter trimestral, posteriores a las subastas de emisiones primarias. En las primeras cinco subastas se impuso la necesidad de contratar MW en base par suministro durante el trimestre siguiente, entre todas las distribuidoras ibéricas. Para las subastas que se realizaron a partir de Julio de 2008, la energía subastada fue mucho menor, dado que ya se había producido la eliminación de las tarifas para los consumidores conectados en alta tensión. Es de prever que las subastas CESUR se eliminarán conforme lo hagan las tarifas reguladas. El proceso que siguen las subas CESUR es del tipo descending clock, es decir, una vez fijada la energía que se oferta para vender, se parte de un precio de salida. Los agentes vendedores envían el total de energía que desean ofertar. SI el total de ofertas de venta es superior a la energía que se subasta, se pasa a la siguiente ronda, que cuenta con un precio menor. Ante un menor precio, es de suponer que el número de ofertas disminuirá. Así pues, llegará un momento en que más energías sean iguales, siendo el precio de la ronda en la que se encuentre el precio resultante de la subasta. A partir de la cuarta subasta de CESUR se comenzó a subastar productos de más largo plazo, además de los trimestrales, también se subastaron productos semestrales. La cantidad que se subastó de ambos estaba relacionada por complejas fórmulas. Por último, los agentes adjudicatarios de las subastas CESUR, deberán cada día formalizar dentro de sus ofertas de venta al mercado diario de OMEL aquélla energía que corresponda a la adjudicataria de la subasta CESUR a través de una oferta bilateral con sus unidades de venta. A partir del 1 de enero de 2009, cuando desaparezca la tarifa regulada, la energía para el Suministro de Ultimo Recurso será adquirida por los comercializadores 43

61 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia designados (que será el comercializador del grupo empresarial del distribuidor al que esté conectado el cliente) mediante adquisiciones reguladas (tipo OMIP) en mercados a plazo, o mediante subastas ad-hoc de horizontes meses a las que puedan acudir libremente los generadores/comercializadores. El precio será de mercado y será reconocido de forma que la actividad no estará sujeta a riesgo Subastas de OMIP: El Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública en su artículo vigésimo segundo modificó la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, con objeto de posibilitar la creación del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), ampliando el concepto del mercado de producción y abriendo la posibilidad a los distribuidores de que puedan adquirir la energía para su venta a tarifa mediante la contratación bilateral. Para ello, habilitó al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a regular la participación de los distribuidores en los sistemas de contratación bilateral con entrega física, así como los mecanismos que promuevan una gestión comercial eficiente por parte de dichos sujetos. Por su parte, el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, modificó el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, para la adecuación de la nueva estructura del mercado de producción de energía eléctrica a lo establecido en el Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, y al Convenio Internacional relativo a la constitución de un Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, de 1 de octubre de Según el citado convenio se establece que los comercializadores regulados deberán adquirir en el mercado a plazo gestionado por OMIP, así como mecanismos que promuevan una gestión comercial eficiente por parte de dichos agentes. Dicho 44

62 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia compromiso de obligatoriedad permite mantener liquidez en OMIP, de forma que exista una señal de precios estable en este mercado a plazo. La contratación a plazo de la energía por parte de las distribuidoras en las subastas de OMIP se regula a través de diversas órdenes ITC para cada período: La orden ITC/3990/2006 regulaba la contratación a plazo de energía eléctrica por los distribuidores en el primer semestre de 2007; la orden ITC/1865/2007, de 22 de junio regulaba la contratación a plazo de energía eléctrica por los distribuidores el segundo semestre del año 2007 y el primer semestre del año 2008, y por último la orden ITC/1934/2008 de 3 de julio regula la contratación a plazo en el segundo semestre del año Estas órdenes ministeriales fijan la obligación transitoria de los distribuidores con más de clientes de contratar a plazo energía eléctrica en las subastas OMIP- OMIClear, hasta la desaparición del suministro a tarifa el 1 de enero de Los distribuidores afectados estarán obligados a adquirir energía eléctrica en el mercado a plazo gestionado por OMIP-OMIClear mediante la compra de contratos de futuros con entrega física en las subastas. Las citadas órdenes ITC determinan la cantidad que deberá adquirir el total de las distribuidoras, fijando unos porcentajes de participación sobre estas energías en función de los clientes con que cuenten. A grandes rasgos, esta energía suponía el 5% de la demanda prevista por las distribuidoras en las primeras subastas, aunque este porcentaje se elevó al 10% en la segunda orden mencionada. Antes de la entrada en vigor del suministro de último recurso se determinará el procedimiento por el que los comercializadores que asuman las obligaciones de suministro de último recurso si bien, deberán subrogarse en los compromisos de compra en OMIP adquiridos por las empresas distribuidoras. OMIE debe por su parte establecer procedimientos que permitan la realización de la entrega física de energía eléctrica asociada a posiciones abiertas en contratos de futuros negociados en el mercado a plazo gestionado por OMIP-OMIClear. 45

63 Análisis Regulatorio Medidas para la promoción de la competencia Por último, se hace necesario mencionar al menos la existencia de otras subastas en el mercado gasístico, tales como son las subastas de mermas, las subastas de gas talón o las subastas de capacidad de almacenamiento subterráneo. Además, de cara al abastecimiento de los comercializadores de último recurso, figura que surgirá a partir de 2009, pero que progresivamente irá perdiendo capacidad, se prevé que éste se haga a través de subastas reguladas, similares a las actuales subastas de OMIP, con una serie de nuevos productos, además del suministro en base, será necesaria energía de punta y otros productos que se adecuen al suministro en todo momento de las necesidades de los comercializadores mencionados. 46

64 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Capítulo 3 REGULACIÓN DE LA SEGURIDAD DE SUMINISTRO La Comisión Europea define a la energía como un bien público pero que tiene un tratamiento de servicio esencial. Sin la energía no es posible el desarrollo humano tal y como se conoce hoy en día. La energía tiene además la característica de ser un bien escaso, por lo que es fundamental optimizar la asignación correcta de los recursos para garantizar que las reservas de éstos duren el mayor tiempo posible. Otra de las características de la energía es que, a grandes rasgos, no se puede almacenar. La electricidad no se puede almacenar más que en pilas de electricidad, pero esta opción no es aceptable dadas las necesidades reales, el gas natural se puede almacenar en yacimientos subterráneos, pero en España apenas se cuenta con capacidad de almacenamiento, lo que es especialmente preocupante en invierno cuando las puntas de demanda se disparan. La otra forma de almacenamiento de energía es en los embalses hidráulicos, pero dicha capacidad ha llegado a un punto máximo e incluso la capacidad real de almacenamiento está disminuyendo por el incremento de los usos del agua en riegos y el aumento de las necesidades para el consumo humano. La energía, como bien público no puede estar por tanto sujeta a rupturas en el suministro. Además, es labor de toda Administración garantizar que este suministro se realice bajo unas condiciones de precio que sean permisibles para todos los consumidores, ya sean industriales o domésticos. Para garantizar el suministro energético se han de garantizar tres aspectos: La disponibilidad de las materias primas necesarias (tanto para generar electricidad como para suministrar gas natural) a un precio permisible. 47

65 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro La capacidad suficiente para hacer llegar la energía a los consumidores. Tanto a nivel de redes de transporte y distribución, como a nivel de centrales de producción, tanto centrales eléctricas como regasificadoras para suministro del gas natural. El suministro se ha de realizar bajo unas condiciones de calidad adecuadas. En este capítulo se van a tratar estos tres aspectos. El primero de ellos está relacionado con la diversificación de las necesidades energéticas, de manera que se minimiza el riesgo al que se está expuesto en los mercados internacionales de combustibles. El segundo de ellos viene relacionado con los mecanismos de garantía de potencia, que fomentan el desarrollo de nuevas instalaciones con el objetivo de cubrir la demanda. El tercero de ellos viene dado por los parámetros que los organismos internacionales certifican como mínimos necesarios que debe cumplir en un caso la onda eléctrica, en otros, el gas natural. 1 Diversificación de las necesidades: Según el Libro Verde de la Seguridad de Suministro de la Unión Europea [COM02], la dependencia energética europea está aumentando constantemente, siendo del 50% en la actualidad (en España este valor es superior al 70%) y podría darse el caso de que este valor se incrementase hasta el 70% en 2020 ó Un valor tan elevado de dependencia energética supone grandes riesgos para la Unión Europea en su conjunto, afectando a los ámbitos económico, social y ecológico. Además, la elevada concentración de las importaciones energéticas en países que ya son de por sí políticamente inestables, supone mayores riesgos para la Unión. En concreto, el 45% de las importaciones de petróleo se realizan desde países de Oriente Medio y el 40% del gas natural desde Rusia. Dado que la Unión Europea tampoco cuenta con medios para cambiar los mercados internacionales de combustibles, la volatilidad de estos mercados y el riesgo sobre el precio que esto conlleva es traspasado directamente a los consumidores de la Unión Europea, lo que no resulta sostenible en el largo plazo. 48

66 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Es por ello, que se recomienda una estrategia de largo plazo que reduzca los riesgos vinculados a esta dependencia exterior. El objetivo de la política europea de seguridad de suministro es garantizar la disponibilidad inmediata y en el largo plazo de los diversos productos energéticos a precios permisibles para todos los consumidores (industriales y domésticos) al mismo tiempo que se respeten los límites medioambientales pertinentes. De manera que no se produzcan situaciones de corte de suministro energético y se garantice de esta manera el adecuado desarrollo de la economía. Hasta ahora, la política energética de la Unión Europea había adquirido una dimensión comunitaria, es decir, cada estado miembro establecía de manera independiente, de acuerdo a lo dispuesto anteriormente la UE, los objetivos individuales en relación a la lucha contra el cambio climático o la liberalización de los mercados. En la actualidad, la Comisión Europea tiene plenos poderes para intervenir en varias áreas, especialmente la protección del medioambiente, la armonización regulatoria y la creación del mercado interior de la electricidad y el gas. La Comisión Europea también ha determinado que el objetivo de la política comunitaria no ha de ser el fomento de la autosuficiencia, sino reducir los riesgos vinculados a esta dependencia exterior y optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles. Dentro de los sectores que crean más dependencia, destacan el sector del transporte que es responsable del 32% del consumo energético y del 28% de las emisiones de CO2. Como medida para garantizar el suministro energético, la Comisión Europea plantea la necesidad del desarrollo del mercado interior, dado que bajo una economía de mercado se consigue no sólo precios más competitivos, sino que además se garantiza la asignación óptima de los recursos. La energía como servicio público no puede estar sometida a posibles rupturas en el suministro. Pero dada la gran extensión de la Unión, se hace necesario aumentar el comercio energético entre los países que conforman la Unión. 49

67 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Las principales medidas que sugiere la Comisión Europea que se deben llevar a cabo para cubrir el concepto de seguridad de suministro suponen: Desarrollos de planes de acción preventiva de largo plazo. Desarrollo de mecanismos para la vigilancia de los mercados. Afianzamiento de las relaciones con los países no pertenecientes a la Unión Europea. En el ámbito de la regulación española ya se han dado algunos pasos hacia la consecución de estos objetivos. En primer lugar, se liberalizaron los mercados de electricidad y gas en el año 1996, aunque dicha liberalización no se concretó en un mercado hasta el Bajo una economía de mercado, se optimiza la asignación de los recursos al mínimo precio. Además, la teoría económica nos dice que los precios diarios de la energía convergen hacia los precios del largo plazo, dado que, en un entorno competitivo, los agentes ofertan al mercado de producción con sus costes de producción, pero dichos costes deben reflejar los costes de oportunidad de las materias primas, dado que éstas son un bien escaso y dicha característica se debe reflejar en el mercado para dar la señal de precios que incentive al cambio tecnológico o a la investigación. El otro problema al que se debe hacer frente consiste en que la industria energética es un sector intensivo en combustibles. Como España no cuenta con un elevado nivel de recursos energéticos, la dependencia exterior es muy alta, por lo que la exposición al precio de los mercados internacionales de combustibles es muy alta, lo que es preocupante dada la situación esperada de inestabilidad en estos mercados creada por el aumento de las necesidades energéticas en los países emergentes como China, India o Brasil y la concentración de los combustibles en regiones inestables políticamente. Una medida para minimizar el riesgo que crea esta exposición a los mercados internacionales consiste en la contratación del suministro de los combustibles a largo plazo. La otra medida consiste en imponer la obligación de diversificar los orígenes de los combustibles, de manera que ante problemas en una determinada región, se 50

68 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro pueda garantizar el suministro energético a través de otros contratos con otras regiones. En el mercado liberalizado en el que nos encontramos, son las mismas empresas energéticas las que se encargan de minimizar su exposición ante los mercados energéticos y de diversificar el origen de sus combustibles, dado que posteriormente han de competir con otras empresas energéticas. Adicionalmente, dado el incremento del consumo de gas natural y el impacto que éste tiene sobre el mercado eléctrico, se impuso desde la Administración la norma de que toda empresa de suministro de gas tuviese contratos de suministro con al menos cinco países distintos. Al mismo tiempo, dada la escasa capacidad de almacenamiento de gas natural, se impuso la necesidad de que éstas empresas contasen en todo momento con suficientes reservas para el suministro seguido a sus clientes durante treinta y cinco días exclusivamente a partir de estas reservas, previendo la posibilidad de que en puntas de invierno los barcos de suministro de gas deban hacer cola para la descarga en el sistema. Respecto al sector eléctrico, la diversificación alcanza otros niveles dado que se puede diversificar en el mix tecnológico con que se cuente y dentro de cada tecnología se puede diversificar en el origen de los contratos de suministro de combustible. La medida comentada anteriormente para el suministro de gas natural afecta también al suministro de gas a los ciclos combinados, que resultan la tecnología con mayor relevancia y mayor crecimiento esperado en el sistema español. Sin embargo, no se debe confiar exclusivamente en esta tecnología. El carbón y la energía nuclear suelen funcionar como tecnologías de base, por los yacimientos de carbón nacional y la existencia de uranio de manera natural, estas tecnologías no dependen de suministros del exterior, si bien los contratos de suministro se suelen negociar en base a los precios internacionales de los combustibles, pero dadas las reservas mundiales de éstos, se estima que en el largo plazo, dichos precios se deberían mantener estables. La disminución de la dependencia energética exterior viene dada sin embargo por el fomento de las energías renovables, que como su nombre indican, no dependen de 51

69 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro combustibles escasos y por el fomento de la eficiencia y el ahorro energético. En estos aspectos España se ha propuesto unos objetivos ambiciosos pero muy positivos. El principal problema de las energías renovables viene dado por su condición de dependencia de factores meteorológicos y de la situación actual en las que estas energías apenas aportaban servicios de reserva para el operador del sistema. De hecho, las energías renovables suelen no estar disponibles en los momentos de punta del sistema. Dado que la punta de sistema suele venir dada en los momentos de temperaturas más extremas del año. Estas condiciones ocurren cuando existe un anticiclón sobre la península ibérica. Los anticiclones se caracterizan además por la escasez de viento, lo que desemboca en una escasa generación eólica que es la más representativa dentro de las energías renovables. Por la primera característica mencionada anteriormente, estas energías requieren de otras fuentes de energía como apoyo a las renovables, esta tecnología suele consistir en la generación hidráulica y dentro de la generación térmica en los ciclos combinados de gas natural. Por la segunda característica mencionada, se han desarrollado mecanismos, normalmente basados en dispositivos de electrónica de potencia que permiten regular más eficazmente las energías renovables, mejoran además otras características como el consumo de reactiva de las máquinas, la disminución de los armónicos de la corriente eléctrica que hasta ahora estas energías vertían a la red e incluso permiten que las energías renovables reserven parte de su producción de manera que puedan participar en el aporte de servicios complementarios a la red. 2 Mecanismos para preservar la Garantía de Potencia La garantía de potencia se define como un mecanismo que afianza y protege (al consumidor) contra el riesgo de una falta del suministro eléctrico. Una falta en el suministro eléctrico es más comúnmente denominada como un apagón. Por tanto, la garantía de potencia de un sistema mide la fiabilidad que existe de que el suministro eléctrico se haga de forma continuada y sin apagones. 52

70 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones adecuadas de calidad y continuidad del suministro. La Garantía de Potencia se enmarca dentro de los principios que se han de seguir para garantizar dicha continuidad de suministro en el sistema eléctrico. En una economía basada en un mercado ideal se garantiza la optimización de los recursos al mínimo precio y la seguridad de suministro. Sin embargo, los sistemas energéticos no son perfectos. En primer lugar, la energía es un bien público con carácter de servicio esencial, por lo que no es factible una falta de suministro de estos productos. Sin embargo, la teoría marginalista nos indica que en condiciones ideales, el consumidor ha de estar dispuesto a que le corten el suministro, en caso contrario, el coste de energía no suministrada será muy elevado. De hecho, el coste de energía no suministrada ha de ser tan elevado como el coste de la central de punta más cara. Por otra parte, dado que la demanda energética tiene un carácter distinto en cada momento y es muy volátil y difícil de predecir en el largo plazo, todo sistema energético ha de contar con una serie de instalaciones extra para que cubran las posibles variaciones de la demanda por encima de lo esperado. Estas instalaciones, por resultar sobrantes, funcionarán muy pocas horas al año y en esas pocas horas de funcionamiento han de cubrir sus costes de inversión además de sus costes de operación, por lo que el riesgo al que estas instalaciones, comúnmente conocidas como de punta o peakers es muy elevado. Sin la garantía de recuperación de sus costes, ninguna empresa energética realizará inversiones en este tipo de tecnologías. Se han desarrollado diversos modelos que regulan la garantía de potencia, a continuación se explican los más interesantes Modelos regulatorios internacionales: Hoy en día la mayoría de los sistemas eléctricos han migrado a mercados eléctricos liberalizados. En los mercados liberalizados, atendiendo a leyes de oferta y demanda, debería darse suficiente señal para que la generación esté disponible en momentos de necesidad, pero esto no ocurre en la realidad, y de hecho ocurre lo contrario que se 53

71 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro quitan antiguas centrales pero no se invierten en nuevas que las reemplacen, notándose no sólo la reserva de potencia que disminuye dado que la demanda aumenta cada año, sino el hueco que deja la central que desaparece. Existen diversas razones para la aparición de los métodos de garantía de potencia: Por una parte, los riesgos que conlleva un mercado para un agente que quiera invertir en nuevas centrales de generación para recuperar sus costes de inversión, especialmente en las centrales de punta cuyos ingresos son más volátiles, hacen que sea necesario un método que estabilice los ingresos de dichos entrantes mediante un método de pagos adicionales. Por otra parte, es necesario contar con un margen de potencia de reserva. En primer lugar se evita que crecimientos no previstos de la demanda eléctrica puedan ser cubiertos; en segundo lugar, se garantiza que ante indisponibilidades de alguna central, se pueda seguir abasteciendo la demanda eléctrica, principalmente en los períodos de punta, que corresponde a momentos en los que no hay mucha más potencia disponible. Por todo ello, aparecen los mecanismos de garantía de potencia. En el presente capítulo se pretende hacer una revisión de las distintas formas que se plantean en el mundo para hacer frente a este problema de la Garantía de Potencia. Los distintos modelos de Garantía de Potencia llevados a cabo en todo el mundo se pueden agrupar en las siguientes cinco categorías, tal como se explica en [MONT06]: Contratación bilateral a largo plazo obligatoria. "Leave it to the Market". Subastas para nuevos entrantes. Reservas a largo plazo. Pago por Capacidad. Mercados de Capacidad. 54

72 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro 2.1 Contratación bilateral a largo plazo obligatoria: Especialmente se ha puesto en práctica en Brasil y se ha planteado su incorporación en Chile. Se implantó tras el fenómeno meteorológico de "el Niño" que produjo grandes sequías en toda Sudamérica. Dado que el sistema eléctrico brasileño estaba basado en la producción hidroeléctrica en un 80%, se produjeron varios episodios de insuficiencia energética. La demanda por su parte, antes esta insuficiencia energética llevó a cabo una campaña de ahorro energético, y tan eficiente fue dicha campaña que, en períodos más húmedos existe ahora excedente de energía por parte de Brasil. Este método consiste básicamente en obligar a las compañías distribuidoras y la demanda en general a contratar toda o un cierto porcentaje de la energía que estiman que van a consumir en un período determinado en el muy largo plazo (20 años), de forma que se elimina el riesgo a la nueva inversión y se asegura el abastecimiento eléctrico. En un principio el método brasileño estableció que la cifra que cada compañía distribuidora debía asegurar a través de los contratos bilaterales fuera del 75 % de su consumo esperado en los siguientes 20 años. La cifra de 20 años corresponde a que se permite un margen de 5 años para que se haga efectivo el contrato bilateral, asegurando que en ese tiempo (que coincide con el tiempo medio que tarda en construirse una central basada en turbina de gas, tecnología que corresponde a actual oferta marginal o de punta) estén disponibles las distintas centrales. Por otra parte, el período máximo por el cual se puede contratar bilateralmente es 15 años, con el fin de asegurar la libre entrada a nuevos inversores. La forma de realizar los contratos bilaterales es a través de un sistema de ofertas de precio, tiempo y cantidad tanto por el lado de la oferta como por el de la demanda. Estas subastas se llevan a cabo cada un determinado tiempo, uno o dos años. Conclusiones: El sistema de subastas se basa en mecanismos de mercado, donde oferta y demanda determinan el precio. 55

73 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Asegura la construcción de nuevas centrales y la diversificación del mix energético. Es un método ciertamente intervencionista para un sistema eléctrico basado en mercados liberalizados, donde se obliga a comprar y vender. No tiene en cuenta fluctuaciones en la demanda esperada y tampoco en la energía que se oferta, obligando a los ofertantes a hacerse cargo de estas variaciones e incertidumbres. Consiste en asegurar el abastecimiento del consumo eléctrico total al precio que se determine de los contratos bilaterales, sin tener en cuenta la posible gestión del consumo eléctrico por parte de la demanda. La contratación a muy largo plazo del consumo eléctrico garantiza este suministro pero interfiere apreciablemente en el mercado eléctrico. 2.2 "Leave it to the Market" Modelo que sólo puede ser aplicado en mercados eléctricos liberalizados. Se basa en que el mercado eléctrico proporciona suficiente señal a los agentes para realizar nuevas inversiones e instalar nuevas centrales. Por tanto, si el precio de la electricidad obtenido resulta elevado durante pocas horas al año, se puede deducir que hay pocas centrales disponibles y por tanto es necesario invertir en nuevas centrales de punta, como la turbina de gas. Por el contrario, si el precio de la electricidad resulta elevado de manera continuada a lo largo del año, indicará que lo que se necesita es invertir en centrales de carga, como las centrales térmicas de carbón o nuclear. En este método se intenta intervenir lo mínimo posible en el mercado eléctrico. Además, para que el mercado pueda proporcionar esa señal fiable, se eliminan aquellos factores que lo distorsionan, como es el límite de precio o price cap que el Regulador suele imponer para proteger a la demanda de altos precios. Un caso que se podría enmarcar en este tipo de modelo es el caso australiano, tras su incorporación de un mercado eléctrico liberalizado. 56

74 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Caso australiano: Hasta 1998 el sistema eléctrico australiano estaba formado por empresas verticalmente integradas que operaban en su región. El actual mercado eléctrico permite determinar los precios de cada región cada cinco minutos. Y cada mercado regional se integra dentro del mercado común. En 1998 se partió de una situación de exceso de capacidad en la que se acababan de hacer grandes inversiones en nuevas centrales. Un estudio realizado por el ACCC australiano determina que es necesario que el price cap sea elevado para ser un buen incentivo a nueva inversión, pero hay que tener cuidado ya que, con tal que los precios del mercado lleguen a ser iguales al coste de energía no suministrada durante 2 horas a lo largo del año, el precio medio del mercado se elevará en un 10 %. Se estableció un límite de /MWh. Si evaluamos la realización práctica, resulta que en Australia, se ha alcanzado el price cap pero ha sido pocas veces al año y por el contrario el precio medio a lo largo del año se ha mantenido en márgenes bastante estables y por debajo de la media mundial, de hecho, desde que se liberalizó el mercado eléctrico ha disminuido la tarifa eléctrica en un 10 % para usuarios domésticos y en un % para industriales. En total, el sector privado ha decidido construir nuevas centrales hasta MW, sin embargo, todas ellas se tratan de centrales de punta, y no centrales de base, pudiendo detectarse un posible fallo en el sistema, dado que no se incentiva adecuadamente a esta última. Las principales taras para invertir en centrales de base se encuentran en los altos tiempos que tarda la construcción de este tipo de centrales y no sólo la construcción sino la tramitación de permisos, la puesta en marcha, etcétera; los elevados costes fijos de inversión y la dificultad para hacer predicciones precisas en cuanto a precio y generación disponible se refiere en el tiempo en que se espera que esté disponible la nueva central. Respecto a la determinación del nivel de fiabilidad del usuario en Australia, ante la amenaza de incurrir en precios por MW tan elevados, los usuarios se han protegido 57

75 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro de estos firmando contratos de suministro a largo plazo con los distintos agentes a un precio medio normalizado, lo que ha permitido a las centrales contar con unos ingresos más estables y menos volátiles, incentivando que se construyan nuevas centrales. De hecho, un 37 % de la población (y aumentando) tiene garantizado el suministro por medio de contratos bilaterales, terminando en una situación similar a la del caso anterior de Brasil. Aunque en este caso, se mantiene la libertad del usuario o distribuidor de contratar su energía bilateralmente, no deja de parecer este método de establecer un alto price cap como una intimidación para realizar estos contratos bilaterales. El principal problema al que debe hacer frente este sistema consiste en la pasividad de la demanda, dado que en caso de no recibir la señal del riego de precio que el mercado eléctrico implica, no se fomentará la contratación a plazo y sin contratos a plazo, el riesgo de la inversión será mayor, por la exposición al precio del mercado. Necesita métodos de predicción de la demanda con una alta precisión (acqurate forecasts) desarrollados por el Operador del Sistema para que, contando con información fiable e imparcial, se puedan realizar las inversiones adecuadas. No protege a la demanda de altos precios, obligando a ésta a buscar vías alternativas de protección a través de contratos bilaterales. Peligro de elevar los precios medios del mercado por elevados precios pocas horas. 2.3 Subastas para nuevos entrantes Este es un tipo de modelo más propio de sistemas fuertemente regulados, aunque en sistemas teóricamente liberalizados también se da este método. Es el caso de Francia. Consiste básicamente en que, a pesar de que existe total libertad para que nuevas centrales se instalen en el sistema, si el Regulador del sistema determina que hay poca generación instalada y por tanto amenaza de apagones, se organiza un proceso para conseguir que una cierta capacidad sea instalada en el sistema. Este proceso consiste en una subasta de la que el precio el resultante se otorga a los nuevos entrantes como prima para esta inversión. 58

76 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Es un método contemplado por la Unión Europea, así lo dice el artículo 7.1 de la Directiva 54/2003 donde se establece que Los Estados miembros garantizarán que, por razones de seguridad de suministro, puedan prever nuevas capacidades o medida de eficiencia energética y gestión de la demanda a través de un procedimiento de licitación o cualquier procedimiento equivalente en cuanto a transparencia y no-discriminación con arreglo a los criterios publicados. No obstante, sólo podrán iniciarse tales procedimientos si, mediante la aplicación del procedimiento de autorización, la capacidad de generación obtenida o las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda adoptada no son suficientes para garantizar la seguridad de suministro. Por tanto, aunque no resulta muy aconsejable, este proceso de licitaciones y subastas para nuevos entrantes está permitido por la Unión Europea. Por supuesto se entiende que sólo se ha de tomar como medida última para garantizar nuevas inversiones, sin embargo, en este caso se estudia su aplicación como norma básica que se lleva cada cierto período, según determine la administración. Tras los apagones de California, en la Unión Europea, se dictaminó la directiva 92/96/EC en Abril de 2001, antecesora de la 54/2003 anteriormente descrita, por la cual se prohíbe este tipo de procesos por considerarlos extremadamente intervencionistas en el mercado eléctrico, sin embargo se permite como una medida excepcional para evitar escasez de generación disponible. Se basa en la falta de confianza de que el mercado sea capaz de incentivar la entrada de nuevos entrantes en el mercado. Algunos de los puntos más importantes que han de tenerse en cuenta son: Es el regulador quien determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser instalada en el sistema, pero a través del proceso de ofertas a nuevos entrantes se determina quién lo hará. Es una medida muy intervencionista, que puede interferir en el correcto funcionamiento del mercado, dado que el precio del mercado puede depender de la capacidad instalada, por consiguiente es el Regulador quien controla el precio del mercado al ser quien determina cuándo instalar nueva generación. 59

77 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Puede influir en la libre entrada de nuevas centrales en el sistema, además afecta a la formación de precios. El Operador del Sistema y el Regulador tienen un fuerte incentivo a garantizar un exceso de capacidad en el sistema para así garantizar precios bajos en el mercado y garantizar el suministro en todo momento, por lo que la aplicación de este método de manera continuada puede conllevar a un problema de muy largo plazo, tipo del pez que se muerde la cola, aunque el principal afectado será el nuevo entrante que resulte adjudicatario de la subasta, en caso de no garantizar la rentabilidad de su central con la prima obtenida en la subasta, pues el precio de mercado esperado será teóricamente bajo. Además, el método para determinar cuánta capacidad nueva ha de ser instalada y el tipo de ésta puede ser bastante turbio, lo cual incrementa mucho el riesgo que ve un nuevo inversor para entrar libremente al mercado. Por tanto a pesar de garantizar por este método la construcción de nuevas centrales, lo que se hace realmente es deformar el mecanismo de libre entrada al mercado. En sistemas tradicionales, este modelo es plausible, pero en mercados liberalizados, que precisamente se han liberalizado con el fin de alcanzar una mayor eficiencia económica en la toma de decisiones, no es coherente llevar a cabo este proceso en el que se determina la capacidad que ha de ser instalada por procesos que pueden no ser económicamente necesarios, perdiendo gran parte de la eficiencia económica que se esperaba tener gracias al mercado liberalizado. 2.4 Compra de centrales por parte del Operador del Sistema Este método es muy parecido al anterior, se basa en que si el mercado no incentiva a que se realice nueva inversión y por tanto se espera que haya momentos de escasez y apagones, el Operador del Sistema, bajo órdenes del Regulador realiza estas nuevas inversiones, garantizando que no haya momentos de escasa generación. 60

78 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Las principales centrales a las que va dirigido este método son las centrales marginales de los períodos de punta de demanda, las cuales obtienen unos ingresos elevados por pocas horas de funcionamiento, pero estos ingresos son bastante volátiles, por lo que la aversión al riesgo de los agentes puede provocar que no se desarrollen nuevas centrales de este tipo, ocasionando un grave problema a la fiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico. El proceso por el cual el regulador determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de comprar el Operador del Sistema puede ser bastante turbio, aunque el mercado eléctrico le puede ofrecer una buena señal; en cualquier caso, la ineficiencia en las decisiones llevadas a cabo por el Regulador las tendrá que absorber el consumidor final, no como en un mercado liberalizado, donde estas ineficiencias las absorben las empresas generadoras y no directamente la demanda. Teóricamente las centrales pertenecientes al Operador del Sistema sólo entrarán en el mercado en aquellos momentos en que exista escasez de generación, pero, por una parte, es complicado determinar cuándo son estos momentos de escasez de generación y por otra parte, al asumir el papel de empresa generadora, con el fin de compensar sus gastos de inversión, puede intentar entrar en otros momentos. Además, el Operador del Sistema deja de tener ese carácter imparcial al convertirse también en empresa de generación. Este tipo de modelo se ha llevado a cabo en los principios del Neta de Inglaterra y Gales, en Noruega y en Holanda. En Holanda, debido a su pérdida de competitividad, muchas centrales ya obsoletas iban a retirarse del sistema, aumentando el riesgo de pérdida de carga. Por lo que el Operador del Sistema con el fin de garantizar la permanencia de estas centrales, con un doble objetivo, por una parte para evitar momentos de escasez y los consiguientes apagones, por otro, dado que este tipo de centrales que iban a ser retiradas del mercado eran principalmente de carbón, ofrecer un apoyo al sector, asegurando la demanda de carbón, firmó contratos para realizar la adquisición de estas centrales por plazos, comprando un cierto porcentaje de la central cada año, asegurando que las centrales, sin estar aún en manos del Operador del Sistema, sigan en el mercado 61

79 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro funcionando. Al cabo de un mínimo de cuatro años, el Operador del Sistema había adquirido por completo la central y éstas pasan a formar parte de la reserva estratégica de capacidad que teóricamente sólo entran en funcionamiento en los períodos de escasez. Dado que las centrales que se compran son antiguas y ya están amortizadas, y el precio de adquisición es asumido por los consumidores finales, estas centrales sólo ofertarán en el mercado a sus costes variables de operación, convirtiéndose así en una competencia ciertamente desleal. Se garantiza que no influya en el mercado al entrar en funcionamiento sólo en los momentos en que haya escasez de generación en el sistema, sin embargo, es el Regulador quien determina estos momentos, pudiendo afectar a las decisiones de otras centrales de punta para entrar en el mercado, al no entrar posiblemente en el mercado, por tener las otras mejores precios. Conclusiones: Este modelo tiene un problema, dado que las reservas estratégicas están basadas en centrales antiguas y con un índice de averías mayor, lo cual hace que aumente la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) y disminuya la fiabilidad, haciendo necesario aumentar el nivel de reserva para compensar fallos posibles de estas centrales. Se pierde por tanto la eficiencia económica que se persigue. Se garantiza que nunca habrá momento de escasez y por tanto apagones en el sistema. Se crean nuevos entrantes, aunque es el Operador del Sistema quien los gestiona. Es una medida fuertemente intervencionista que puede influir claramente en el mercado y su precio, lo cual puede aumentar el riesgo que vean los generadores que no pertenezcan al Operador del Sistema o a los posibles nuevos entrantes, al depender el precio de las decisiones que el Regulador tome. 62

80 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Es el consumidor final quien hace frente de esta compra como medida de fiabilidad para evitar escasez de generación. El método para determinar cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser comprada por el Operador del Sistema, depende del Regulador, y puede ser bastante turbio y difícil de determinar por el resto de competidores del mercado. Las decisiones que lleva a cabo el Regulador sobre las centrales que ha de comprar pueden carecer de sentido de la eficiencia económica, siendo el consumidor final quien debe hacer frente a estas ineficiencias y gastos adicionales. El Operador del Sistema deja de ser imparcial al convertirse en generador también. 2.5 Pagos por Capacidad Se trata de un método que se ha aplicado en múltiples mercados liberalizados, desde el primero que se liberalizó, Chile en 1981, pasando por varios países sudamericanos como Colombia, Argentina, Perú y por último España. Consiste básicamente en la realización de unos pagos adicionales que son determinados por la Administración y que se otorga a los generadores según distintos criterios. Existen distintas razones que se dan para la existencia de este método: Por un lado, se determina que en un mercado eléctrico es necesario mantener un margen de reserva aceptable que otorgue fiabilidad al suministro de energía. Por ello, es necesario por una parte incentivar la no-desinversión, es decir la retirada de centrales que por alguna circunstancia decidan que no es rentable o sus ingresos son demasiado volátiles. Por otra parte, ante el crecimiento anual del consumo eléctrico y de la punta de demanda, es necesario incentivar la inversión de nuevos entrantes, en especial de centrales de punta, las cuales presentan una mayor volatilidad en sus ingresos y un 63

81 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro mayor riesgo para el nuevo inversor no sólo de obtener beneficios sino de incluso llegar a recuperar los costes de inversión de la central, lo cual evitará poder suministrar toda la energía eléctrica en los momentos de mayor demanda. Por ello los pagos por capacidad se ven como un pago que se realiza para estabilizar los ingresos volátiles de las centrales, en especial las de punta y así eliminar el riesgo que pueden ver los inversores para construir nuevas centrales. Por otro lado, se supone que un mercado eléctrico suministra a través de su precio una señal suficientemente adecuada como para promover nuevas inversiones. Sin embargo, el Regulador, con el fin de proteger a la demanda de altos precios, establece un límite de precio o price cap el cual determina el máximo precio que se puede obtener del mercado, en contraposición con el modelo que vimos en el apartado 2 ( Leave it to the Market ) donde se promovía que un price cap elevado incentivaba a nuevos entrantes. En este caso, un price cap moderadamente bajo puede limitar los ingresos de las centrales de generación en los momentos de precios elevados, los cuales corresponden, según leyes de Oferta y Demanda, a los períodos de punta del sistema. En estos períodos en que las ofertas de las centrales de punta entran en el mercado, éstas ofertarán a su coste variable de operación más una determinada cantidad. Dado que las centrales de punta se convierten en las marginales y las que determinan el precio en estos períodos, si ofertan solamente a sus costes de operación, nunca van a recuperar sus costes de inversión, por eso han de realizar ofertas de mayor precio; sin embargo, al establecer un price cap bajo, se limitan los ingresos y las expectativas de recuperar rápidamente sus costes de inversión, como ocurría en el modelo australiano. Por tanto, el pago por capacidad se observa como una compensación que hay que dar a todas las centrales por esos ingresos que dejan de obtener, debido al límite de precio establecido. Otra visión de los pagos por capacidad consiste en una prima que se ofrece a las centrales por estar disponibles en los momentos de escasez y de esta forma disminuir la probabilidad de falta y aumentar la fiabilidad del sistema. En este caso, para 64

82 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro calcular el pago que se ha de dar a cada generador, es necesario realizarlo según la aportación que hay tenido dicho generador a la fiabilidad del sistema. Esto es a través de su potencia firme. Es necesario determinar este concepto de manera adecuada y justa. El pago por capacidad influye en el precio a corto plazo del mercado. Lo cual puede no ser aconsejable. También es cierto que la suma de ambos factores permanece constante, por tanto, todo lo que varíe el pago realizado por capacidad, así variará pero inversamente el precio del mercado. Si se da una situación en la que se da poder de mercado, éste agente tratará de modificar la disponibilidad de sus centrales para influir en el precio del mercado. El pago por capacidad a largo plazo, por su parte no influye en el precio del mercado. Por lo cual es mucho más adecuado que el anterior sistema. En el caso de una central que sea siempre marginal (por ejemplo las turbinas de gas en los períodos de punta), si se quiere incentivar a que se construyan más centrales de este tipo, el pago por capacidad a largo plazo ha de ser igual al coste de inversión marginal de esta tecnología. Existe un problema asociado a este método y consiste en que el Regulador ha de definir la potencia firme de cada central. Esta definición ha de ser lo más adecuada a la realidad. Normalmente se ha partido de las realizaciones prácticas de potencia que las unidades hacen en aquellos momentos en los que el sistema pasa por situaciones más críticas. Estas horas críticas podrían establecerse a partir de las horas de más precio, de las horas de mayor demanda o incluso en las horas de menor margen. Entre las posibles ventajas y desventajas de este método destacan: Ventajas: Refleja de manera fiel la aportación real de cada unidad a la garantía de potencia. No necesita un sistema de penalizaciones para su aplicación. 65

83 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro El método puede obtener el reparto de los pagos por garantía de potencia entre las distintas tecnologías, por lo que no resulta necesario estimarlos. Desventajas. Interfiere con el mercado de la energía, al hacer uso de unas determinadas horas de control. El operador no conoce ex-ante la potencia firme disponible en el sistema. En 1998 en España se decidió implantar un mercado liberalizado para la compraventa de electricidad para, por una parte cumplir con los esfuerzos europeos para crear un mercado común de la electricidad dentro de la unión y por otro lado, liberar a los generadores y a la demanda garantizando que las decisiones que ambas partes se tomen desde la óptica de la eficiencia económica, reduciendo costes y maximizando el beneficio social. Sin embargo, ante el problema surgido en otros mercados recientemente liberalizados, donde destaca California que tras una serie de apagones consecutivos optó por cambiar radicalmente de modelo, se decide implantar un método que incentive las nuevas inversiones y se opta por el de los pagos por capacidad a largo plazo. En el Libro Blanco de la Energía en España realizado en el 2005 [PERE05], se propone continuar con el modelo de pagos por capacidad a largo plazo, donde cada grupo recibe un pago en función de una determinada potencia firme, la cual se determina administrativamente. Como medidas más importantes que propone para mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico se encuentran: Pretende incentivar la instalación de centrales eléctricas que aporten fiabilidad al sistema mejorando una de las condiciones básicas para el desarrollo de un mercado eficiente, que consiste en la libre entrada de nuevas unidades de producción al mercado. El mecanismo de cargo por potencia se modifica añadiéndole dos elementos nuevos: 66

84 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro o Se exige a los generadores un compromiso para proporcionar la potencia firme asignada en los momentos cercanos al racionamiento a cambio de recibir este pago por capacidad. Para ello, se establece una penalización por fallar. Con esta medida se pretende incentivar a los generadores a gestionar de manera más fiable su producción, y especialmente en el caso de las centrales hidráulicas, gestionar sus embalses para tener su potencia firme disponible en los momentos de necesidad. En el caso de otras centrales como las de gas natural, se pretende que en momentos de necesidad que coincidan con elevados precios del gas natural para otros usos como puede ser la calefacción, no resulte rentable dejar de producir la electricidad que se espera que aporte para vender su combustible en el mercado de gas. Con esta medida se evita que sea necesario realizar una ley a medida que intente evitar todo tipo de fallo obligando a los generadores a gestionar estas reservas. De este modo se libera a los generadores para que puedan tomar sus propias decisiones libremente al mismo tiempo que se les impone que cumplan con sus obligaciones. Por otra parte, se permite contar con ciertas regulaciones que establezcan ciertas reservas estratégicas de combustible o que eviten que se produzcan comportamientos imprudentes por parte de los generadores, los cuales en caso de fallo, es posible que no puedan hacer frente a las penalizaciones, siendo éstas ineficaces. o En segundo lugar, con el objetivo de que haya una capacidad instalada adecuada a los designios del Regulador, y amparándose en la normativa 54/2003 de la Unión Europea que ya se explicó en el apartado 2.3 relativo a las subastas para nuevos entrantes, se pretende establecer un mecanismo que asegure un margen de generación. Consiste en que cada año el Operador del sistema saca a subasta una determinada capacidad que ha de ser instalada, la cual se obtiene como la diferencia entre la previsión de la demanda máxima del año más un cierto margen de reserva determinado por el Regulador de manera 67

85 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro determinista y la suma del total de potencias firmes asignados a cada generador. En esta subasta entrarán aquellas centrales que aún no reciban el pago por capacidad; durante cinco años estas centrales obtienen el precio resultante de la subasta. Este precio se obtiene a través de una curva de demanda que establece la evolución gradual desde el precio máximo al mínimo que el Regulador plantea según el nivel de capacidad que se presente a la subasta. Figura 4. Curva de demanda usada para la subasta Conclusiones: El método de pagos por capacidad consiste en realizar un pago extra en concepto de asegurar una determinada fiabilidad para el sistema. Si se optan por pagos a corto plazo, éstos van a interferir notablemente en el precio del mercado. No ocurre así en los pagos a largo plazo. Además en la realización práctica, el desembolso ha sido menor en el caso de los pagos a largo plazo que en los de a corto plazo, dando ambos una señal similar. Los pagos a corto plazo se determinan en función de la probabilidad de pérdida de carga del sistema en cada momento, por lo que es más coherente con el concepto de remuneración a cambio de una fiabilidad determinada en el sistema. Los pagos a largo plazo en principio no tienen en cuenta la fiabilidad del sistema, o lo que es lo mismo, la influencia que tiene la indisponibilidad de 68

86 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro una central según el escenario en que nos encontremos (probabilidad de pérdida de carga), es decir, no se prima que los generadores estén disponibles cuando realmente se les necesita. La propuesta del Libro Blanco de establecer penalizaciones que varían según el período en que nos encontremos permite ser más coherente en estos pagos por capacidad. Los pagos a largo plazo no incentivan realmente a la nueva inversión, si bien disminuye el riesgo de las nuevas inversiones, especialmente las centrales de punta. Así se desprende de la segunda modificación de los pagos por capacidad de la propuesta del Libro Blanco, donde para paliar este efecto, se establecen subastas para garantizar una determinada capacidad instalada en el sistema. El producto por el cual se remunera la garantía de potencia es la potencia firme de los generadores, y esta potencia firme se establece por el Regulador para cada generador, lo cual puede ser una concepción que no se adecua a la verdadera aportación de la central a la fiabilidad del sistema, especialmente haciendo distinción entre centrales térmica e hidráulicas y no teniendo en cuenta esa fiabilidad. En el caso español, la condición de haber producido la potencia firma asignada por el Regulador durante 100 horas según la ley del 98 y actualmente 480 horas interfiere notablemente con el mercado además no ser un incentivo real para producir en los momentos de necesidad. El pago que se realiza también es determinado por el Regulador y varía cada año, de hecho en España ha disminuido desde que se implementó el mercado eléctrico notablemente. El método de determinación de este pago no es transparente ni predecible por lo que aumenta la volatilidad de los ingresos de los generadores que cuenten con estos ingresos. La variación que se produce en el pago por capacidad de un año a otro viene fundamentada, al igual que todas las subvenciones que otorga la administración en la concepción que tenga el Regulador de la fiabilidad que ha alcanzado el sistema, entendido como disminución de la probabilidad de 69

87 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro pérdida de carga en diversos escenarios; o la concepción que tiene del margen de capacidad por encima de la máxima demanda esperada, como medida para tener garantizado el término de suficiencia del sistema eléctrico. La determinación de este precio no queda muy clara, al ser decisión única del Regulador. Por tanto aumenta el riesgo que ven los nuevos entrantes ante la expectativa de no llegar a recuperar sus costes de inversión, especialmente si como en España la tendencia es de disminución de los pagos por garantía de potencia, y por tanto se pierde el efecto que tienen los pagos por capacidad de disminuir el riesgo de los nuevos entrantes al aumentar los ingresos que perciban, dado que éstos se observan como bastante volátiles e inciertos en el futuro en que la central esté construida. En el año 2007 se modificó este mecanismo de pagos por capacidad, reduciendo la cuantía pagar y al mismo tiempo estableciendo medidas para garantizar la potencia disponible de las centrales más necesarias para el sistema en los períodos en que el operador del sistema lo requiera: Nuevo esquema retributivo de la garantía de potencia A través de la Orden ITC 2794/2007 el actual sistema de pagos por capacidad da paso a un nuevo modelo de garantía de potencia. Los pagos por capacidad suponen un incentivo a la inversión, con el fin de promover suficiente capacidad en el sistema en el medio plazo, sin embargo no garantizan la disponibilidad puntual de esta capacidad en los momentos de punta del sistema en los que son realmente necesarios para el sistema, si bien es cierto que estos momentos se corresponden con los mayores precios del mercado, los cuales deberían de por sí garantizar un suficiente incentivo para que esta capacidad esté disponible. El nuevo modelo de garantía de potencia recoge algunas de las características de los pagos por capacidad intentando imponer un incentivo a la disponibilidad además del mercado. Para ello, distingue dos servicios: Mantiene un incentivo a la inversión: El pago a la inversión será variable y se determinará de forma inversamente proporcional al índice de cobertura del sistema, 70

88 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro pudiendo variar entre los 0 y /MW instalado. Y percibirán este pago durante los 10 años siguientes a la fecha de puesta en marcha. Aquellas instalaciones ya existentes en el sistema percibirán /MW instalado, hasta cumplir 10 años. El índice de cobertura se calcula como el cociente entre la punta de la demanda y la potencia máxima disponible, donde la potencia máxima disponible se calculo como la potencia instalada multiplicada por un factor de disponibilidad que varía según la tecnología. Para las centrales hidráulicas este coeficiente es del 100%, mientras que los bombeos y las térmicas, incluyendo a las nucleares cuentan con un factor de disponibilidad del 95%. Respecto a las centrales de régimen especial, para las cogeneraciones se considera un 42%, para la eólica un 7.5%, para la minihidráulica del 24%, para las centrales que queman biomasa el coeficiente es del 45%, mientras que para los residuos es del 55%. Respecto a la solar se considera un coeficiente de tan sólo el 5%. A la capacidad que percibe este pago por capacidad se le impone la obligación de estar disponible semestralmente más del 75% También percibirán este pago por capacidad aquellas centrales que realicen inversiones significativas que supongan ampliaciones o modificaciones de la central. Las centrales que tenían prevista la instalación de una desulfuradora y habían presentado la solicitud pertinente antes del año 2008, percibirán un pago de 8750 /MW/año Promueve un nuevo servicio de disponibilidad: Establece una serie de contratos que serán gestionados por el Operador del Sistema, mediante los cuales, aquellas centrales que haya requerido el Operador del Sistema por considerarlas éste como fundamentales para el sistema bien por su localización o por la necesidad de mantenerlas en el sistema para garantizar la cobertura de la punta, ponen su capacidad a disposición del Operador del Sistema. Además, el Ministerio determinará los productos asociados a propuesta del OS, si bien la contratación se realizará bilateralmente entre el OS y el titular de cada instalación y la cuantía anual máxima fijada por el Ministerio. El Operador del 71

89 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Sistema percibirá como incentivo a la eficiencia un 20% del ahorro sobre el máximo establecido por el Ministerio. Serán perceptibles de prestarán este servicio de disponibilidad las siguientes instalaciones: Instalaciones hidráulicas regulables: garantizar un volumen mínimo de reservas Centrales que no recuperan los costes fijos: fuel 2.6 Mercados de Capacidad. Los mercados de capacidad es otro modelo de Garantía de Potencia basado al igual que el anterior en la realización de un pago en concepto de asegurar una determinada fiabilidad de suministro. Este tipo de modelos se ha usado en los sistemas del Este de Estados Unidos como los sistemas de PJM, Nueva York o Nueva Inglaterra. Aunque la forma de abordarlo es distinta en cada uno de ellos, el concepto es el mismo. Es una forma similar al método anterior, corrigiendo unos de los grandes problemas de éste, que es la determinación del precio del pago por capacidad que se ha de realizar. En el caso anterior, se establecía una gran bolsa de dinero que se repartía en principio según la potencia firme de los generadores. La potencia firme la determina el Regulador del sistema, si bien nunca está todo el mundo de acuerdo respecto al valor asignado. Los pagos por garantía de potencia varían cada año en función de la bolsa de dinero que desee gastar el Regulador, si bien en principio deberían variar según la fiabilidad que el Regulador determina que tiene el sistema. En los mercados de capacidad, al igual que en el anterior método, el Regulador determina la potencia firme de cada generador y también la potencia firme de cada consumidor (la potencia firme de cada consumidor se determina como el máximo consumo que espera tener más un cierto margen de reserva). A continuación de organiza un mercado de capacidad donde los consumidores han de comprar su potencia firme de consumo a los distintos generadores. Donde oferta y demanda se 72

90 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro encuentran, se establece el precio del pago por MW firme y la potencia firme que se ha de aportar. Este mercado se puede entender como una cierta obligación que compran los generadores en el mercado por la cual se comprometen a tener disponible su potencia firme cuando quiera que se les requiera. El período en el cual está vigente el resultado del mercado depende del periodo que tarde en organizarse, así podemos hablar de mercados de capacidad anuales, mensuales e incluso diarios e interanuales. Se obliga a la demanda a gestionar su fiabilidad al obligarla a participar en el mercado donde compre su potencia firme. Con este pago y este requerimiento de que toda la potencia firme de la demanda esté soportada por la potencia firme de los generadores, se intenta dar una señal lo suficientemente estable, adecuada y precisa como para incentivar la instalación de nueva generación en el sistema, en tanto que esta señal procede del mercado de capacidad y se obtiene por mecanismos de mercado liberalizado. Se pretende que al igual que con los contratos bilaterales, la potencia firme que se contrata a través del mercado se realice a largo plazo, si bien los compromisos de potencia firme pueden ser comercializados en el corto plazo, si existe aún potencia firme sin comprometer en el mercado. Los agentes que entran en el mercado son: los generadores cuya potencia firme está determinada por el Regulador del sistema; los agentes compradores, donde se distinguen los consumidores cualificados y los distribuidores o todo agente que represente a algún sector del consumo; y por último los consumidores que se encuentran bajo un contrato de carga interrumpible, los cuales pasan a actuar como compradores de potencia firme en los momentos en que no se está cerca de la escasez de generación disponible y como suministradores de potencia firme al sistema, dado que toda la potencia firme que hayan comprado en el mercado de largo plazo, la pueden vender en el corto plazo ante la expectativa de activar su contrato de interrumpibilidad. 73

91 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Aquellos generadores cuya potencia firme no esté disponible en el momento que se les requiera, sufrirán una penalización, al igual que los consumidores que no contraten su potencia firme. Una ventaja que trae este modelo de mercados de capacidad es que también se puede permitir teóricamente a cada consumidor elegir su nivel de fiabilidad, en tanto que se les permitiese comprar la potencia firme que deseen. Así, los consumidores que no hayan comprado su potencia firme en el mercado de capacidad, sólo realizan un pago correspondiente al mercado de electricidad, si bien en momentos de escasez de generación, esta demanda que no tiene potencia firme contratada sería desconectada del sistema y sufriría un apagón como consecuencia de su gestión del riesgo a la baja. Como desventajas del sistema se enumeran las siguientes: No se precisa el momento en el que un generador ha de tener disponible su potencia firme, por la tanto estos no tienen una señal adecuada para gestionar su producción, sus períodos de mantenimiento ni sus reservas de combustible. Los consumidores quedan expuestos a elevados precios en el mercado de electricidad y además han de participar en el mercado de capacidad. Los beneficios obtenidos por los generadores en los mercados de capacidad son bastante volátiles, dependiendo de los márgenes en la potencia instalada sobre la punta de demanda esperada y la anticipación de las subastas respecto al tiempo real. Esta inestabilidad en los precios puede desincentivar la nueva inversión. Una forma de evitarlo es aumentando el horizonte de la subasta, estabilizando el beneficio durante este período. 3 Regulación de la calidad del suministro de los productos energéticos: Del control y verificación de la calidad del suministro energético se encargan el Operador del Sistema en el sistema eléctrico y el Gestor del Sistema en el sistema gasístico. 74

92 Análisis Regulatorio Regulación de la Seguridad de Suministro Éstos a cada agente le imponen unos parámetros de referencia, que en caso de sobrepasar serán objeto de sanciones. Los parámetros se refieren normalmente a la calidad de la onda eléctrica, en concreto al contenido de armónicos de ésta, a la reactiva consumida por los agentes o a la frecuencia de aparición de flickers o de huecos de tensión. Respecto al sector del gas, se regulan otros parámetros como la presión mínima del tubo. La actual regulación de las distribuidoras, además favorece el desarrollo del sistema con el fin de minimizar el tiempo medio de interrupción del suministro. Además, de cara a favorecer el suministro de electricidad, es necesaria una red de transporte lo suficiente mallada. La UCTE recomienda la aplicación de criterios de operación y planificación tipo N+1, que requieren un sistema tal que ante el fallo de uno cualquiera de sus elementos, el suministro pueda continuar sin grandes problemas. Otra recomendación de la UCTE consiste en que toda región localizada cuente con un grado de conexión con otras regiones de por lo menos el 10% de la potencia instalada en esta región, de forma que la inercia global del sistema eléctrico pueda ayudar de cara al fallo de alguna central. De hecho, la ventaja de los sistemas interconectados es clara, dado que se requieren niveles de reserva operativa en el sistema mucho menores que en sistemas aislados. Se ha de tener en cuenta que la Península Ibérica en estos momentos no cumple con este requerimiento, dado que la interconexión con Francia y Marruecos, es inferior a los MW en total y de hecho, por problemas en la red francesa, este valor se reduce a la mitad en muchas épocas del año. Sin embargo, la Unión Europea se ha planteado en [COM07] el objetivo de fomentar el grado de interconexión de los diversos estados miembros de la Unión y se estableció la interconexión franco-española como uno de los objetivos prioritarios de desarrollo. De hecho ya se ha puesto en marcha el proceso para el licenciamiento de una nueva línea de interconexión, pero su puesta en marcha real no se puede esperar hasta más allá de

93 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Capítulo 4 REGULACIÓN MEDIOAMBIENTAL La nueva política energética ha de enfrentarse a dos grandes problemas medioambientales, el cambio climático y las emisiones ácidas. El cambio climático es un fenómeno mundial, cuyo origen se encuentra en las emisiones de gases de efecto invernadero, especialmente el CO2 y el metano. Mientras que las emisiones ácidas son las responsables de las lluvias ácidas y de los problemas respiratorios ocasionados por la inhalación de partículas finas. Las emisiones ácidas tienen un efecto más local pero no menos perjudicial y vienen ocasionadas por las emisiones de óxidos nítricos y sulfúricos, junto con las partículas finas emitidas en la combustión de combustible fósiles. Los principales objetivos que se han impuesto tanto la Administración española como la Comisión europea a la hora de diseñar su política energética se han centrado en el desarrollo de un modelo energético sostenible, con un mínimo impacto sobre el medioambiente. Uno de los aspectos que se desarrollan en este capítulo es el fomento de las energías renovables, dado que consiste en energías con un relativamente bajo impacto ambiental y que aún tienen un gran potencial de desarrollo. La concreción del escenario de penetración de las energías renovables es por tanto fundamental. Las principales restricciones medioambientales, son aquéllas a las que están sometidas las centrales térmicas, por dos motivos, las emisiones ácidas que tienen un fuerte impacto ambiental local y las emisiones de gases de efecto invernadero, cuyo impacto es más global, sin embargo, el objetivo que tiene la Unión Europea de liderar la lucha contra el cambio climático, impone grandes limitaciones sobre estas emisiones. En este capítulo se analiza la regulación que impone estas limitaciones y se plantean los escenarios regulatorios más probables. Por último, dentro de este capítulo, se analiza también la política de ahorro y eficiencia energética, dado que resulta insostenible el crecimiento desbocado de la 76

94 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental demanda energética que se prevé para el futuro. El fomento de estas políticas no sólo conlleva al ahorro sobre los combustibles fósiles ya una menor dependencia energética exterior, sino que el escenario alcanzado resultaría menos agresivo con el medioambiente tanto por el menor nivel de emisiones generado como por el menor nivel de centrales necesarias para la cobertura de la demanda. La mejora económica en este escenario es evidente. 1 Emisiones ácidas: Las emisiones ácidas suponen una contaminación de efecto más local, pero igualmente de perjudicial para la sociedad que los gases de efecto invernadero. Por emisiones ácidas se engloba a las emisiones causantes de las lluvias ácidas, como son los ácidos nítricos y sulfúricos, que proceden de la emisión de óxidos nitrosos (NOX) y sulfúricos (SOX) en la combustión térmica que se lleva a cabo en las calderas de las diversas instalaciones. Otros contaminantes de efecto más local son las partículas finas salientes en los humos de combustión y el monóxido de carbono generado en las combustiones con bajo aporte de oxígeno. Por estar éstos íntimamente relacionados con las emisiones ácidas, la regulación de los límites impuestos sobre la emisión de estos último suele estar ligada a la regulación de los límites sobre las emisiones ácidas. Las lluvias ácidas son las responsables de problemas constantes sobre las plantaciones agrarias cercanas a las centrales térmicas. Al mismo tiempo, las partículas finas suponen graves problemas respiratorios para la población, dado que al inhalarlas, el sistema respiratorio se estropea con el tiempo. Por su parte, el monóxido de carbono es altamente venenoso. Por todo ello, este tipo de emisiones siempre ha estado muy controlado y regulado desde las administraciones locales, si bien es cierto, los actuales límites que resultan en principio más restrictivos que las anteriores legislaciones, vienen dados por la regulación que la Unión Europea ha desarrollado. Dos son las directivas comunitarias que regulan estas emisiones: la Directiva GIC y la Directiva IPCC. 77

95 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Ambas medidas regulatorias afectan a las tecnologías de producción térmica, pero resultan más restrictivas sobre las centrales térmicas de carbón, dado que cuentan con mayores tasas de emisión. Además, en España, el parque de generación de centrales térmicas de carbón con que se cuenta es bastante antiguo y obsoleto, por lo que estas directivas suponen una pérdida de competitividad económica de las centrales de carbón frente a los ciclos combinados y limitaciones al funcionamiento de éstas por resultar más contaminantes. La aplicación de estas normativas otorga por tanto un mayor hueco térmico para otras tecnologías. La Directiva GIC se traspuso a la ley española a través del RD 430/2004. La Directiva GIC impone una serie de valores límite a las emisiones ácidas que deben cumplir todas las instalaciones térmicas. A aquellas centrales instaladas más allá del 1987 se les imponía un Valor Límite de Emisión de 75 mg/nm3 de NOx. En el sector eléctrico, esto aplica por tanto, solamente a los ciclos combinados, dado que el resto de centrales térmicas de combustible fósil se instalaron anteriormente a esta fecha. Para el resto de instalaciones (las anteriores a 1987) la Directiva planteaba tres posibles alternativas según las cuales cada estado miembro podía regular las emisiones ácidas de sus instalaciones. En el RD 430/2004, se permitieron las tres alternativas, y se dio a elegir a cada instalación la opción que más le conviniese. Las diversas alternativas a las que se pueden acoger consisten en: El establecimiento de valores límites de emisión para la instalación. Estos valores límite son expresados en concentración, para el SO2, se impone un límite de 400 mg/nm3, mientras que para las emisiones de NOX, la tasa de emisión máxima sería de 500 mg/nm3. A partir de 2016, este valor se haría más restrictivo, y recomendaba la aplicación de un máximo en torno a los 200 mg/nm3. Ninguna central eléctrica se adscribió a esta modalidad, dado que supone unas reducciones individuales de las emisiones ácidas demasiado limitantes y requeriría de demasiadas inversiones para cumplir con estos límites. Al mismo tiempo estos valores límites dejan muy poca flexibilidad al funcionamiento de la instalación. 78

96 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental El desmantelamiento de la instalación antes del año Si bien, para evitar problemas en el suministro energético, se establece un valor límite de emisión que no debe superar la instalación y al mismo tiempo se le impone el límite de funcionamiento hasta un máximo de horas entre los años 2008 y A partir de 2016, se impone el retiro forzoso de la instalación. La adopción del Plan Nacional de Reducción de Emisiones (PNRE), según el cual las instalaciones se agrupan en burbujas empresariales, donde cada burbuja tiene un límite anual en toneladas de emisiones de partículas, SO2 y NOX. Estos límites se establecen en función de la producción que cada empresa realizó en el año 1996 y de unos valores limites de emisión estimados. Es una de las opciones que ofrecen mayor flexibilidad en cuanto a la operación del conjunto del parque de generación térmico y es por ello que la mayoría de las instalaciones se acogieron a esta opción. Debido a que supone un mayor límite sobre las emisiones ácidas y a que resta mucha flexibilidad al funcionamiento de las instalaciones, ninguna instalación se acogió a la primera opción, basada en valores límites de emisión. Si bien es cierto, la Directiva GIC no exime a las instalaciones de cumplir con los valores límites de emisión (VLE) que impone la Directiva IPCC. Dentro del parque de generación térmico español, la mayoría de las centrales de fuelgas se acogieron a la alternativa de las horas de funcionamiento, así como algunos de los grupos térmicos de carbón más antiguos y pequeños. El resto de instalaciones se acogieron a la opción de la burbuja empresarial, aunque al mismo tiempo, han comenzado un extenso plan de inversiones que les permita dinamizar su producción y reducir sus tasas de emisión, de forma que la burbuja empresarial no imponga grandes límites a su funcionamiento. Además, el PNRE imponía excepciones sobre las tasas de emisión a las centrales térmicas de Teruel y Litoral de Almería, dado que contaban con desulfuradoras instaladas bajo el Marco Legal Estable, e imponía una prórroga sobre el máximo en las emisiones de NOX a las centrales térmicas de carbón que consumen carbón antracitero. 79

97 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Las principales inversiones a las que las diversas instalaciones están haciendo frente consisten principalmente en plantas desulfuradoras, cambios de calderas que permitan el consumo de combustibles menos emisores y la instalación de electrofiltros y quemadores de bajo NOX. Posteriormente, dado que gran parte de las desulfuradoras previstas habían sufrido grandes retrasos para su instalación, se anunció la posibilidad de hacer banking o borrowing de derechos de emisión ácida entre los años 2008 y 2009, para evitar problemas en el suministro energético en el año 2008 en que esta directiva se hizo efectiva. Este tipo de mecanismos, aunque al final no se lleguen a implementar en el año 2008, se deberán tener en cuenta en aproximaciones futuras, debido al impulso que la Unión Europea pretende dar a los mecanismos de mercado que regulen todo tipo de emisiones. Por su parte, la Directiva IPCC se transpuso a la ley española según la ley 16/2002. Dicha ley establece que las Comunidades Autónomas deberán tramitar las Autorizaciones Ambientales Integrales con las que debe contar toda instalación térmica para poder funcionar. Para la concesión de dichas AAI, cada comunidad autónoma establecerá los valores límites de emisión con que debe contar la instalación para poder continuar su funcionamiento. Este valor límite impuesto será revisado cada ocho años y debería considerar los valores actuales de las mejores tecnologías disponibles (BAT), al mismo tiempo que valora otros factores coyunturales a la propia planta, tales como su localización o la antigüedad de la planta. Además de las directivas previamente descritas, la Directiva NEC regula por su parte unos valores máximos de emisión anuales de NOX por país. Este techo de emisiones tendría aplicación a partir de Sin embargo, el cumplimiento de este objetivo en España resulta poco creíble según la situación actual, por lo que se deberá pagar la multa pertinente. Respecto al PNRE, el sistema que se ha promovido consiste en un sistema de burbuja de emisiones, tipo command and control, según el cual, se impone la necesidad de reducir las tasas de emisión de las instalaciones. Para lograr este 80

98 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental objetivo, las instalaciones deberán realizar una serie de inversiones si pretende continuar funcionando. Además, se plantea la posibilidad de cambiar la mezcla de combustibles que tradicionalmente quemaba la instalación por otros de mejores calidades y con menor contenido de contaminantes, tales como el azufre presente en muchos carbones. La última alternativa restante que reduciría las emisiones ácidas de la instalación consiste en la reducción de la producción. Todas estas medidas suponen finalmente un mayor coste a la producción, lo que hace que las instalaciones limitadas por esta ley resulten menos competitivas que las instalaciones menos emisoras. Así pues, las inversiones que las diversas instalaciones han de realizar suponen un incremento en los costes fijos de producción, el cambio de combustibles por otros de mejor calidad supone un incremento en los costes variables y la reducción de las horas de funcionamiento suponen un incremento sobre los costes de oportunidad de las centrales. En cualquier caso, en escenarios de alta producción de carbón se espera que todas las empresas estén próximas a alguno de sus límites, por lo que siempre se requerirá una gestión adecuada, especialmente en los combustibles. La limitación en cuanto a SO2 sólo puede superarse si se invierte en desulfuradoras. En escenarios de alta producción de las centrales térmicas de carbón, el límite de emisiones de SO2 supondría el límite más restrictivo a la producción. En cuanto a las emisiones de NOX, el control de la combustión a través de quemadores tipo LNB de bajo NOX, permitirán mayor capacidad de gestión de estas emisiones, al mismo tiempo que aumentan el rendimiento y disminuyen el nivel de inquemados. Si bien es cierto que en el PNRE, a algunas centrales antraciteras se les ha permitido un mayor nivel de emisión de NOX. 1.1 Propuesta de la Comisión Europea de Nueva Directiva sobre emisiones industriales (GIC+IPCC) A finales de 2007 la Comisión Europea publicó una Propuesta de Directiva sobre Emisiones Industriales. Este nueva Directiva unificará las directivas GIC e IPCC 81

99 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental anteriores, al mismo tiempo que refunde y modifica otras seis directivas sectoriales. En el sector energético, las principales novedades que impone son: Amplía su ámbito de aplicación a pequeñas instalaciones de combustión (entre 20 y 50 MW) Incluye las partículas finas dentro de la lista de contaminantes sobre los que impone límites. Amplia el ámbito de aplicación a un período más allá del 2016, fecha en que finalizaba la directiva GIC, como medida de estabilidad regulatoria. La nueva directiva establece la necesidad de contar con Autorizaciones Ambientales Integradas (AAI) para poder funcionar. La nueva directiva impondría además unos valores límites de emisión a partir de 2016 muchos más restrictivos que los actuales. Impone unos requisitos mínimos que deben cumplir todas las instalaciones para adquirir su AAI. Esta medida viene dada como consecuencia de que en muchos casos se había expedido las AAI correspondientes sin exigir ningún objetivo a las instalaciones de combustión correspondientes. Establece que las máximas tasas de emisión con que puede contar toda instalación térmica se han de basar si no es en los valores límites de emisión (VLE), al menos en unos índices que representan las características de las mejores técnicas disponibles (BAT). La propuesta de nueva directiva propone los siguientes cambios: Impone que los Valores Límites de Emisión (VLE) con que debe contar toda instalación térmica para obtener su AAI (Autorización Ambiental Integrada), estén referidos a los valores de las mejores tecnologías disponibles (BAT). Impone límites de emisiones ácidas acordes con la directiva NEC que sean válidos hasta Regulas los VLE mínimos exigibles, para ello, a partir de 2016 desaparece el PNRE y las instalaciones acogidas a éste han de realizar nuevas inversiones para 82

100 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental poder continuar su funcionamiento. En función de las inversiones realizadas se les aplicará un valor de emisión límite determinado. Se elimina la referencia al comercio de emisiones de NOX y SO2, aunque la posibilidad de implantar este mecanismo queda abierta. Se imponen que toda instalación que no cumpla con los siguientes límites máximos de emisiones, a retirarse forzosamente del sistema: Tasa máxima de SO2 de 800 mg/nm3 Tasa máxima de NOX de 450 mg/nm3 Tasa máxima de partículas finas de 20 mg/nm3. Sólo para poder cumplir con estos límites, las actuales centrales térmicas de carbón requerirán realizar inversiones en precipitadores electrostáticos, quemadores de bajo NOX además de requerir el uso de combustibles de bajo contenido en azufre. A parte de este límite máximo, se imponen otros valores máximos de emisión que no pueden ser superados o sino, la instalación podrá funcionar hasta un máximo de horas equivalentes al año. Estos límites discriminan en función de la tecnología de generación de que se trate: Centrales térmicas de carbón anteriores a 2016: o Tasa máxima de SO2 de 200 mg/nm3 o Tasa máxima de NOX de 200 mg/nm3 Para cumplir con estos valores, las centrales térmicas deberán contar con las siguientes instalaciones: Una desulfuradora para cumplir con el límite de SO2 y un sistema de reducción catalítica (SCR) para cumplir con el límite del NOX. Ciclos combinados anteriores a 2016: o Tasa máxima de NOX de 75 mg/nm3 o Tasa máxima de monóxido de carbono (CO) de 100 mg/nm3 Estas emisiones se producen principalmente por combustiones incompletas o sin controlas. Todos los ciclos combinados instalados en España actualmente ya 83

101 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental cuentan con tasas de emisión mucho menores a los límites que impone esta propuesta, por lo que no les supone ninguna restricción sobre su funcionamiento. Centrales térmicas de carbón posteriores a 2016: o Tasa máxima de SO2 de 150 mg/nm3 o Tasa máxima de NOX de 150 mg/nm3 Tasa máxima de partículas finas de 10 mg/nm3 o Ciclos combinados posteriores a 2016: o Tasa máxima de NOX de 50 mg/nm3 o Tasa máxima de monóxido de carbono (CO) de 100 mg/nm3 Además, esta nueva propuesta derogaría todos los privilegios especiales contemplados en la anterior normativa GIC a partir de Afectaría a las centrales térmicas de Teruel y Litoral de Almería, mientras que la prórroga a las que estaban sometidas las antraciteras permanecería hasta Este nuevo plan supone que las centrales térmicas de carbón deberán limitar su producción a horas de funcionamiento anual o realizar una serie de inversiones importantes. Dado que un elevado número de grupos de carbón ya ha realizado inversiones en desulfuradoras y cambios de calderas para consumo de combustibles menos emisores, el escenario más probable que se contempla consiste en que estas mismas centrales mantendrán su ritmo inversor, realizando instalaciones en sistemas de reducción catalítica y en el caso de que fuera posible, de secuestro de CO2. Aun así, sería necesario que desde la Administración se diese la señal de estabilidad y posibilidad de recuperar la inversión en el medio plazo, dado que para entonces, muchas de las instalaciones térmicas tendrán ya pocos años de vida útil por delante. En el caso de que las centrales de carbón dejasen de resultar competitivas a causa de los costes variables de éstas, ya sea por el ascenso de los precios internacionales del carbón o del CO2, las centrales de carbón que ya cuentan con una desulfuradora, se acogerían al límite de las horas de funcionamiento anual, mientras que el resto 84

102 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental de centrales se desmantelaría, pasando la tecnología de carbón a funcionar en las puntas del sistema. En cualquier caso, toda central de carbón que se mantuviese dentro del sistema necesitaría la instalación de electrofiltros para limitar la emisión de partículas finas a la atmósfera. Si además se mantiene dicha central bajo el esquema de Valores Límites de Emisión, se requeriría además la instalación de una desulfuradora unido a un Sistema de Reducción Catalítica (SRC). En el caso de centrales térmicas que se acogiesen a las 1500 horas de máximo funcionamiento anual, se requeriría el consumo de un carbón con bajo contenido en azufre, además de quemadores de LNB. Por el contrario para las centrales de ciclo combinado, los límites no tendrían efecto sobre los ciclos combinados ya existentes en el mercado y sin embargo sí lo tendría para las nuevas inversiones previstas a partir de Esta propuesta podría suponer un efecto llamada que implicase que todos los ciclos combinados se instalasen en esta fecha, para poder mantener unos límites más holgados en el funcionamiento. Por último, es necesario tener en cuenta que los Valores Límites de Emisión los determinarán las Comunidades Autónomas correspondientes como requisito para la expedición de las Autorizaciones Ambientales Integrales (AAI) respectivas. Estos VLE deberán mantenerse dentro del rango que la Comisión Europea admite. Este rango lo determina la comisión europea en función del valor con que cumpla la mejor tecnología disponible (BAT). La metodología se describe en el documento BREF: Para centrales térmicas de carbón de potencias superiores a los 300 MW, se establecen los siguientes límites SO2: o Para centrales ya instaladas, el VLE se deberá situar entre 20 y 200 mg/nm3 o Mientras que paras las nuevas centrales que se instalen, el valor máximo será de 150 mg/nm3. 85

103 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Respecto a los máximos valores de NOX permitidos: o El VLE se deberá situar entre los 90 y los 200 mg/nm3 para centrales de carbón ya instaladas. o Mientras que este valor se reduce hasta los 150 mg/nm3 para las nuevas instalaciones. Respecto a las partículas finas: o Las centrales de carbón ya instaladas tendrán un VLE entre 5 y 20 mg/nm3 o Mientras que el valor máximo de las nuevas instalaciones ser reduce hasta los 10 mg/nm3. Por su parte, los BAT para el Ciclo Combinado se sitúan en: NOX: Entre 20 y 90 mg/nm3 para centrales ya existentes y entre 20 y 50 mg/nm3 para nuevas instalaciones. Monóxido de Carbono: El valor deberá situarse entre los 5 los 1000 mg/nm3. Si se observa detenidamente, los VLE máximos que admite la nueva propuesta de directiva, se corresponde con los valores máximos de BAT, por lo que correspondería a las Comunidades Autónomas a ser más restrictivas aún respecto a dichos límites Análisis del efecto de la propuesta sobre el parque de generación español: Hasta un total de MW instalados en concepto de centrales térmicas de carbón ya han acometido o planeado la instalación de desulfuradoras en sus centrales en los años 2007 y Por lo que para estas centrales será fácil mantener un límite de 200 mg/nm3 de SO2 y NOX. Sin embargo, requerirían la instalación de sistemas de reducción catalítica (SRC). La mayoría de estas centrales contarían por entonces con más de 30 años de vida. Por lo que es posible que no todas las inversiones en SRC se llevasen a cabo sobre todas estas centrales sino sobre aquéllas que supusiesen más rentables o que aportasen alguna ventaja estratégica a las empresas de formasen parte. 86

104 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental A las térmicas que ya contaban con una desulfuradora desde el Marco Legal Estable: Compostilla, Teruel y Litoral de Almería (un total de 2000 MW), les resultaría difícil alcanzar el límite de 200 mg/nm3, por lo que en primer lugar, deberían cambiar el tipo de combustible por uno menos contaminante. Si con el nuevo combustible de menor contenido en azufre, aún mantienen elevadas tasas de emisión, se deberían estudiar mejoras en sus desulfuradoras y en los procesos del ciclo termodinámico. Existen MW en centrales de carbón (Puentes de García Rodríguez y Meirama) que han acometido inversiones en cambios de calderas con el fin de poder quemar carbón de importación con bajo contenido en azufre. Su tasa de emisión de SO2 se situaría en torno a los 400 mg/nm3, por lo que si no acometen nuevas inversiones en desulfuradoras, tendrían que limitar su producción a las funcionamiento a partir de horas de Respecto al resto de centrales (aproximadamente 800 MW) que se han acogido al plan de horas, deberán haberse retirado antes de Unos MW que aún no han realizado ni planeado la instalación de desulfuradoras, se deberán acoger al plan de funcionamiento de horas máximas al año, hasta agotar su vida útil. Estas centrales en 2016 contarían con una edad media de 46 años. Por lo que resulta impensable la posibilidad de que acometan nuevas inversiones medioambientales a partir de Sobre los ciclos combinados no pesan restricciones a causa de esta propuesta, por lo que se mantiene como una alternativa más favorable a la hora de valorar nuevas inversiones. 1.2 Otras regulaciones ambientales: Entre las nuevas regulaciones que afectan a la gestión medioambiental de las instalaciones energéticas, se encuentra la ley 26/2007 de Responsabilidad Ambiental. Por esta ley, se modifica el régimen legal de los daños ambientales. Se obliga a las centrales a contratar seguros de responsabilidad que cubran los posibles daños que se puedan ejercer sobre hábitats naturales o especies protegidas debido a problemas en la gestión de las plantas, derivados, entre otros, de vertidos en ríos o en el mar. 87

105 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental También obliga a las empresas que incurran en un daño al medioambiente a reparar el daño creado. Además, la planta contaminante deberá hacer frente a todos los problemas que haya ocasionado y que surjan en los 30 años posteriores a que se produjese el daño. En concreto, requiere a las empresas eléctricas a modificar su gestión del riesgo medioambiental y adecuar dicho sistema, además de necesitar la contratación de los seguros correspondientes. 2 Gases de efecto invernadero El cambio climático tiene su origen en las emisiones de gases de efecto invernadero, especialmente el CO2 y el metano. Los gases de efecto invernadero, se concentran en la atmósfera, impidiendo que las radiaciones solares puedan abandonar la Tierra, haciendo que la temperatura del planeta aumente, de forma similar a como se produce en un invernadero. Este efecto es fundamental para el desarrollo de la vida, garantizando una temperatura estable en la Tierra, sin embargo, el exceso de estas emisiones conlleva al sobrecalentamiento global, lo que supone otros efectos secundarios como son el aumento de la desertificación, la disminución anual de las lluvias o el incremento de fenómenos meteorológicos adversos como huracanes o tifones. Ante este problema, primeramente, desde la ONU se han llevado a cabo diversos acercamientos que permitan alcanzar un acuerdo internacional para contener las emisiones de gases de efecto invernadero. Estos acuerdos se iniciaron en la cumbre de Río y finalmente tomaron forma a través del protocolo de Kyoto. 2.1 Protocolo de Kyoto: El Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático es un acuerdo internacional que tiene por objetivo reducir las emisiones de seis gases provocadores del calentamiento global: dióxido de carbono (CO2), gas metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), además de tres gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6) en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro 88

106 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental del periodo que va desde el año 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año Es un tratado promovido por la ONU y que se encuentra dentro del marco de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), suscrita en 1992 dentro de lo que se conoció como la Cumbre de la Tierra de Río de Janeiro. El Protocolo impone la obligación a 38 países industrializados de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero aproximadamente en un 5.2% respecto a los niveles de emisiones realizados en 1990 durante el período Estas 38 naciones son las descritas en el anexo I del protocolo y suponen en su conjunto las mayores emisoras de gases de efecto invernadero. El Protocolo también considera a las naciones en vías de desarrollo y a los países del este de Europa bajo economías en transición, a las que les impone un objetivo de reducción de sus emisiones pero no les impone la obligación de conseguir dicho objetivo. La Unión Europea, como agente especialmente activo en la concreción del Protocolo, se comprometió a reducir sus emisiones anuales durante el periodo en un 5,2% respecto a las que realizó en No obstante, a cada país europeo se le otorgó un margen distinto en función de diversas variables económicas y medioambientales según el principio de reparto de la carga. En concreto, a España se le propuso un límite de crecimiento del 15% sobre las emisiones de 1990, como consecuencia del crecimiento económico previsto. El incumplimiento de estos objetivos de reducción de emisiones supone las consiguientes multas, que repercutirán en los países menos desarrollados, teóricamente a través de fondos para el fomento de la reducción de sus emisiones de gases de efecto invernadero. El Protocolo de Kyoto establece tres mecanismos de flexibilidad para facilitar a los países del Anexo I de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático la consecución de sus objetivos de reducción de emisiones de gases efecto invernadero (países en vías de desarrollo). Estos instrumentos son el comercio 89

107 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental internacional de emisiones, los mecanismos de desarrollo limpio (MDL) y los mecanismos de aplicación conjunta (JI). El comercio internacional de emisiones sólo se ha implementado a nivel de la Unión Europea, se explica más adelante. Los mecanismos de aplicación conjunta son los denominados mecanismos basados en proyectos y tienen por objetivo reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de origen antropogénico o incrementar la absorción de carbono por medio de sumideros forestales. Estos proyectos han de demostrar que al desarrollarse se ha evitado una cierta cantidad de emisiones de CO2 a la atmósfera, ya sea por implementar mejoras sobre instalaciones ya existentes o bien por desarrollar nuevas tecnologías que eviten el funcionamiento de otras ya existentes en el país anfitrión pero que resulten de por sí más contaminantes. La reducción de emisiones a través de estos proyectados, una vez se haya certificado por un organismo aceptado por la ONU, se concretan en una serie de certificados, denominados CER (Certificado de Reducción de Emisiones) y URE (Unidades de Reducción de Emisiones). Estos mecanismos han demostrado su efectividad en la reducción de emisiones y su importancia en la transferencia de tecnologías, colaborando así en el desarrollo de una economía baja en términos de carbono. El acceso a las unidades de reducción de emisiones procedentes de estos mecanismos resulta también básico para importantes empresas españolas, además de constituir una de las piezas clave de la estrategia del gobierno español para el cumplimiento de sus compromisos derivados del protocolo de Kyoto. La mayoría de las empresas españolas colaboran en mecanismos de desarrollo limpio a través de diversos fondos, el gobierno español también se planteó un objetivo de participación en estos fondos para el período con el fin de saldar el total de emisiones sobrantes en dicho período. Las necesidades de compra del gobierno español se elevan a 159,15 millones de reducciones de emisión, para los que ya comprometió los recursos presupuestarios necesarios para la adquisición de alrededor de 60 millones de toneladas de CO2 a través de la participación en fondos gestionados por el Banco Mundial y otras instituciones financieras internacionales. 90

108 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Poco a poco, los mercados internacionales de CER están creciendo y cotizando en mercados cada vez más organizados, cobrando cada vez mayor credibilidad. Se puede distinguir dos tipos distintos de CERs: Primarios: Tienen su origen directamente en los proyectos realizados en otros países. No tienen por tanto asociada intermediación y tienen varios riesgos implícitos. El riesgo principal al que se encuentran sometidos es que no se llegue a terminar el proyecto. Existen otros riesgos asociados a estos proyectos como son los problemas que puedan surgir en la certificación de los proyectos, ya que la ONU es la que certifica, pero aún hay problemas en la interconexión con las bases de datos de varios países no europeos. Secundarios: Son aquellos CER que se compran bilateralmente. Su entrega está por tanto garantizada (siempre que la otra contraparte cumpla con el contrato), así pues, se evita el riesgo de que el proyecto no se lleve finalmente a cabo. La contraparte será la que tendrá que enfrentarse a los riesgos derivados de a ejecución y certificación del proyecto que le aporte los CER negociados. Cada tipo de CER que se comercializa tiene un contrato marco asociado: ERPA (para los primarios) y IETAs e ISDAs (para los secundarios). Los CERs permiten hacer Banking y Borrowing dentro de la misma Fase. Si bien es cierto, que la Comisión Europea, impuso límites a España en cuanto al porcentaje total de derechos de emisión que podían ser cubiertos por medio de estos certificados. Estableciendo el límite total en un 20% sobre el total de derechos asignados en el PNA Para las instalaciones de generación eléctrica les permitió saldar sus necesidades de derechos con hasta un 40% de la asignación percibida individualmente dentro del PNA. Para el resto de instalaciones, incluidas las cogeneradoras, este límite se impuso en torno al 7.9% sobre las asignaciones individuales del PNA. Dado el carácter que tienen los proyectos de desarrollo limpio en países subdesarrollados, destaca en este ámbito el [MITC07], según el cual, la dimensión medioambiental es una de las principales líneas de actuación de la Cooperación Española, aparte de ser un componente transversal contemplado en todas sus 91

109 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental intervenciones, programas y proyectos. Las cuestiones relativas a prevención y mitigación del cambio climático están plenamente incorporadas, no sólo en su Plan Director, sino también en la estrategia sectorial de medioambiente y en los diversos Documentos de Estrategia en los países donde colabora. Entre 2005 y 2006, la aportación de la Cooperación Española (bilateral y multilateral) a cuestiones medioambientales aumentó un 41,5%, pasando de 47,8 millones de euros (2005) a 67,6 millones de euros (2006). La evolución de las contribuciones bilaterales en el sector de medio ambiente. Ha tenido un incremento del 48 por 100 en los años 2005 y 2006 con respecto a la media de los años anteriores, alcanzando los 32,3 millones de euros en Las aportaciones destinadas al cambio climático, dentro de las actuaciones enmarcadas dentro de los respectivos convenios de la Conferencia de Río tienen un incremento en 2006 con respecto a 2005 del 6 por 100. Las contribuciones destinadas al cambio climático han pasado de 0,59 millones de euros en 2005 a 5,4 millones de euros en Hay que tener en cuenta un previsible factor adicional de incremento a partir del año 2007, imputable al Fondo España- PNUD para la consecución de los Objetivos del Milenio, uno de cuyos principales ejes sectoriales es el de Medio Ambiente y Cambio Climático. Por lo que a partir de 2007, se puede estimar una cuantía aproximada de 20 millones de euros a proyectos en este sector. 2.2 El Esquema de Comercio de Emisiones Europeo (European Trading Scheme) El Protocolo de Kyoto fue ratificado por la Unión Europea. Posteriormente, a través de la Directiva 2003/87/CE sobre emisiones de CO2, se estableció dicho mercado de derechos de emisión y se establecían las máximas emisiones que podía incurrir cada estado miembro. Para conseguir el objetivo de reducción de emisiones propuesto, la Unión Europea estableció un modelo económico basado en la premisa de que quien contamina, paga según la cual se ha promovido el comercio de derechos de emisión. 92

110 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Este mecanismo se basa en un sistema de cap and trade, según el cual, cada estado miembro realiza una asignación de derechos gratuitos a las instalaciones emisoras. Esta asignación se debería realizar aplicando criterios de benchmarking y comparando cada instalación con la mejor tecnología disponible. Estas asignaciones gratuitas se concretan a través del Plan Nacional de Asignación (PNA) que cada estado miembro debe realizar para las diferentes fases de Kyoto. Cada estado miembro de la Unión Europea determina en los respectivos planes (PNA) el número de derechos de emisión que repartirá gratuitamente para cada sector afectado. Posteriormente la Comisión Europea debe validar dicho Plan. Una vez validado por la Comisión, corresponde al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, la asignación individual que ha de realizar a cada instalación afectada, en función de la Asignación Sectorial ratificada por la Comisión Europea. Adicionalmente, cada estado miembro, dentro de los Planes Nacionales de Asignación, también mantiene unos pequeños fondos o reservas de derechos que la Administración se guarda para nuevos entrantes. El régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero y el Plan Nacional de Asignación constituyen herramientas básicas en la estrategia frente al cambio climático, ya que, en España, afectan aproximadamente al 45 por 100 de las emisiones generadas. Este sistema obliga a las instalaciones a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero o bien a pagar a cambio de emitir. Cada año cada instalación debe presentar el monto total de derechos correspondientes a las emisiones de CO2 que ésta haya realizado en el año anterior. El déficit de derechos se puede cubrir bien a través de CER con las condiciones mencionadas anteriormente o bien a través derechos de emisión comprado a otras instalaciones que cuenten con un exceso de derechos. Este exceso de derechos puede venir dado por inversiones que haya realizado para reducir sus tasas de emisión o bien por haber optado por reducir su funcionamiento. 93

111 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental De esta forma, el Protocolo de Kyoto se convierte en una fuente de costes extra para las instalaciones que emiten gases de efecto invernadero, lo que da mayor competitividad a las centrales menos emisoras. Paralelamente al comercio de emisiones han surgido mercados OTC donde desde el año 2004 se pueden comerciar los derechos de emisión y donde participan activamente tanto las instalaciones afectadas por el sistema de derechos como instituciones financieras y hedge funds. En las empresas energéticas, ha sido necesario establecer departamentos dedicados a analizar estos mercados y gestionar la posición que cada central tiene respecto a sus emisiones anuales estimadas, con el fin de obtener el menor coste de emisión posible. A lo largo de la historia de la UE, ha habido dos fases de derechos de emisión. La primera se hizo efectiva entre los años 2005 y 2007, en la fase previa a Kyoto, como una prueba de cara al período en el que Kyoto se hace vigente. En este período, los derechos de emisión se vieron sometidos a una elevada especulación. A finales del año 2006, se filtró la noticia de que sobraban derechos de emisión en el sistema, haciendo que el precio descendiera progresivamente desde los 30 /t de CO2 hasta los 0.03 /t. El segundo Plan Nacional de Asignación cubre el período en el que el Tratado de Kyoto se hace efectivo realmente. Para esta nueva fase, se desarrollaron nuevos Planes Nacionales de Asignación. La Comisión Europea, quiso imponer además mayores restricciones a cada estado miembro. Finalmente, España se fijó un objetivo de no superar el 37 % de emisiones globales sobre el caso base, para lo que redujo en un 19% las Asignaciones gratuitas de derechos de emisión respecto a la asignación anual del Plan sin tener en cuenta las reservas. El PNA afecta a un total de instalaciones pertenecientes a diversos sectores industriales y al sector energético sujetas al régimen de comercio de derechos de emisión, de modo que estas puedan operar en el mismo en el periodo

112 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental La metodología de asignación individual en el PNA varía en función del sector al que pertenezca la instalación. En el sector eléctrico, la metodología parte de la producción estimada de cada instalación aunque en teoría se asignan tomando como referencia la mejor tecnología disponible corregida por un factor de ajuste. En el resto de sectores, la asignación individual parte de las emisiones y producciones históricas de cada instalación durante el período En concreto para el sector eléctrico, se extrae del PNA que el sector eléctrico supone un 36 % del consumo de energía primaria total nacional. Respecto a las asignaciones gratuitas de emisión que otorgan a las instalaciones, el Promedio anual pasó de 85,400 Millones de Tm de CO2 asignadas para el período , a 54,053 Millones de Tm de CO2 de promedio anual para , mientras que las emisiones estimadas del sector para el año base del período se sitúa en torno a los Millones de Tm CO2/año. Para la cogeneración se asignaron 11,800 Millones de Tm de CO2 promedio anuales para , respecto a los 13,001 de Las hipótesis que se plantean para el sector energético en el PNA incluyen: Disminución de la intensidad energética primaria debido a la mejora de la eficiencia energética. Aumento de la demanda eléctrica en una tasa del 3,9% anual ( ) y del 2,5% ( ) Aumento del consumo de gas 5.1% anual hasta 2007 y 6% hasta Con un peso del 24,6% en consumo energético en Las Renovables suponen un 12,5% de la producción energética. Tasa de emisión de un ciclo combinado: 0,365 t CO2/MWh. Tasa de emisión de cogeneraciones: 0,375 t CO2/MWh. Se considera un Mínimo de 300 horas de funcionamiento a plena carga. Centrales de fuel oil/gas natural: No resultan adjudicatarias de ningún derecho, siguiendo con el plan

113 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Tasa de emisión de una central de carbón nacional: 092 t CO2/MWh Se las insta a funcionar entre 4500 y 7000 horas equivalentes a plena carga. A cada instalación se les aplica distintos factores de ajuste según si han realizado inversiones para reducir emisiones de SOx y NOx. A las instalaciones se les aplicará un límite de utilización de créditos procedentes de mecanismos basados en proyectos a efectos de cumplimientos con las obligaciones de entrega anual de derechos. Este límite varía en función del sector de actividad al que pertenece. De este modo, las instalaciones de producción de energía eléctrica de servicio público podrán utilizar Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) y Unidades de Reducción de Emisiones (URE) para el cumplimiento de sus obligaciones hasta un porcentaje del 42 por 100 sobre su asignación individualizada anual. En el caso del resto de sectores podrán utilizar hasta un 7,9 por 100 sobre su asignación individualizada anual. La Comisión Europea impuso la limitación de cubrir hasta un 20% de las necesidades totales de España de derechos a través de mecanismos de desarrollo limpio. Si se le añade el 37% de reducción planteado por el PNA , se terminan cubriendo el déficit de derechos en que incurriría España, recuérdese que en 2005 el nivel de emisiones era un 53% superior a los niveles realizados en 1990, muy por encima del límite del 15% que había impuesto la Unión Europea: Figura 5. Evolución del nivel de emisiones en % respecto a los niveles de

114 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Análisis del efecto de los Planes Nacionales de Asignación sobre las centrales térmicas: Un estudio realizado por un grupo de trabajo del MIT, [MIT06] que realizó un análisis comparado de los diversos Planes Nacionales de Asignación de derechos de emisión CO2 para el período , llegó a las siguientes conclusiones: Cualquier asignación gratuita representa una subvención y donde sólo la generación por combustibles fósiles es la subvencionada, esto distorsiona las elecciones de inversión en favor de la generación por combustibles fósiles. Donde el carbón recibe una asignación más alta que el gas, las elecciones de inversión están además distorsionadas hacia el carbón. El nivel de estas subvenciones es tan alto que la construcción de centrales térmicas de carbón resulta más rentable después del comercio de emisiones con dicha distorsión de las decisiones de asignación que en ausencia del comercio. Las consecuencias a largo plazo de estas distorsiones pueden ser significativas, puesto que, una vez construidas, las instalaciones se quedarán en el sistema durante muchas décadas, aumentando significativamente el coste del cambio a una economía de bajas emisiones de carbono en el futuro. Para instalaciones existentes la asignación no homogénea puede distorsionar la señal que se quiere dar para incentivar las mejoras de la eficiencia y las decisiones de cierre. La subasta de derechos reduciría las distorsiones procedentes de la asignación gratuita y permitiría dar la señal oportuna a la situación actual en la que varios países de la Unión Europea se encuentran muy alejados respecto a sus objetivos establecidos. Además, una subasta a un precio mínimo podría asegurar además un suelo de precios que facilitaría las inversiones en tecnologías de baja emisión de carbono y los ingresos podrían reciclarse de forma creativa para apoyar el desarrollo y despliegue de tecnologías adecuadas. Si se comparan los Planes de Asignación de cada estado miembro, se puede observar la discriminación que se realiza en pro de las centrales térmicas de carbón. 97

115 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental 4,500 DISCRIMINACION CARBON-CCGT (VECES QUE SE ASGNA EL CARBON S/CCGT) estudio PNA UNIV.CAMBRIDGE - CON SUS DATOS ORGINALES SIN MODIFICAR ESPAÑA (BORRADOR JULIO) 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 0,500 Austria BE-Balonia BE-FL BRUSELAS CHIPRE ALEMANIA ESPAÑA FINLANDIA FRANCIA HUNGRIA IRLANDA ITALIA LITUANIA MALTA HOLANDA POLONIA SLOVAKIA UK 0,000 Austria BE-Balonia BE-FL BRUSELAS CHIPRE ALEMANIA ESPAÑA FINLANDIA FRANCIA HUNGRIA IRLANDA ITALIA LITUANIA MALTA HOLANDA POLONIA SLOVAKIA UK Figura 6. Comparativa de las asignaciones entre carbón y ciclo combinado en los distintos Planes Nacionales de Asignación Para el cálculo anterior, se toma como base la misma potencia instalada de 200 MW y el tiempo de utilización que haya fijado el PNA o en todo caso, se asume un funcionamiento de horas a plena carga al año. Destaca la situación de los ciclos combinados en España, donde reciben un menor nivel de asignación. Y de hecho, en España se asigna cuatro veces más emisiones a una central de carbón que a un ciclo combinado cuando la tasa de emisión de un ciclo combinado es tres veces menor a la de una central de carbón. Por el contrario, en el resto de la Unión Europa el ratio de asignación central de carbón/ciclo combinado es de tan sólo 1,6 de media. Todo lo anterior, muestra una asimetría y una falta de homogeneidad en la asignación entre ambas tecnologías de generación en España. Se obtienen dos conclusiones: Las centrales de carbón están ampliamente subvencionadas en España través del PNA, quizás confundiendo el PNA con otros objetivos de diversificación del mix energético y de seguridad de suministro que no tienen nada que ver con el objetivo de reducción de emisiones que se persigue con el mecanismo de 98

116 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental derechos de emisión, por lo que la señal que se da al mercado es claramente confusa. Por otro lado, la discriminación a la que se encuentra el ciclo combinado en España hace que no se cumpla la Directiva 2003/87/CE que regula el comercio de emisiones, dado que no se permite la discriminación de una tecnología limpia y eficiente. Aunque aún no existe nada claro respecto a la situación post-kyoto, la Unión Europea en su objetivo de liderar la lucha contra el cambio climático ya ha anunciado la decisión de promover una tercera fase de derechos de emisión, que abarcaría el período comprendido entre los años 2013 y Tercera fase de derechos de emisión de gases de efecto invernadero: El Protocolo de Kyoto se hace vigente en el período y no existe ninguna propuesta para más allá de esa fecha. Esta falta de objetividad supone una gran incertidumbre para todas las instalaciones pertenecientes a los sectores afectados, pero en especial para las nuevas inversiones. Por ello y por el objetivo de liderar la lucha contra el cambio climático, la Unión Europea a través de su Estrategia contra el Cambio climático ya se ha impuesto un nuevo objetivo de emisiones de gases de efecto invernadero para una tercera fase de derechos de emisión en el período El objetivo propuesto supone reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% respecto a los niveles del año Además de este objetivo, se plantea el compromiso de alcanzar acuerdos internacionales para conseguir un compromiso global de reducción de emisiones que en el caso de alcanzarse, impulsaría a la Unión Europea a ampliar ese objetivo hasta un 30% de reducción en sus emisiones. En concreto, para España, el objetivo comunitario se traduciría en un objetivo nacional de reducción de las emisiones en un 20% respecto al nivel realizado en el año En esta tercera fase, el número de derechos que se repartirían gratuitamente se reduciría drásticamente y se plantea la posibilidad de que los estados miembros no 99

117 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental realicen ninguna asignación gratuita y por el contrario, se proceda a subastar los derechos con que cada estado miembro cuente. Desaparecerían por tanto los PNA, consiguiendo una armonización en la regulación entre Estados Miembros. Esta tercera fase contaría con las siguientes características: Se incluye en el sistema otros gases de efecto invernadero distintos del CO2 que afectan a la industria química principalmente. Las siguientes fases tendrían una duración de ocho años, comenzando con la tercera fase que abarcaría desde el 2013 hasta Se fija un cap (cantidad total de derechos a asignar) a nivel de la Unión Europea de Mton CO2 en La cantidad a asignar en los años anteriores se establecerá aplicando la relación lineal entre la asignación realizada en 2012 y el objetivo de Se establece la subasta como método básico de asignación y desaparecen los PNA. Existiría un período transitorio de asignación gratuita para los Sectores Industriales que se acabaría en Se establece que la asignación gratuita transitoria a las instalaciones del sector eléctrico en 2013 corresponda al 50 % de la asignación que percibieron en la segunda fase al mismo tiempo que dicha asignación irá disminuyendo en un 10 % cada año, por lo que en 2018 no habrá asignación gratuita para el sector eléctrico. Las asignaciones transitorias de derechos gratuitos podrán realizarse siguiendo un proceso de benchmarking respecto a la mejor tecnología disponible. En cualquier situación, no se asignará gratuitamente derechos de emisión a los nuevos entrantes del sector eléctrico, ni a centrales de carbón que cuenten tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 (CCS). Se establecerá un método de asignación armonizado a nivel de Unión Europea. Los derechos a subastar se repartirían entre los Estados Miembros, de los que se subastarían el 90 % en función de las emisiones que cada Estado Miembro 100

118 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental produjo en 2005 y un 10 % se repartiría entre Estados Miembros en base a un principio de solidaridad. De los ingresos obtenidos en las subastas, un porcentaje mínimo, a determinar por la Unión Europea, se deberá destinar a reducir emisiones, a adaptar y a financiar el desarrollo de energías renovables y de plantas energéticas que cuenten con tecnologías de captura y secuestro de CO2. Amplía el ámbito de aplicación. Afectaría a los sectores químicos y del aluminio, así como al transporte de gases, incluido el CO2 y de la aviación. El permiso de emisión se revisaría cada 5 años para cada instalación desde la Comisión. Sólo se permitiría el uso de CER correspondientes a los sobrantes de la segunda fase ( ), hasta alcanzar el límite de CER permitidos en dicha fase. En el caso de que se llegase aun acuerdo internacional en cuanto a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero: Se debería modificar el cap europeo. Se modificaría el reparto de esfuerzos en los sectores a los que no afectan los mercados de emisión. Se reconsideraría el régimen transitorio de la asignación gratuita. Probablemente no se contemplaría asignación gratuita de derechos de emisión para ninguna instalación. Se ampliaría el límite de uso de CER. Se aceptarían CER procedentes de JI/CDM (u otros créditos dentro del acuerdo) procedentes de los países que firmen el acuerdo. Sin embargo, el total de CER permitidos para saldar las emisiones de cada país se reduciría a la mitad del límite establecido en el período Además, con respecto a los países con los cuales no se alcance un acuerdo de reducción de emisiones, se plantea un sistema de gravámenes sobre las importaciones que se realicen en la Unión Europea desde alguno de dichos países. Este impuesto consistiría en la obligación impuesta a los países importadores de 101

119 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental entregar los derechos de emisión equivalentes a los que las industrias europeas requieren para su funcionamiento. Este mecanismo se diseña con el objetivo de proteger la competitividad de la industria europea y evitar la fuga de emisiones. Dentro de los sectores afectados por el esquema de comercio de emisiones, se pone especial presión a los sectores energéticos por tratarse de uno de los sectores con mayor potencial de reducción de sus emisiones de gases de efecto invernadero. Dentro del sector eléctrico, las instalaciones internalizan el coste del derecho de emisión en sus ofertas al mercado de producción, por lo que el mercado determina la optimización medioambiental. La reducción de emisiones se obtiene por tanto a través del cambio tecnológico por tecnologías de generación menos emisoras, donde destacan las renovables y los ciclos combinados como factores de cambio sobre la situación anterior basada en el dominio de las centrales nucleares y de carbón. La otra manera que permite reducir las emisiones del país consiste en el aumento de las importaciones de electricidad y traspasando el problema de las emisiones a los países exportadores, pero la escasa capacidad de importación limita enormemente esta posibilidad. 2.3 La lucha contra el cambio climático: El cambio climático global es uno de los problemas más graves a los que se enfrenta el mundo y España en particular. Olas de calor, incendios forestales, subida del nivel del mar, sequías y fenómenos meteorológicos extremos, como la gota fría y las inundaciones, con graves impactos los ecosistemas marinos y terrestres, son algunos de sus efectos. El cambio climático agrava los procesos de desertificación y erosión, la escasez de recursos hídricos debida a la deforestación, la sobreexplotación de acuíferos y una pérdida generalizada de biodiversidad en las zonas húmedas costeras y en los bosques. Todo ello tendrá dolorosas repercusiones sociales (muertes directas por hipertermia y agravamiento de otras dolencias, catástrofes climáticas con pérdidas de vidas y hogares, pérdida de empleos) y causará importantes daños económicos en sectores como la agricultura, el turismo, los seguros o las infraestructuras. 102

120 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental La temperatura media anual ha subido una media de 1,5º C en el periodo en España, según datos del Instituto Nacional de Meteorología, y se prevé un descenso medio de las precipitaciones del 10%, un aumento de la evapotranspiración, un descenso del 33% de la humedad del suelo y una subida del nivel del mar, lo que acarreará graves trastornos ecológicos, sanitarios, económicos y sociales. Los costes económicos son hoy inconmensurables, pero en todo caso, muy elevados, sin embargo, el coste de no actuar sería muy superior. Dentro de este apartado, se analizan las dos principales guías que se han impuesto las Administraciones española y europea a seguir con el objetivo de la lucha contra el cambio climático Informe de la Comisión Europea sobre el Cambio Climático Este informe supuso una propuesta de normativa que fue ratificada posteriormente por el Consejo europeo. El objetivo que se plantea la Unión Europea en este informe es limitar el cambio climático global de manera que la temperatura global no aumente más de 2º C sobre la existente en la época preindustrial. Este objetivo de limitación en 2º C el aumento de temperatura global requiere que las emisiones de gases de efecto invernadero lleguen al máximo en 2025 y se reduzcan en 2050 a un 50% de las existentes en En este informe se establece el objetivo general de conseguir una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en los países desarrollados del 30% para el año 2020 en comparación las emisiones que éstos producían en el año 1990, como continuación al Tratado de Kyoto cuyo período de actuación finaliza en el año En cualquier caso, la Unión Europea se establece un objetivo mínimo de conseguir la reducción del 20% de sus emisiones de gases de efecto invernadero, si bien este objetivo lo puede modificar en función del transcurso de las negociaciones con el resto de países industrializados, pudiendo alcanzar este objetivo el 30% de reducción. El primer objetivo es por lo tanto lograr un acuerdo mundial, lo que no deja de ser ambicioso y difícil de lograr, al menos a corto plazo. Con esta iniciativa se da 103

121 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental respuesta a las quejas que las empresas industriales europeas proclamaban debido a la pérdida de competitividad que sufre la Unión Europea respecto a otros países que no adoptan ninguna medida de reducción de emisiones y porque resulta inútil abordar, de forma individual, la lucha contra el cambio climático, cuando los gases de efecto invernadero tienen un efecto global. Uno de los puntos novedosos de este informe consiste en la inclusión de los países en desarrollo dentro del objetivo de negociación internacional, y menciona expresamente a China, India y Brasil, grandes consumidores de energía a los que se les prevén crecimientos aún mayores en el consumo energético. El informe propone además ampliar o incluir nuevas medidas para luchar contra el cambio climático adicionalmente a las existentes en el Protocolo de Kyoto. En cualquier caso, el objetivo mínimo de reducción de emisiones no deja de ser ambicioso. Además, destaca la posición que reafirma el mantenimiento del comercio de emisiones después del 2012, ampliando incluso su ámbito de aplicación a otros sectores y otros gases. Las razones para limitar el cambio climático radican en los beneficios que implica que resultan muchísimo mayores que los costes a los que habría que enfrentarse en el caso de no tomar partido. El informe Stern estima que los costes de la inacción ante el cambio climático se sitúan entre un 5% y un 20% del PIB, mientras que las inversiones en tecnologías de bajo carbono suponen tan sólo el 0,5% anual del PIB entre los años 2013 y Luchar contra el cambio climático tiene además otros beneficios: mejorar la eficiencia energética de forma económicamente rentable, aumentar la seguridad de suministro energético, reducir la contaminación del aire mejorando la salud y otros muchos Medidas propuestas contra el cambio climático: Para conseguirlo el objetivo impuesto de reducción de emisiones, la Unión Europea ha adoptado, las siguientes medidas concretas: Mejorar la eficiencia energética en un 20%. 104

122 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Incrementar la cuota de renovables hasta el 20%. Impulsar la captura y almacenamiento de carbono. Continuar con el comercio de emisiones después de En este caso, se establecerían nuevos Planes Nacional de Asignación (PNA) para cada estado miembro que abarcaría períodos que durasen cinco años. En estos nuevos PNA se incluirían nuevos límites sobre otros gases de efecto invernadero. Armonización de los PNA y posiblemente, unión de estos con otros esquemas semejantes que se están llevando a cabo en otras partes del mundo, como el esquema de California o el australiano. Limitar las emisiones en el transporte y otros sectores. Fomentar el I+D en los sectores energéticos. Sin embargo, la Comisión Europea es consciente de que es necesaria una acción global para limitar el cambio climático. Por ello, conseguir un acuerdo internacional es un objetivo prioritario para la Unión Europea. Las principales medidas que propone para el desarrollo internacional de la lucha contra el cambio climático incluyen la integración de los diferentes comercios de emisiones existentes y la unificación de las normas para el control y seguimiento de las emisiones en los países desarrollados. Respecto a los países en desarrollo, en 2020 habrán igualado en emisiones a los países desarrollados, por lo que es necesario que empiecen a tomar medidas para reducir éstas partir de esa fecha. El impacto que la reducción de los gases de efecto invernadero pueda tener sobre su crecimiento económico es asumible y se proponen las siguientes opciones para conseguir que estos países adopten más iniciativas en pro de la lucha contra el cambio climático: Ampliar el ámbito de los mecanismos de desarrollo limpio (CDM) a las reducciones del sector energético nacional, en lugar de a proyectos concretos. Mejorar la coordinación y combinar adecuadamente los diferentes tipos de ayudas y sistemas de financiación que existen actualmente: mecanismos de 105

123 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental desarrollo limpio (CDM), ayudas al desarrollo, mecanismos de financiación para la innovación, etc. Establecer un comercio de emisiones sectorial para los sectores intensivos en energía, que podría integrarse en el existente a nivel internacional. Establecer límites de emisión a medida que los países vayan alcanzando un determinado grado de desarrollo. Además, se deberían incluir también acuerdos en otros aspectos como la investigación, la deforestación, ayudas para la adaptación y acuerdos sobre normas de eficiencia energética Estrategia española contra el Cambio Climático El Consejo de Ministros del 20 de julio aprobó una serie de medidas contra el cambio climático entre las que se encuentra la Estrategia española de cambio climático y energía limpia. Horizonte (EECCEL) [MITC07] que propone medidas que contribuyan al desarrollo sostenible en el ámbito del cambio climático y a la energía limpia. Este informe es la propuesta del Gobierno para el Consejo Nacional del Clima y la Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio climático. Este informe presenta una relación muy exhaustiva de las medidas que se pueden tomar para conseguir los dos objetivos fundamentales: luchar contra el cambio climático y conseguir una energía limpia. Las principales medidas que menciona se basan en el fomento de las energías renovables, el aumento de la eficiencia energética, la necesidad del ahorro y las limitaciones sobre las emisiones de CO2 que impone el PNA, con el objetivo de incentivar las instalaciones menos emisoras y transmitir la señal de precio correcta al consumidor, que incluya los costes medioambientales en los que se ha incurrido. Se pueden destacar los siguientes hechos. Se plantea un nuevo plan de renovables en el que se establece como objetivo eléctrico el 37%. 106

124 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Se requiere que cada comunidad autónoma elabore su propia estrategia para la lucha contra el cambio climático. Establece un Plan de Medidas Urgentes a aplicar para el fomento del ahorro y la eficiencia. Entre las medidas se pueden destacar: Ahorro y eficiencia en los edificios de la Administración General. Alumbrado público. Sustitución progresiva de las bombillas incandescentes. Repotenciación de parques eólicos. Eólica marina. Contadores eléctricos En conjunto, las actuaciones afectan a siete sectores y gases distintos y suponen la puesta en marcha inmediata de alrededor del 65 por 100 de las medidas de reducción de emisiones enumeradas en la Estrategia. El Plan de Medidas Urgentes proporciona reducciones adicionales de 12,2 millones de toneladas de CO2 equivalentes al año (61,1 millones de toneladas de CO2 equivalentes en el período ). Asimismo, esta Estrategia aborda las medidas necesarias para optimizar el uso de los mecanismos flexibles del Protocolo de Kyoto, optimizando al mismo tiempo el potencial de los mismos como instrumento de cooperación, vector de promoción del desarrollo sostenible en los países anfitriones y apoyo a la actividad internacional de las empresas españolas. El objetivo final de esta Estrategia consiste en reducir en un 60 por 100 la distancia para el cumplimiento de los objetivos propuestos en el Tratado de Kyoto. Un aspecto de especial relevancia es que la Estrategia contra el cambio climático no sólo recoge medidas de mitigación, sino que la adaptación juega también un papel destacado. La adaptación al cambio climático es necesaria y complementaria a las acciones de mitigación: el cambio climático representa una fuente de riesgo, ante el cual la adaptación es la respuesta para minimizar los impactos o explotar las 107

125 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental oportunidades. La evaluación de este riesgo es una tarea compleja con muchas incertidumbres asociadas, que requiere una aproximación multidisciplinar científica, social y económica. Esta Estrategia se impone como objetivos fundamentales la lucha contra el cambio climático y el fomento de la energía limpia. Se proponen distintas medidas para ambos objetivos. En la lucha contra el cambio climático se definen once áreas de actuación y para cada una de ellas propone objetivos generales, medidas concretas e indicadores de seguimiento, donde destacan las siguientes: 1.- Cooperación Institucional. Se impone: Subvenciones para incrementar las renovables y eficiencia en edificios públicos. Un plan de auditorías para los edificios de la Administración general. En los concursos públicos de contratación de servicios, se deberá presentar un informe sobre medidas de eficiencia, favoreciendo a las empresas que presenten un modelo sostenible (incluso a nivel municipal). Las compras públicas deben incorporar criterios de sostenibilidad. 2.- Mecanismos de flexibilidad. Se requiere: Desarrollar proyectos de MDL, participación en fondos multilaterales, negociaciones con otros países, facilitar la canalización de inversiones, etc. 3.- Comercio de emisiones. Se hace necesario: Dar mayor estabilidad al comercio de emisiones. Ampliación del ámbito de actuación a otros gases y sectores. Armonizar metodologías y horquillas de asignación a nivel comunitario. Desarrollo real de los mecanismos de desarrollo limpio y los Joint Implementation (JI). 4.- Captura y almacenamiento geológico de CO2. Considera que esta tecnología es una opción válida en la lucha de España contra el cambio climático. 108

126 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Se hace necesario evaluar la situación actual, localizar los emplazamientos, un estudios de costes, análisis de la contribución a la reducción de emisiones, coordinación de las iniciativas nacionales e incentivar proyectos de I+D. 5.- Sectores difusos. Entre las medidas que propone para los diferentes sectores se pueden destacar: Transporte: mejorar la eficiencia y utilización de tecnologías de generación en los edificios de terminales, utilización racional de los vehículos privados, desarrollo de red ferroviaria. Se propone la elaboración de una norma básica de Movilidad Sostenible e impulsar Planes de Movilidad sostenible como instrumentos preferentes de la actuación de las Administraciones en las áreas urbanas y metropolitanas. Residencial comercial e industrial: Se incentiva la mejora de la eficiencia energética en los edificios, tanto en la envolvente edificatoria como en el equipamiento de la misma o la elaboración de una norma técnica sobre eficiencia y ahorro energético en el alumbrado público. Las medidas para el ahorro y la mejora de la eficiencia son similares a las contempladas en la revisión del Reglamento de Instalaciones térmicas o el Código técnico de la edificación, promoviendo medidas como la iluminación de bajo consumo, el control de la temperatura interior de centros comerciales, el cambio de calderas en edificios residenciales para eliminar la quema de carbón a nivel urbano en 2012, la promoción de paneles térmicos en las viviendas, de equipos consumidores eficientes y la realización de campañas de sensibilización. 6.- Adaptación. Requiere medidas como desarrollar y aplicar el Plan Nacional de Adaptación o evaluar el impacto en los recursos hídricos. 7.- Información y sensibilización. 8.- Investigación, desarrollo e innovación. Entre estas medidas, destaca la necesidad de un nuevo Plan Nacional de I+D+i, la revisión de la retribución de las actividades de distribución de electricidad y gas, la investigación en carbón limpio y un Programa Nacional sobre Clima y Cambio Climático. 109

127 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental 9.- Medias horizontales. Se imponen las siguientes medidas: Política fiscal: Es un instrumento fundamental para lograr los objetivos ya que contribuye a la mejora de los precios de las opciones menos emisoras y la penalización de las más intensivas en carbono. En 2007 el Gobierno incorporará elementos de Fiscalidad Verde utilizando las figuras fiscales actuales o creando otras nuevas. Ordenación del territorio: promoción de mejores técnicas disponibles, facilitar la penetración de nuevas formas de energía, Gestión ambiental: Las empresa que colaboren con la Administración deberán tener implantados sistemas de gestión Ambiental Integrados y se incentivará que los suministradores de grandes empresas también los tengan, promover compromisos voluntarios de reducción de emisiones y consumo energético. Para el fomento de la energía limpia, se definen otros cuatro ámbitos de actuación, sobre los que se proponen objetivos y las medidas necesarias. Dentro de este ámbito se incluyen el fomento de las energías renovables y el aumento de la eficiencia energética. Los objetivos finales que propone consisten en reducir la intensidad energética y fomentar el uso de la fiscalidad y la estructura de tarifas para conseguir los objetivos generales de este informe. Para lograr estos objetivos se proponen las siguientes actuaciones: Eficiencia energética: Los objetivos generales se concretan en la reducción del consumo energético tendencial en un 2% anual y la mejora de la intensidad energética en un 2% anual para conseguir reducir el consumo de energía primaria en un 1% anual. Entre las medidas concretas figuran: Elaborar una norma básica de Uso Eficiente de la Energía. Disuadir los consumos excesivos mediante la estructura de tarifas. Aplicación de la Directiva de servicios energéticos. Establecer mecanismos regulatorios para que la reducción de costes derivados de la mejora de la eficiencia energética no implique un mayor consumo y los 110

128 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental beneficios obtenidos se destinen a protección medioambiental y tecnologías limpias. Renovables. Se establecen los siguientes objetivos generales: Cubrir el 10% de la demanda de carburantes en 2020 mediante biocombustibles; desarrollo de un nuevo Plan de Renovables que permita alcanzar el objetivo comunitario del 20% en 2020; objetivos de renovables para 2012 del 32% de la demanda de electricidad y del 37% en Entre las medidas concretas figuran: Incentivar las tecnologías de biomasa y solar. Mejorar condiciones de acceso a la red y los trámites administrativos para fotovoltaicas de menos de 5 kw. Incrementar el aprovechamiento hidráulico mediante la rehabilitación de minicentrales cerradas, mejorando las existentes e instalando turbinas en embalses que carecen de ellas. Dotar de un marco de seguridad económica evaluando las mejoras de las bonificaciones en el IAE de las empresas que utilizan o producen energías de origen renovable. Incentivar el cambio de calderas en instalaciones térmicas para que permitan el consumo de biomasa. Gestión de demanda. Se impone la necesidad de un uso más racional de la energía con señales de precio correctas al consumidor y el impulso a los instrumentos de mercado, incluyendo fiscalidad y estructura tarifaria para concienciar de esta necesidad. Entre las medidas concretas figuran: Sistema de tarificación que incluyan costes externos y desincentiven consumos excesivos. Que la demanda participe en el mercado de electricidad, incluyendo las empresas que mantienen tarifas interrumpibles. Contadores horarios e inteligentes que proporcionen al consumidor información cuando los precios sean elevados. 111

129 Análisis Regulatorio Regulación medioambiental Investigación, desarrollo e innovación: Con el objetivo de desarrollar tecnologías limpias, se hace especial hincapié en las labores necesarias de investigación en las tecnologías menos desarrolladas: eólica marina, geotermia, fusión, carbón limpio y generación distribuida. A través del Plan de Medidas Urgentes planteado en esta Estrategia, se consiguen reducciones adicionales de 12,2 millones de toneladas de CO2 equivalentes al año. Serán todavía necesarias otras medidas adicionales que proporcionen reducciones de 15,03 millones de toneladas de CO2 equivalentes al año. El Gobierno estima que las Comunidades Autónomas y las Entidades Locales son clave para identificar y poner en marcha dichas medidas, especialmente a través de las estrategias autonómicas. 112

130 Parte II POTENCIALES DE DESARROLLO 113

131 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Capítulo 5 POTENCIAL DE LAS RENOVABLES La Unión Europea en su conjunto tiene un elevado potencial de desarrollo de las energías renovables. El uso de alas energías renovables para abastecer el consumo energético presenta múltiples ventajas: Garantiza un desarrollo sostenible en el largo plazo, dado que no reduce el nivel de reservas de combustibles ni supone en general emisiones de gases de efecto invernadero. Ayuda a reducir la dependencia energética exterior, por lo que indirectamente ayuda a mejorar la seguridad de suministro. Ayuda a mejorar la competitividad de la industria europea. Tiene un impacto positivo sobre el desarrollo regional y el empleo. Es un tipo de energía muy apoyada por la opinión pública. Por ello, la política energética europea y en especial la española han puesto especial interés en el fomento de estas energías. En la actualidad, las renovables abastecen sólo un 6% del consumo de energía primaria de la Unión Europea, aunque el objetivo propuesto por la Comisión Europea supone alcanzar el 12% en 2010 y el 20% en Estos objetivos tan ambiciosos requieren de una regulación favorable a estas tecnologías. Además, dado que de por sí las energías renovables no resultan rentables por sus elevados costes en comparación con los precios del mercado, se requiere un sistema que compense a las energías renovables, internalizando las mejoras que las energías renovables suponen para la sociedad. En el presente capítulo se estudia el máximo potencial de las energías renovables en España, de forma que se contraste la viabilidad de los objetivos impuestos y se pueda 114

132 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables realizar una estimación de los objetivos en materia de renovables que se puedan imponer en el muy largo plazo. Por otra parte, será necesario hacer un análisis de la regulación de las energías renovables tanto a nivel de España como de otras medidas propuestas en la Unión Europea. 1 Análisis de los objetivos en energías renovables: Desde la Unión Europea la promoción del desarrollo de las energías renovables se comenzó regulando a través de la Directiva 2001/77. En esta directiva, se establece el objetivo de abastecer el 12% del consumo de energía primaria (de la Europa de los 15) a través de las energías renovables para el año Esto suponía que las energías renovables abarcasen hasta un 22,1% de la demanda total de electricidad de la Unión Europea, aunque con la inclusión de nuevos miembros, este objetivo se redujo al 21%. La misma directiva se establece como uno de los pasos necesarios para cumplir con el objetivo de reducción de emisiones de CO2 comprometido bajo el Protocolo de Kyoto. Esta directiva regula las siguientes tecnologías: eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, olas, hidroeléctrica, biomasa, biofuel y residuos. En la actualidad se cuenta con el siguiente reparto de potencia instalada por tecnología, donde las energías renovables suponen cada vez mayor cuota de mercado: Figura 7. Potencia instalada por tecnología en el año Fuente: CNE 115

133 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables De entre las energías renovables, la hidroeléctrica permanece como la principal de ellas, por contar con los grandes embalses regulables, presentes algunos desde hace más de 100 años. Aunque destaca el desarrollo que ha presentado la tecnología eólica en los últimos tiempo, estableciéndose como una tecnología ya madura y desarrollada. Aunque la biomasa aún mantiene un elevado porcentaje en el consumo energético, especialmente para usos de calefacción. Posteriormente, en la Propuesta de Directiva para la promoción del uso de las energías renovables (Paquete Verde), la Unión Europea se planteó nuevos objetivos con un plazo mucho mayor. En esta propuesta: Define que el consumo de energías renovables sobre el consumo energético total de la Unión Europea pase del 8.5% existente en 2005 hasta un 20% en Establece la necesidad de impulsar el consumo de biofuel, imponiendo un consumo mínimo del 10% para el año Establece la obligación de realizar Planes de Acción Nacionales que deberán ser supervisado y posteriormente adoptados por cada Estado Miembro. Estandariza los Certificados de origen, que garantizan que el consumo de electricidad procede de fuentes renovables. Y establece mecanismos que permitan el comercio de estos mismos derechos. Por el momento, el objetivo planteado por España en el PER (Plan de Fomento de las energías renovables) se sitúa en un 29% del total de la demanda eléctrica para el año Para ello, se establecen los siguientes objetivos individuales en función de la tecnología: Biomasa: MW Eólica: MW Solar fotovoltaica: 371 MW Solar termoeléctrica: 500 MW Minihidráulica: MW Centrales de aprovechamiento de residuos sólidos urbanos: 261 MW 116

134 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Cogeneración: MW Dentro del objetivo declarado por la Unión Europea del 20% de renovables en el año 2020, queda por determinar el objetivo individual de cada país. Es de esperar que a los países que están mejor posicionados, tales como España, Alemania o Dinamarca, se les imponga mayores objetivos. EL RD 661/2007 indica que en el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo plan de energías renovables. La fijación de objetivos y en su caso limitaciones de capacidad se realizará de acuerdo con la evolución de la demanda y el desarrollo de la red eléctrica para permitir la máxima integración en el sistema en condiciones de seguridad de suministro (esto supone condicionar el desarrollo del RE al desarrollo de las redes, en concreto de las de transporte que están supeditadas a los intereses de REE, si bien el planteamiento debería ser al revés, es decir, ver cuál es el desarrollo de la red necesario para cumplir con los objetivos renovables). Una cifra objetivo posible para el año 2020 resulta de una cuota del 45% de renovables sobre la demanda eléctrica en De hecho, según declaraciones del Secretario de Estado de la Energía, la cifra que se plantea es de una producción de 151 TWh en 2020, lo que supondría 40 GW eólicos, 22 GW hidráulicos, 2 GW de centrales de biomasa y 800 MW de centrales termosolares. Con ello, se lograría una cuota del 20% de renovables en consumo de energía primaria. A continuación se analiza el potencial de renovables que existe en España. Para ello, se parte de los estudios realizados por la Comisión Europea (XGreen y Forres 2020) y del estudio realizado por Greenpeace [GREE05]: 1.1 Prospectiva energética de Greenpeace: En el informe [GREE07], que realizó el IIT por encargo de Greenpeace, se estimó el máximo potencial que tenían las energías renovables en España. Para ello, se realizó el análisis sobre cada provincia de distintas variables como la superficie de terreno aprovechable con suficiente aporte lumínico, la orografía del terreno o la máxima implantación de turbinas eólicas en función del terreno disponible, con el fin de determinar la máxima potencia instalable en España. 117

135 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Por su parte, para determinar la máxima producción de las energías renovables se evaluó la actuación de cada tecnología instalada en cada provincia, en el caso de contar con los datos pertinentes. Con estos valores, se podía estimar un número de horas equivalentes que cada tecnología podía funcionar al año a plena carga en función de la provincia en la que se encontrase. Este método resulta ciertamente criticable, dado que asume que el funcionamiento de las tecnologías futuras será igual al que realizan en la actualidad. En este caso se obvia el hecho de que los plantas en funcionamiento en la actualidad, se encuentran en las mejores localizaciones, por lo que futuros emplazamientos contarán con factores de carga peores, por contar, por ejemplo con menor aporte eólico. Lo cierto es que la fecha objetivo planteada en el estudio, 2050, está tan lejana que para entonces, se podrían haber desarrollado las tecnologías renovables, de manera que el problema anterior se compensase con dicho desarrollo. En concreto, para la España peninsular, se determina un máximo potencial de renovables de hasta GW. Figura 8. Máximo Potencial de renovables (GW) De estos GW, GW corresponderían a centrales solares termoeléctricas, que son las que se les estima un mayor potencial, 915 GW corresponden a parques 118

136 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables eólicos interiores y 164 GW a parques eólicos marinos, a las huertas fotovoltaicas les estima un potencial total de GW y a las turbinas mareomotrices hasta 84 GW, por el contrario, a las tecnologías con mayor capacidad de regulación, como son las centrales térmicas de biomasa les estima un potencial de 19,7 GW/a minihidráulicas, 18,6 GW y a las centrales geotérmicas, 2,7 GW. las De este valor, destaca el alto potencial solar que tiene la península ibérica, dada su situación al sur de Europa y al alto número de horas de sol al año y a gran cantidad de terreno aprovechable tanto para huertas solares como para parques eólicos. A partir del máximo potencial de potencia instalada por tecnología, se estimó que el máximo potencial de producción renovable se situaba en torno a TWh al año: Figura 9. Máximo potencial de renovables (TWh) De estos TWh, a las centrales termosolares les correspondía TWh, mientras que a la eólica terrestre esta cifra ascendía hasta TWh y a la eólica offshore 331 TWh, a la tecnología fotovoltaica les correspondía TWh en total, a la energía mareomotriz se le asignaba un potencial de 300 TWh y respecto a las 119

137 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables energías regulables, se suponían 142 TWh de producción a partir de biomasa, 31,6 TWh de producción hidráulica y 15,8 TWh en centrales geotérmicas. Estas cifras suponen unas horas de funcionamiento equivalentes a plena carga al año de: h/eq para las centrales de biomasa, h/eq para las centrales geotérmicas, h/eq para las centrales mareomotrices, h/eq para las centrales termosolares h/eq para los parques eólicos, h/eq para las minihidráulicas y h/eq para la tecnología fotovoltaica. De estos resultados, destaca la fuerte producción de las centrales térmicas, tanto biomasa, como geotérmicas como termosolares, dado que supone el funcionamiento a plena carga durante todo el año, en una situación ideal de recursos de biomasa ilimitados y horas de sol aprovechables el 100% del año. También destaca el elevado número de horas supuesto para los parques eólicos, que actualmente funcionan del orden de h/eq a plena carga al año. Posteriormente y como continuación de este estudio se realizó un análisis de la viabilidad de este máximo potencial para el suministro eléctrico, desarrollado en [GREE05], los resultados de este análisis se analizan con más detalle en el capítulo de prospectiva. Como dato de interés se presenta a continuación el resultado del escenario de optimización económica: En este escenario, se ha tratado de minimizar el coste total del sistema en un escenario planteado en el año Se obtienen los siguientes resultados: La potencia total requerida sería de 79,6 gigawatios, que producirían un total de 292 TWh en el año El reparto por tecnologías de estas cifras resultaría tal como muestran las gráficas: 120

138 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Figura 10. Escenario económico de renovables 100% en 2050 Cabe destacar de estos resultados la gran importancia que cobran la generación hidráulica en todas sus variantes, fluyente, regulada y bombeos, y la generación eólica y la termosolar. Además se considera que las centrales termosolares necesarias consistirían en ciclos híbridos en los que se quemaría biomasa para garantizar el funcionamiento diario de la central termosolar. La conclusión de este escenario es que la tecnología renovable que resulta más viable es la generación eólica terrestre, si bien la variabilidad de ésta hace necesario que otras tecnologías se hagan cargo de la regulación del sistema, por lo que se hacen imprescindibles las tecnologías hidráulicas y térmicas renovables (solar térmica y biomasa). El coste de electricidad que estima este escenario es de 24.7 /MWh, tres veces menos que el coste actual. En este escenario, la producción renovable no gestionable, especialmente de los parques eólicos y las centrales termosolares, se aprovecha al máximo y se minimiza la dispersión de las energías renovables, por ello, las tecnologías con capacidad de regulación adaptan sus planes de funcionamiento en base al hueco dejado por las tecnologías no-gestionables. En este caso, los servicios complementarios que 121

139 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables requiere el sistema deberían ser suministrados por estas tecnologías, evitando la reducción de la producción de las energías no gestionables para estos menesteres. Del estudio realizado, se obtienen las siguientes conclusiones, que añaden alguna recomendación a tener en cuenta en futuras regulaciones de las energías renovables: Conclusiones del análisis Renovables 100% : Se ha de tener en cuenta que en un escenario 100% renovable, sería necesario que las diversas tecnologías funcionasen en modo regulación, es decir, que no funcionasen a su máxima potencia, sino regulando su producción para de esta forma poder hacer frente a las inestabilidades del sistema. Este tipo de funcionamiento es claramente posible en centrales hidráulicas reguladas, pues al poseer una capacidad de almacenamiento del agua, permite reservar su producción para los momentos en los que sea realmente necesaria. Además, la rapidez de respuesta de las centrales hidroeléctricas, permite garantizar que las perturbaciones puntuales del sistema serán cubiertas por esta tecnología. Respecto a las plantas térmicas en las que se quema biomasa, se puede imaginar un esquema similar de funcionamiento al de una central térmica de carbón, donde en lugar de carbón, se consume biomasa. Mientras que en las centrales termosolares, la única posibilidad para regular carga, sería reducir la producción por debajo de su máxima potencia, para de esta forma ser capaz de ofrecer servicios complementarios y poder cubrir desviaciones del sistema eléctrico. El mismo esquema se debería diseñar para el resto de tecnologías. En el caso de las centrales termosolares, la regulación de la producción se realizaría mediante la regulación del vapor que entra en la turbina correspondiente, en el caso de las otras tecnologías que dependen de las condiciones meteorológicas, la reducción de producción se debería realizar mediante controles electrónicos de regulación de la potencia. En el caso de las turbinas eólicas, además, mediante los controles que regulan la posición de los álabes de la turbina para maximizar la potencia, podrían ser usados con el objetivo contrario, reservando un 15% de la potencia máxima para suministro de servicios complementarios. 122

140 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Finalmente el estudio concluye con la necesidad de llevar a cabo políticas que fomenten el ahorro y la eficiencia al mismo tiempo que se promueven las energías renovables, para garantizar la sostenibilidad del modelo y un menor coste total. Un sistema renovable integrado permitiría cubrir con renovables, además de la demanda de electricidad, una gran parte (incluso el 100%) de la demanda energética de los sectores edificación y transporte, de forma más económica que haciendo las dos cosas por separado (utilizar unas tecnologías renovables sólo para generar electricidad y otras tecnologías renovables sólo para las demandas no eléctricas) Greenpeace, como colofón del estudio plantea una serie de objetivos que se deberían cumplir en el futuro para alcanzar estos niveles de producción renovable. Se resumen de la siguiente manera: Sería necesario establecer los siguientes objetivos de obligatorio cumplimiento de planificación energética de medio y largo plazo: Eficiencia energética: reducción de la demanda de energía primaria en un 20% en 2020 respecto a la actual. Contribución de las renovables a la energía primaria: 30% en 2020, 80% en Contribución de las renovables a la generación de electricidad: 50% en 2020, 100% en Contribución de las renovables a la climatización de edificios: 80% en Adoptar objetivos de reducción de emisiones de CO2 con los que contribuir a una reducción de las emisiones en la UE respecto a 1990 del 30% en 2020 y del 80% en Reforzar el sistema de primas, mediante una Ley de energías renovables, para asegurar el cumplimiento de los objetivos y un retorno definido y estable a las inversiones, que deben ser más atractivas que las inversiones en energía sucia. Acabar con las distorsiones de mercado que perjudican a las energías renovables. Poner fin a todas las subvenciones, directas e indirectas, a los combustibles fósiles y a la energía nuclear, e internalizar todos sus costes externos sociales y 123

141 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables ambientales, asegurando que el precio de la energía final refleje todos los costes según la fuente de energía utilizada. Contaminar tiene que salir caro. Adaptar el diseño de las redes eléctricas y de gasoductos, así como las herramientas y normativas para su gestión, para facilitar la puesta en práctica de un sistema 100% renovable. Utilizar la gestión de la demanda para lograr un sistema 100% renovable al mínimo coste posible. Acabar con el derroche de energía, imponiendo niveles obligatorios de eficiencia para el consumo energético de todos los electrodomésticos, edificios y vehículos. 1.2 Potencial de las energías renovables en el año 2030 del IDAE: Por su parte, en el año 2007, se han realizado múltiples estudios en pro de una planificación energética de largo plazo, a propuesta del MITYC, el IDAE realizó por su parte una evaluación de los potenciales brutos para cada una de las tecnologías, pasando posteriormente por filtros de tipo técnico y social, en algunos casos, que permiten obtener un potencial desarrollable en el horizonte del año 2030, que tenga mayor utilidad de cara a la prospectiva y la planificación energética. Se obtienen los resultados expresados en el siguiente gráfico: Figura 11. Potencial técnicamente viable en el año Fuente: IDAE 124

142 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables De los resultados anteriores, se ha de tener en cuenta que el potencial bruto de la solar fotovoltaica se estima en 265 GW, de los que 90 GW se instalarían en fachadas de edificios, si bien este valor, resulta técnicamente viable en sólo 45 GW. Lo mismo pasa con las instalaciones en suelo, cuyo potencial pasa de 175 GW a 115 GW. Respecto a la solar termoeléctrica, de los 66 GW considerados, 12 GW corresponden a centrales en torre, si bien su potencial bruto es de 30 GW, 18 GW corresponden a instalaciones cilindro parabólicas, aunque su potencial bruto se estima en 60 GW, y los 36 GW restantes corresponden a instalaciones de tipo disco parabólicas, cuyo potencial bruto se estima en 60 GW igualmente. Respecto a la eólica, se considera que a 2030, los avances tecnológicos desarrollados permitirán aumentar la potencia instalada en un 40% utilizando la misma superficie. El potencial bruto que se estima para la eólica terrestre es de 95 GW, valor considerado como potencial técnicamente viable. Lo mismo ocurre con eólica marina, cuyo potencial bruto se estima de hasta 15 GW. Para 2030, de haberse realizado el máximo potencial eólico, estas instalaciones ocuparían el 1% de la superficie nacional. Respecto al hidráulica, se estima que el potencial fluvial bruto es del orden de 150 TWh, si bien, resulta técnicamente viable menos de la mitad (70 TWh), de los cuales, se han desarrollado 38 TWh en los aprovechamientos hidroeléctricos existentes, por lo que, si se descarta el potencial de las grandes centrales hidráulicas, por el impacto ambiental que éstas suponen, el máximo potencial desarrollable en centrales pequeñas y medianas sería de 20 TWh, de los cuales, más de la tercera parte no resultaría viable por problemas medioambientales, por lo que el potencial máximo sostenible se sitúa del orden de 4,5 TWh. Se considera un escenario consistente en la promoción del bombeo como medida para permitir la mayor penetración de las energías renovables no gestionables en el sistema, por lo que propone un potencial de desarrollo de MW en 2030, además, para aprovechar el potencial antes mencionado, se podrían desarrollar hasta MW en centrales de tipo minihidráulico y hasta 500 MW en centrales hidroeléctricas de mediana envergadura (hasta 50 MW). 125

143 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Respecto a la evaluación del potencial geotérmico, destaca que las mejores zonas para dicho desarrollo se encuentran en el litoral sudeste español (Almería y Murcia), en la costa y Pirineos catalanes, en el centro de la península en Ciudad Real y en las islas Canarias. Resultando un máximo potencial de 18 TWh. De los resultados, se extrae que algunas tecnologías, como la biomasa agrícola y forestal, los biocarburantes, o la solar fotovoltaica y termoeléctrica, compiten por la superficie. Las solar térmica y la fotovoltaica compiten por los techos de potencia. Cuando se evalúan potenciales con alto grado de desarrollo, es necesario tener en cuenta el efecto competencia. Las tecnologías con costes variables por compra de materia prima, biomasa y biogás, han sido objeto de un análisis técnico-económico para desarrollar su potencial. Una vez analizado el potencial de las energías renovables es necesario hacer un repaso a la regulación del régimen especial, de forma que, a partir de ésta se determine la viabilidad de los diferentes objetivos o las debilidades que dicha regulación presenta. 2 Regulación del Régimen especial Se analizan tres legislaciones de reciente aparición: El RD 661/2007que regula el régimen retributivo de las energías renovables. El mecanismo de certificados o garantías de origen La legislación de fomento de la cogeneración. 2.1 RD 661/2007 La regulación del régimen especial supone uno de los principales apoyos para éste, pero también su inestabilidad supone uno de los mayores riesgos. Se observa por ejemplo en el siguiente gráfico cómo la regulación de 1998 y posteriormente del 2004 afectaron al desarrollo de la cogeneración, la cual no ha incrementado su potencia instalada desde entonces. Al contrario de la eólica que fue fuertemente primada en estas regulaciones: 126

144 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Figura 12. Evolución de la potencia instalada de régimen especial. Fuente: CNE Por ello, toda regulación del régimen especial debe: Garantizar una rentabilidad razonable Ofrecer una cierta estabilidad regulatoria, de forma que sea posible predecir las subvenciones que se percibirán en el futuro y ofrezca al mismo tiempo una cierta seguridad en la evolución de los incentivos. Los incentivos que ofrezca la regulación del régimen especial debe ser suficiente para incentivar a la instalación de suficientes plantas como para alcanzar los objetivos planteados. La regulación debe promover que el régimen especial facilite la operación del sistema, eso conlleva a una mejora de la calidad de la energía producida. Es deseable que en el entorno liberalizado en el que se encuentra el sistema eléctrico español, La regulación del régimen especial incentive la integración voluntaria de las energías renovables en el mercado. De esta forma se consigue un beneficio extra y es que aumenta el número de agentes en el mercado, disminuyendo el poder de mercado de los posibles agentes incumbentes. El régimen especial y más en concreto su régimen retributivo está regulado desde el año Actualmente se legisla bajo el RD 661/2007, que actualiza y sustituye al anterior, el RD 436/2004. El objetivo de toda legislación sobre el régimen especial se debe basar en la premisa de alcanzar el objetivo impuesto (en este caso, el objetivo impuesto en el PER

145 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables 2010), para lo que ha de garantizar una rentabilidad adecuada, estable y predecible para las instalaciones de régimen especial. Además debe garantizar que la penetración de las energías renovables se haga al mínimo coste y con el mínimo impacto sobre el sistema eléctrico. El incremento de las energías renovables en España ha sido uno de los mayores realizados en el mundo en los últimos años, además del apoyo incondicional desde las diversas administraciones, se ha debido al régimen retributivo basado en un sistema de primas que se estableció en el RD 436/2004. En el año 2006, se preveía que se alcanzarían los objetivos propuestos de implantación de renovables para el año 2010 en la mayoría de las tecnologías, excepto en las plantas solares, de biomasa y las cogeneraciones, que presentaban los peores índices de cumplimiento de objetivos. Por ello el RD 661/2007 supuso un mayor incremento en la retribución para estas tecnologías. Además se requería una actualización de las primas a las renovables que entraran a partir de Además de dicha actualización el RD 661/2007 supuso: Una mejora en la retribución de la cogeneración y su definición (permite verter el total de energía producida a la red para luego recomprar esta energía por la instalación industrial asociada). Una mejora en la retribución de la fotovoltaica, aumentando la retribución del tramo entre 100kW y 10MW, así como mejora la regulación de sus condiciones de conexión. Una mejora en la retribución de la solar térmica. Ofreció un transitorio razonable a la eólica existente y otorga una retribución suficiente a la futura. Una mejora de la situación de las distribuidoras: Establece la obligación de ofrecer un aval antes de iniciar los estudios de acceso; considera la totalidad de la potencia instalada a efectos de reserva de capacidad y le permite participar en el control de la tensión en sus líneas. 128

146 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Una mejora en la operatividad del sistema introduciendo la obligación a las instalaciones del RE a pertenecer a un Centro de Control y a las eólicas cumplir con el PO.12.3 de huecos de tensión. En general aumenta el volumen de RE primada, coherente con los objetivos medioambientales. Se elimina la consideración de autoproductor por lo que desaparece la obligación de autoconsumo. Se admite la posibilidad de hibridaciones con la biomasa. Se establecen las siguientes potencias objetivo para cada tecnología. Hasta alcanzar este objetivo, las energías renovables que se instalen en el sistema podrán acogerse al régimen retributivo de este RD: Categoría Potencia en RD 436 Potencia en RD 661 (MW) (MW) a) Cogeneración y residuos industriales b.1.1 Solar fotovoltaica b.1.2 Solar térmica b.2 Eólica (1) b.4 Hidroeléctrica <10MW b.6 y b.8 Biomasa (2) b.7 Biogás 250 (2) (1) No incluye los MW de repotenciación (2) No incluye la co-combustión Tabla 2. Objetivos del RD 661/2007 (MW) Además, a las energías renovables se les ofrecen las siguientes ventajas: Prioridad en el acceso frente al régimen ordinario, con especial preferencia para las renovables. 129

147 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables En lo relativo a la conexión, en caso de limitaciones en el punto de conexión, los generadores renovables tendrán prioridad frente al resto de generadores. Como contrapunto, las instalaciones de más de 10 MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación que actuará como intermediario con el OS para poder percibir el régimen económico de este RD. Además, las instalaciones eólicas deben cumplir con el P.O.12.3 sobre huecos de tensión. Su cumplimiento dará derecho a percibir un complemento a la retribución de 3,8 /MWh hasta Además, el OS considerará preferentes en el acceso a las redes a las instalaciones con mayor adecuación tecnológica Retribución del régimen especial Se mantiene la doble opción de elegir un pago fijo (tarifa regulada) o vender la energía en el mercado y percibir una prima complementaria. El mantenimiento en una opción sigue siendo de un año para poder cambiar a la otra opción. Si opta por vender parte de la energía a través de una línea directa, esta energía no tendrá derecho a este régimen económico. Las instalaciones de las categorías a) y los grupos b.4; b.5; b.6; b.7 y b.8 que elijan la opción de tarifa podrán acogerse de forma voluntaria al régimen de discriminación de dos periodos de tal forma que en punta cobrarán la tarifa multiplicada por un factor del 1,0462 y en valle del 0,9760. Las instalaciones de la categoría b) tendrán una prima variable en función del precio de mercado y de unos límites superior e inferior que se aplicarán de forma horaria. El precio de referencia para el cálculo de la prima será el precio horario del mercado diario para las instalaciones que directamente o mediante contratos bilaterales oferten la energía en este mercado; y en el resto de casos el precio de mercado de referencia será el correspondiente a las subasta de los distribuidores La prima a percibir en cada hora se define de la siguiente forma: Para valores del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos entre el límite superior e inferior, el valor de la prima será la prima de referencia. 130

148 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Para valores de precio del mercado de referencia más la prima de referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio del mercado de referencia en esa hora. Para valores del precio de mercado de referencia comprendidos entre el límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, la prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el precio de mercado en esa hora. Para valores del precio de mercado de referencia superiores o iguales al límite superior, la prima será cero. Las tarifas y primas de los grupos a.1.1 y a.1.2 se actualizarán trimestralmente en función de un procedimiento definido en este RD y según la evolución de los precios de los combustibles y del IPC (fórmula ajustada a la realidad). Los grupos a.2 y a.1.4 se actualizarán anualmente en base al IPC y precio de carbón respectivamente. Las tarifas, primas, complementos y límites para la categoría b) y el subgrupo a.1.3 se actualizarán anualmente en función del IPC (IPC-0,25 hasta el e IPC-0,5 a partir de entonces). En 2010 se revisarán las tarifas, primas, complementos y límites, en función de la consecución de objetivos y de los nuevos objetivos., garantizando una tasa de rentabilidad razonable. Cada cuatro años se realizará una nueva revisión. Las primas establecidas anteriormente aplican a las centrales de menos de 50 MW, las centrales de más de esta potencia, percibirán una prima menor: Para las centrales de hasta 100 MW, percibirán la prima que una central de 50 MW percibe, minorada según el siguiente factor: 0,8-(((Potencia-50)/50)x0,6) El resto de centrales percibirán el 20% de la prima que percibe una central de 50 MW. Las cogeneraciones entre 50 y 100 MW tienen el mismo coeficiente aplicado a la prima de una instalación de 50 MW si cumplen el REE mínimo. 131

149 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Para estas instalaciones que sean cogeneraciones con gas natural y cumpliendo el REE percibirán una prima de 19,147 /MWh. Para estas instalaciones que utilicen residuos con valorización energética también tendrán una prima de 19,147 /MWh. Además, para mejorar la calidad de las energías renovables se establecen los siguientes complementos Complemento por eficiencia Se establece este complemento para las cogeneraciones que cumplan el rendimiento eléctrico equivalente (REE) exigido, incluyendo las que están entre 50 y 100MW y sólo para la energía vertida a la red, basado en el ahorro de energía primaria incremental con la fórmula: Complemento = 1,1x(1/REEmínimo-1/REE real)xcmp Complemento por reactiva Se introduce la potestad del OS y del Gestor de Distribución a través del OS, de dar instrucciones a las instalaciones de más de 10MW. En caso de cumplimiento percibirán el tope de la bonificación y en caso de incumplimiento se les penalizará con el tope de la penalización, de cada tramo horario. Garantía de Potencia Tendrán derecho al cobro las instalaciones que opten por el mercado, excepto las que utilicen una fuente de energía primaria no gestionable (p.e. la eólica no tendrá derecho). Para la percepción de esta retribución les será de aplicación la misma legislación que a las instalaciones del régimen ordinario. Participación en el mercado Las instalaciones a tarifa participarán en el mercado a través del sistema de ofertas, bien directamente o a través de un representante, para lo que realizarán ofertas a cero en el diario y en su caso ofertas en los intradiarios según las normas existentes. 132

150 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Hasta el 2009, el distribuidor será el representante de último recurso para la realización de esta gestión de las ofertas. A partir de julio de 2008 cobrará por este servicio 5 /MWh. El representante hará una oferta agregada para todas las instalaciones que representa. Para las instalaciones que no participan en los desvíos, la previsión será la mejor disponible o las correspondientes a los perfiles que se fijan en este RD. Participación en los servicios de ajuste del sistema Las instalaciones que vayan por la opción de mercado podrán participar en los mercados asociados a los servicios del sistema siempre que junten una potencia de más de 10 MW (ya sea individualmente o a través de agrupaciones de instalaciones), pero no se permitirá participar a las tecnologías no gestionables. La prima se cobrará por la energía realmente producida. Instalaciones de Co-Combustión Se establece la posibilidad de que las centrales térmicas convencionales puedan utilizar como combustible adicional biomasa y/o biogás. El Consejo de Ministros previa consulta con las CCAA podrá conceder una prima específica para cada instalación durante 15 años, donde la prima aplicará a la parte proporcional de la electricidad producida, atribuible a la biomasa y/o biogás. Centrales minihidráulicas incluidas en el régimen ordinario: El Ministerio podrá autorizar una prima específica para las instalaciones de menos de 10 MW que realicen una inversión suficiente con objeto de aumentar la capacidad de producción. Plan de repotenciación Se establece una prima adicional disponible para todas aquellas instalaciones eólicas instadas en el sistema antes del año 2002 que realicen repotenciaciones sobre sus máquinas, hasta un tope de M. Esta prima adicional será de hasta 7 /MWh y se percibirá hasta diciembre de

151 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Conclusiones: La cogeneración ha aumentado su retribución, tanto en la tarifa regulada como en la prima, para todos los tamaños y combustibles. Hay una franja de instalaciones solares fotovoltaicas muy favorecida, comprendida entre 100 kw y 10 MW. Todas las renovables han aumentado su retribución en la opción tarifa (salvo el biogás). Las primas de la eólica y la minihidráulica han disminuido bastante respecto al ingreso que percibían anteriormente. Las biomasas han aumentado su retribución en la opción prima, salvo alguna biomasa de algún combustible en concreto, pero solamente aplicable a los 15 primeros años. A partir del año 16 se elimina su prima, haciendo más rentable su paso a tarifa. Figura 13. Comparación de precios entre el RD 661/2007 y el RD 436/ Garantías de origen En el ámbito de los certificados de origen, la Comisión Europea ha promovido este tipo de medidas para la promoción de las energías renovables mediante mecanismos de mercado. Destacan las siguientes directivas: Directiva 2001/77: Establece los certificados que suponen garantías de origen de la energía renovable. Se suelen denominar certificados verdes. 134

152 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Directiva 2004/8: Establece los certificados que garanticen la energía producida procede de instalaciones de cogeneración de alta eficiencia. Se suelen denominar certificados blancos. Directiva 2003/54: Establece las normas comunes en el mercado de electricidad y en concreto establece la obligación de etiquetar el origen de la electricidad con que cada comercializador suministra a sus clientes, estableciendo así un sistema de trading europeo de los certificados anteriormente explicados. Ambas directivas se transponen a la normativa española a través de la orden ministerial ITC 1555/2007 que regula la garantía de origen de electricidad generada a partir de energías renovables y de cogeneración de alta eficiencia. Se establece un sistema de certificación de origen que incluye la generación renovable con independencia de que está en régimen ordinario o régimen especial, es decir, permite incluir la gran hidráulica. La CNE será el organismo responsable de la certificación y gestión. Los certificados se pueden vender, aunque los ingresos de la venta de deberán contabilizar separadamente. Los productores están obligados a presentar un plan anual a la CNE sobre el destino de estos ingresos que pueden dedicarse a nuevas instalaciones de régimen especial que no sean rentables con el sistema de primas, o bien a actividades de I+D en favor del medioambiente. Destacada principalmente: Independencia del régimen al que pertenezca la instalación de producción de energía renovable (por lo que afecta a la hidráulica convencional) para recibir la garantía de origen. Los plazos de solicitud y caducidad de las garantías. La contabilidad independiente de los ingresos por estas garantías y la obligación de reinvertir dichos ingresos en otras renovables o I+D. La importación y exportación de las mismas (sobre todo, en lo referente a la devolución de primas e incentivos en caso de exportación). 135

153 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables La fecha límite de implantación del sistema (1 de diciembre de 2007). El objetivo de esta legislación es regular la garantía de origen de la electricidad procedente de fuentes de energías renovables y cogeneración de alta eficiencia, fomentar su contribución a la producción de electricidad y facilitar el comercio de esta energía. Ámbito de aplicación: Serán todas las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes primarias de energías renovables y cogeneración de alta eficiencia, con independencia del régimen al que estén acogidas (especial u ordinario), así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales, siempre que sea cuantificable de forma objetiva. La garantía de origen es una acreditación que asegura que un número determinado de kwh producidos por una central, en un período temporal determinado, han sido generados a partir de fuentes de energías renovables y cogeneración de alta eficiencia. La CNE se encarga de expedir estos certificados, así como de gestionarlos, pudiendo realizar dichas laborales directamente o a través de un tercero. La CNE establecerá un sistema de anotaciones en cuenta de la garantía de origen de la energía, para registrar la información y gestionar. En dichas anotaciones en cuenta se contabilizarán las garantías expedidas, así como las transferencias de las mismas. Se crearán cuentas de generación, asociadas cada una con una instalación. La información gestionada por dicho sistema se podrá publicar en la web de la CNE, siempre que no esté sometida a protección de datos. Además anualmente se presentará un informe de actividad. Los ingresos por la venta de garantía de origen deberán contabilizarse separadamente. Además, durante el primer trimestre de cada año los productores remitirán a la CNE un informe sobre el plan de aplicación de dichos ingresos. Los destinos que se contemplan son: nuevos desarrollos de instalaciones de régimen especial que con el sistema de retribución actual no resulten rentables o actividades generales de I+D cuyo objetivo sea la mejora del medio ambiente global. 136

154 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Se solicita la garantía de origen para la energía generada en el año n-1 ( la garantía de origen no se puede solicitar por adelantado en relación a la energía que vaya a ser producida ). El plazo de solicitud expira el 31 de enero de cada año (n). La expedición de la garantía de origen la realizará la CNE antes del 28 de febrero de cada año. Las garantías de origen se cancelarán de forma automática por caducidad el 31 de marzo del año n+1. El solicitante debe declarar que no ha pedido ni pedirá más garantías de origen, ni certificaciones similares para esa energía, ni en España, ni en el exterior. Importación y exportación de garantías de origen: La importación se considera como la expedición de garantías. Las expedidas en otro país se llevan ante la CNE para que obtengan el mismo reconocimiento que las expedidas en España (siempre que la expedición en el país de origen cumpla los requisitos de las directivas mencionadas en los antecedentes de esta ITC). La exportación sólo la pueden realizar titulares de las instalaciones de generación, con una consideración: el productor en RE o RO (>50 MW) que hubiera recibido alguna prima o incentivo por su producción o excedentes, independientemente de la opción de venta de la energía escogida, deberá renunciar para cada garantía de origen exportada a la cantidad económica equivalente a la prima y en su caso al incentivo, recogido en el régimen económico que le fuera de aplicación. Si su retribución está ligada a tarifa regulada, sin prima o incentivo, deberá renunciar, para cada garantía de origen exportada, a la diferencia entre la retribución que haya recibido y el precio final horario fijado en el mercado organizado para esa tecnología. Finalmente, se podrá solicitar garantía de origen para la energía generada en 2004, 2005 y 2006, aunque dichas garantías expirarán por caducidad en el momento de ser expedidas y no se podrán transferir, ni en España, ni en el extranjero Antecedentes de las garantías de origen en otros países: Reino Unido: 137

155 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables No existen mecanismos directos de subvención de la energía renovable, pero sí disponen de herramientas para fomentar la energía limpia: ROCs (Renewables Obligation Certificates): La Renewables Obligation Order de 2002 obliga a los distribuidores a disponer de un porcentaje fijado de energía de fuentes renovables en sus aprovisionamientos. Para el porcentaje se fijó en un 5,5% y en un 15% para Este porcentaje constituye un requisito legal para las distribuidoras, que tienen fundamentalmente dos posibilidades para cumplir con esta obligación: Demostrar el origen de sus ventas de energía mediante certificados ROCs (Renewable Obligation Certificates). Este sistema también se utiliza en Escocia (SROCs) e Irlanda del Norte (NIROCs). Cada ROC representa 1 MWh de energía renovable producida y son intercambiables. Desde el Acta de 2004, se amplió el área en el que pueden encontrarse estas instalaciones de energía renovable, incluyendo también aguas territoriales, en referencia a la instalación de parques eólicos offshore. Efectuar un pago Buy-out para cada MWh no cubierto por ROCs. Los vendedores de ROCs son los generadores de Reino Unido que generan los certificados principalmente mediante su producción eólica, hidráulica (de menos de 20 MW) o a partir de biomasa. De este modo, ingresan dinero para rentabilizar la producción renovable y financiar nuevos proyectos de energía renovable. Los certificados se comercializan independientemente de la energía a través de brokers. LECs (Levy Exemption Certificates): El Climate Change Levy (CCL) es un impuesto medioambiental que se aplica al uso de energía del sector no-doméstico. Se debe pagar el CCL en el momento de efectuar la entrega de gas, carbón o electricidad a un cliente del sector comercial o industrial. El CCL no aplica a ventas mayoristas de electricidad entre traders (sólo a consumidores). El impuesto, establecido el 1 de abril de 2001, está actualmente en 4,41 /MWh. 138

156 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables La energía de origen renovable, convenientemente acreditada y certificada está exenta del pago de este impuesto. Estos certificados de exención del impuesto reciben el nombre de LECs (Levy Exemption Certificates) y corresponden a 1 MWh de energía renovable generado en un período (típicamente un mes). Los LECs constituyen un mecanismo del que disponen las distribuidoras para demostrar que la energía que proveen a los consumidores no domésticos es de origen renovable. Ofgem, el Regulador británico, se encarga de acreditar a los generadores, asignar los LECs según la producción de los generadores e informar a los consumidores del número de LECs asignados a los distribuidores. Abarca la producción de energía hidráulica (de menos de 10 MW), biomasa (de cuya producción el 50% se considerará renovable), cogeneración, fotovoltaica, eólica y mareomotriz. También es aplicable a energía producida fuera del Reino Unido. En este caso, Ofgem se encarga de vigilar que se hayan cumplido todos los requisitos necesarios, como comprobar que se puede exportar la producción del país de origen a través de una interconexión fiable y que la interconexión disponga de capacidad suficiente reservada para tal fin. Además, Ofgem debe asegurarse de que existe un contrato entre el productor exterior de la energía y el consumidor en Reino Unido, exigiendo de los consumidores una garantía de consumo. Renewable Energy Certificate Systems (RECS): Al margen de estas iniciativas de origen estatal para favorecer el desarrollo de las energías renovables, existen otras iniciativas de origen privado. Entre ellas, se puede destacar RECS. Un certificado RECS corresponde a 1 MWh generado por energía renovable, siempre que el productor o intermediario tenga abierta una cuenta de registro en un organismo nacional encargado de llevar a cabo la certificación. Este mecanismo constituye un sistema internacional a nivel europeo de negociación de certificados de energía renovable. Esta iniciativa comenzó en 2001, cuando diversas compañías eléctricas, que trabajaban con certificados verdes renovables a nivel nacional decidieron habilitar un mecanismo que les permitiera negociar libremente 139

157 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables los certificados en el mercado eléctrico europeo. Además de estos RECS existen los GoO (Guarantee of Origen), de funcionamiento similar. La única diferencia real entre dichos sistemas es que los GoO tienen un status legal basado en una directiva de la Unión Europea, mientras que los RECS se basan en una iniciativa voluntaria. 2.3 Fomento de la cogeneración La cogeneración consiste en la producción combinada de electricidad y de calor, proceso mucho más eficiente que la generación separada de los mismos. El fomento de la cogeneración de alta eficiencia, es decir, aquella que consigue un ahorro de energía primaria del 10 por 100 respecto de la que se hubiera consumido en generación separada de calor y electricidad, es una prioridad para la Unión Europea. Este hecho se debe a sus beneficios potenciales para el ahorro de energía, la eliminación de pérdidas en la red y la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto invernadero, contribuyendo así al cumplimiento de los objetivos de Kyoto. Con este fin se promulgó la Directiva comunitaria 2004/8, que ha sido transpuesta a la legislación española. Esta legislación supone las siguientes novedades: Con el fin de que las estadísticas a nivel europeo sobre la electricidad producida con cogeneración sean homogéneas, se establece cuál debe ser el procedimiento de cálculo de la electricidad producida y de ahorro de energía primaria por este tipo de instalaciones. Se regula la información que las empresas distribuidoras o comercializadoras deben indicar en las facturas a sus clientes sobre la contribución de cada fuente de energía primaria en el conjunto de la energía eléctrica suministrada por la empresa comercializadora durante el año anterior, así como su impacto ambiental asociado, en cuanto a las emisiones totales de CO2 y los residuos radiactivos. En este sentido, se insta a la Comisión Nacional de la Energía a establecer un formato tipo homogéneo y fácilmente comprensible que deberán utilizar las empresas en sus facturas para incluir dicha información. 140

158 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Además, se encomienda al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la elaboración de un análisis del potencial nacional de aplicación de la cogeneración de alta eficiencia, así como la realización de un informe sobre la evolución del sector y sobre la evaluación de los procedimientos de autorización de este tipo de instalaciones a fin de conseguir su racionalización y simplificación. 3 Futuros objetivos de desarrollo de las energías renovables Una vez visto que existe suficiente potencial en España para desarrollar las energías renovables y el régimen retributivo al que están sometidas, se hace necesario evaluar la evolución más probable de los futuros objetivos que se imponga la Administración de cara al año La Unión Europea se ha establecido un objetivo de suministro del 20% de las necesidades de energía primaria en 2020 a partir de energías renovables, incluyendo la generación eléctrica renovable, los biocombustibles y la generación de calor/frío. Es necesario realizar un estudio del potencial económicamente viable que tiene España y de la cobertura de la demanda con energías renovables y del reparto por tecnologías correspondiente: En primer lugar, se describen los objetivos ya establecidos para el horizonte 2010 en España y se analiza el potencial adicional racionalmente económico de las fuentes de energía renovables disponibles. A partir de estos, se propone un escenario de objetivos para En segundo lugar, se analiza la cuestión de la integración en el sistema de la energía renovable de la que se dispondría de acuerdo con los objetivos propuestos. En tercer lugar, se evalúan las implicaciones económicas de los objetivos propuestos. Dicha evaluación se realiza mediante un análisis coste-beneficio. 141

159 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables 3.1 Potencial económicamente racional de las energías renovables para la cobertura del objetivo 2020 En la actualidad, las energías renovables cubren hasta un 22,3% de la demanda eléctrica anual: Pot.Instal. (GW dic 2006) Produción (GWh en 2006) Produción media (GWh 1990/2006) % sobre demanda (*) Tecnología Hidráulica ,891 28, % Eólica ,941 N/A 8.6% Solar Térmica N/A 0.0% Solar FV N/A 0.0% Biomasa ,124 N/A 0.8% Residuos ,831 N/A 2.2% TOTAL , % Tabla 3. Potencia instalada y producción actual. Fuente: CNE En el PER (Plan de Energías Renovables) se estimaba que, ante una demanda estimada de 337 TWh (correspondería a un incremento de la demanda del 6% anual desde el año 2006), las instalaciones de generación renovables producirían un 30,3% de la demanda eléctrica según el siguiente reparto: Tecnología (PER ) Pot Inst (GW 2010) Produción (GWh en 2010) % sobre demanda (*) Hidráulica , % Eólica , % Solar Térmica , % Solar FV % Biomasa , % Co-combustión , % Otros , % TOTAL , % Tabla 4. Plan de Energías Renovables (calculado sobre una demanda de 337 TWh) A la vista de las tecnologías de energía renovable actualmente disponibles, y considerando su evolución esperada, aquellas que soportarán la cobertura de demanda en 2020 serán básicamente la hidráulica, eólica, solar térmica, solar fotovoltaica y biomasa Análisis del potencial incremental de cada tecnología Hidráulica: 142

160 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables La nueva potencia hidráulica a instalar en España en el período puede tener dos orígenes: centrales convencionales y centrales de bombeo. El nuevo potencial asociado a las primeras es relativamente escaso y vendría asociado a: Los tramos libres de los ríos tienen unas posibilidades muy reducidas. El máximo potencial se estima entre 100 y 200 MW. El potencial latente en las infraestructuras de regulación y regadío podría alcanzar hasta los 600 MW. El máximo potencial de hidráulica convencional en España se establecería en MW. El potencial en bombeo es mucho mayor aunque la rentabilidad de estas instalaciones depende ampliamente del apuntamiento de los precios de electricidad. Se estima un potencial de desarrollo de entre y MW. Es necesario considerar respecto al bombeo que el rendimiento neto negativo de estas centrales, y que no colabora a los objetivos de reducción del efecto invernadero, por lo que la producción de este tipo de instalaciones no se computará como participante en la cobertura de la demanda como energía renovable. Otra cuestión es su necesidad dentro del sistema eléctrico en razón de su aportación a la regulación del sistema. Eólica: Al desarrollo eólico, le limitan los siguientes cuatro factores: Potencial eólico suficiente Ya en la actualidad existen Planes de desarrollo eólico en las diferentes Comunidades Autónomas cuyo valor agregado asciende a MW de potencia a instalar con proyectos que resultan rentables en el actual marco retributivo. Este potencial ya planificado puede ser incrementado de forma apreciable si bien su desarrollo viene limitado por la capacidad de conexión a las redes eléctricas, se estima que el potencial de desarrollo extra sería del orden de MW. Compatibilidad medioambiental 143

161 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Como consecuencia de que los planes de desarrollo eólico están siendo gestionados por las comunidades autónomas, no se prevé que vayan a tener restricciones de carácter ambiental que impidan alcanzar los planes definidos. Capacidad de conexión a las redes de Distribución y Transporte En la actualidad existe una restricción en las redes de Transporte y Distribución que habrá que eliminar para posibilitar la integración de la potencia necesaria para alcanzar los objetivos pretendidos. En la Planificación de los Sistemas Eléctrico y Gasista con horizonte 2016 se cifra un valor de la potencia máxima eólica a incorporar a las redes de MW. Esta limitación de carácter técnico debería ser eliminada para poder conseguir los objetivos. Política retributiva suficiente Existe potencial suficiente para alcanzar el objetivo pretendido siempre y cuando se mantengan los órdenes de magnitud de la retribución actual. En consecuencia con lo anteriormente expuesto, el potencial eólico total económicamente aprovechable en España es superior a MW. La nueva potencia a instalar a corto-medio plazo se desarrollará con la tecnología actual, correspondiente a máquinas con un rango de potencia unitaria en torno a 2 MW, cuyo coste es conocido y con una rentabilidad ajustada a la retribución actual. Es previsible que a partir de los años 2016 a 2018 se vayan incorporando al parque de generación eólica máquinas cuya potencia unitaria se sitúe en torno de a 4 ó 5 MW, que deberán demostrar su competitividad técnica y económica con las actuales máquinas del rango de 2 MW. Eólica Offshore: En el ámbito de los parques offshore se prevén dificultades ambientales en aquellas zonas en las que, en la actual situación de la tecnología, la implantación de parques offshore es técnicamente viable, por lo que el potencial de desarrollo se estima en un valor del orden de a MW con horizonte 2020, lo que correspondería a una 144

162 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables implantación de unos 3 o 4 parques en zonas con una favorable aceptación social y ambiental. Solar termoeléctrica: Se trata de una tecnología con un recorrido amplio de reducción de coste, si bien no se presume que pueda alcanzar los niveles de coste de las tecnologías eólica y minihidráulica, por lo que el desarrollo esperable en el horizonte establecido podría cifrarse en un orden de MW, con una evolución de unos 500 MW por lustro. Solar fotovoltaica: En este caso el coste diferencial con las tecnologías eólica y minihidráulica es mayor que en el caso anterior. Luego tampoco es previsible que pueda alcanzar los niveles de costes de aquellas, por lo que el incremento de potencia a considerar debe ser moderado y podría cifrarse en un valor del orden de MW. Biomasa: En la actualidad ya hay serias dificultades para alcanzar el objetivo del PER , por lo que podría ser razonable trasladar estos mismos objetivos al horizonte De aprovecharse este potencial disponible racionalmente económico, en el horizonte 2020 la cobertura de la demanda eléctrica con energías renovables (146 TWh) llegaría a valores de entre el 36% y el 41% en función de los niveles de incremento de la demanda. Como resumen, y de acuerdo con lo anterior, cabría esperar el escenario para 2020 presentado en la siguiente tabla para cada una de las tecnologías. Tecnología (situac. a 2020) Pot Inst (MW) Produción (GWh/año) % sobre demanda (*) % sobre demanda (**) % sobre demanda (***) Hidráulica 19,500 35, % 9.2% 8.6% Eólica 40,000 86, % 22.7% 21.2% Solar Térmica 1,500 2, % 0.7% 0.7% Solar FV 1,500 2, % 0.6% 0.6% Biomasa 1,317 9, % 2.4% 2.3% Co-combustión 720 5, % 1.3% 1.2% Residuos 122 5, % 1.5% 1.4% TOTAL 64, , % 38.6% 36.0% Tabla 5. Objetivos de Energías Renovables en el horizonte

163 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Integración en el Sistema Se analizan las cuatro principales limitaciones que la red puede suponer al desarrollo de las energías renovables: Capacidad de la red Este aspecto es común a otras tecnologías y consiste en la disponibilidad de suficiente capacidad en las líneas de evacuación de la energía eólica, que permita, tanto su vertido a la red a la que está conectada, como a su transporte a los centros de consumo. Esta problemática está asociada fundamentalmente al desarrollo de la red de transporte, ya que por un lado la mayoría de los nuevos parques se conectan a esas redes, y por otro se necesita suficiente capacidad de transporte para que la energía pueda transportarse de unos lugares a otros en momentos en los que el viento aporta una gran cantidad de energía y no se pueda consumir en los lugares de producción. Figura 14. Mapa del sistema eléctrico español mostrando la potencia eólica instalada 146

164 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables El Plan de Infraestructuras , recoge una cantidad de potencia eólica superior a la prevista en el actual Plan de Renovables, hasta un total de MW. Estos planes se elaboran con la finalidad de dotar al sistema eléctrico de la capacidad de transporte necesaria para que se puedan realizar las transacciones generaciónconsumo, cumpliendo las necesidades de seguridad y fiabilidad del sistema. El Plan debe dar cobertura tanto a los crecimientos previstos de la demanda como a las previsiones de incorporación de nueva capacidad de generación. En este sentido, la incorporación de más instalaciones eólicas no debe representar más problema técnico que si las instalaciones fuesen de otro tipo de generación, con tal de que se construyan nuevas instalaciones de tal forma que los flujos de energía resultantes permitan respetar los requisitos técnicos establecidos. Por otra parte, la incorporación de este tipo de instalaciones a la red, ocasiona unas alteraciones en su funcionamiento que deben ser controladas (variaciones de tensión en las conexiones/desconexiones y a causa de las fluctuaciones de energía). Por todo ello, no hay aspectos relacionados con las capacidades de las redes que impidan el desarrollo eólico previsto. Comportamiento ante faltas Hasta la publicación del RD 661, no existía una normativa clara que exigiese a todas las instalaciones eólicas un comportamiento específico ante los huecos de tensión que se producen, o se pueden producir en el sistema. Por ello, la limitación a la totalidad de la potencia eólica instalada en el sistema se cifraba en MW. El cumplimiento de la actual normativa sobre huecos de tensión por parte de la práctica totalidad del parque eólico, hace que estas instalaciones se comporten casi como cualquier otra instalación de producción, ya que el problema que tenían se ha superado. Por ello, se puede pensar que de momento no existe una limitación física a la instalación de centrales eólicas que pudieran perjudicar al sistema, es decir, no se ve una limitación a la potencia instalada eólica. 147

165 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Esto viene reforzado por las expectativas de que la interconexión con Francia se verá reforzada previsiblemente a partir de 2014, aportando mayor fiabilidad a la red de transporte. Gestión de las instalaciones Otro problema asociado a las instalaciones eólicas consiste en el carácter no gestionable de esta tecnología. El sistema, para poder comportarse de una forma fiable y segura, debe tener una cierta capacidad de gestión con el fin de poder hacer frente a las innumerables contingencias que se presentan (variaciones de demanda inesperadas, indisponibilidades fortuitas de plantas generadoras, etc.). Por ello tienen un valor especial aquellas instalaciones que permiten al Operador del Sistema una gestión que vaya acomodando los medios de producción a las necesidades del mismo. El RD 661 ha establecido con el suficiente nivel regulatorio, la obligación de que las instalaciones de potencia de más de 10 MW, se incorporen a un Centro de Control. Con ello se consigue que el OS, que hasta ahora no tenía visibilidad de las instalaciones eólicas, pase a tener toda la información que necesita de las mismas, en tiempo real, facilitando en gran medida la Operación. Además, no sólo se consigue tener conocimiento de las magnitudes relevantes en tiempo real, sino que, al establecer una comunicación en los dos sentidos, el OS puede, también en tiempo real, dar las instrucciones necesarias para facilitar la explotación del sistema. De esta forma, en periodos de baja demanda, si el OS considera que la energía eólica que se vierte en un nudo o en el sistema, sobrepasa el umbral de seguridad que estima, puede dar la orden de reducción de generación, y llevar al sistema a un nivel que considera de operación segura. Esto quiere decir que este mecanismo va a permitir la incorporación de más capacidad de generación eólica ya que el OS podrá gestionar este recurso y así contribuir a una operación segura del sistema. Variabilidad / predictibilidad de la energía eólica 148

166 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Un cuarto aspecto relacionado con la incorporación de la energía eólica en el sistema lo constituye la variabilidad de este recurso. Es bien sabido que la energía que produce tanto un parque como el conjunto de los mismos, no tiene una pauta regular y totalmente predecible. Esta variabilidad hace que se considere que su aportación a la cobertura de la demanda sea difícil, ya que como se ha indicado anteriormente, un elemento fundamental de la operación segura del sistema consiste en tener una adecuada capacidad de gestión de las instalaciones, lo cual se ve dificultado si la producción de las mismas es altamente variable. Sin embargo, el elemento clave no es tanto la variabilidad de la producción sino su predictibilidad. La variabilidad a lo largo del tiempo también es una característica de la demanda eléctrica, pero se han desarrollado técnicas de previsión que hacen que se tenga una previsión fiable de la misma, dentro de unos parámetros que permiten la gestión eficaz del sistema. Igualmente, se han desarrollado (y se siguen perfeccionando) sistemas de previsión de la producción eólica, que hacen que el sistema sea razonablemente gestionable. El desvío que aún se produce entre la previsión de producción y la producción real es la variable importante a gestionar en el sistema. Esto conduce a la necesidad de dotar al sistema de medios de producción de respuesta que permita cubrir estas desviaciones que, además, se producen en tiempos muy cortos que requieren respuestas rápidas. Existen tecnologías de respuesta rápida que permiten solventar estos problemas. El OS está realizando, en colaboración con el OS portugués, un estudio en el que se definirá la cantidad y el tipo de generación que será necesario incorporar en el sistema para diferentes niveles de introducción de potencia eólica, lo que dará idea de que no existe, en principio, limitación a dicha capacidad, sino que más bien lo que se requiere es definir el equipamiento que permita la incorporación de cualquier potencia eólica, siempre dentro de los límites que se manejan. 149

167 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Conclusiones A la vista de los avances que se han desarrollado recientemente en los diferentes ámbitos relacionados con la incorporación de la energía eólica en el sistema (comportamiento ante huecos de tensión; adscripción a centros de control; mejora en la previsión eólica, etc.) y considerando que se van a definir los equipos necesarios para dar respuesta a los elementos conflictivos (variabilidad/predecibilidad), se puede concluir que un nivel de MW de potencia instalada eólica podría ser gestionable de forma adecuada por el OS y por tanto podría ser asumible por el sistema. 3.2 Implicaciones económicas del objetivo propuesto Para medir el impacto del objetivo de generación eléctrica renovable propuesto se ha optado por elaborar un análisis coste-beneficio El coste de los objetivos de renovables 2020 Generalmente se considera que el apoyo a la generación con energías renovables conlleva sobrecostes para la economía de un país, por la diferencia entre sus costes y los de las energías convencionales. Dicha percepción se encuentra sesgada por el hecho que muchas de las energías convencionales implican costes que los propios generadores no asumen (denominados externalidades ). Sin embargo, no porque no influyan en las cuentas de las empresas son estos costes irrelevantes. De hecho, la voluntad política de limitar las emisiones viene motivada por la percepción de que esas externalidades son más costosas que la diferencia entre los costes visibles de las energías renovables y los de las energías convencionales. Las energías renovables suponen los siguientes sobrecostes para el sistema: Sobrecostes directos: Incluye los costes de las subvenciones y ayudas a las tecnologías renovables (en el caso español, instrumentadas a través de primas y tarifas verdes principalmente). Para estimar estos sobrecostes se han considerado los siguientes supuestos: 150

168 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Se supone el mismo régimen retributivo en el año 2020 que el impuesto en el RD 661/2007. Se asume por tanto que el RD 661/2007 pretende igualar la remuneración de las instalaciones sujetas a tarifa y de las instalaciones sujetas a primas, y que por tanto calcula estas últimas como la diferencia entre las tarifas renovables y el precio esperado del mercado. El RD 661/2007 establece que las primas y tarifas iniciales (que se fijaron en función del coste de entrada de cada tecnología) evolucionan según un modelo tipo IPC-X, presumiblemente para recoger el progreso tecnológico y que, de este modo, reflejen en todo momento el coste de entrada. La tabla siguiente presenta las primas medias por tecnología en el año 2007 de acuerdo al RD 661/2007. Tabla 6. Supuestos de primas de renovables en 2007 (c /kwh). Fuente: RD 661/2007 Si se establece el supuesto de que la producción renovable será del orden de 141 TWh en el año 2020, y que la demanda eléctrica crecerá a un ritmo del 2,5%, el sobrecoste directo en 2020 de la generación renovable sería de M, lo que representa 93 /habitante y año. Sobrecostes indirectos: Incluye los costes de refuerzo y expansión de la red, mantenimiento de generación eléctrica de respaldo, etc. o Refuerzo y expansión de la red Estos costes son difíciles de cuantificar, ya que dependen de la configuración de la red, de la ubicación de las centrales renovables, y de si se trata de centrales de producción controlable o no. De hecho, al igual que determinadas centrales 151

169 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables renovables pueden suponer sobrecostes de red, otras pueden suponer ahorros de esos costes. El efecto neto puede ser un mayor o menor coste, pero en cualquier caso existirá compensación entre las distintas instalaciones, por lo que a priori parece razonable esperar que los sobrecostes de red no sean de un orden de magnitud significativo. o Costes inducidos en la economía en general derivados de un posible aumento en los precios eléctricos por el apoyo a la generación renovable De acuerdo con un estudio de UNESA, el incremento de los precios eléctricos debido al apoyo a las renovables se estima del orden del 1% Los beneficios de los objetivos de renovables 2020 Beneficios directos o Reducción de emisiones de CO2 Las siguientes tablas muestran para dos escenarios de sustitución de generación térmica (carbón y gas o únicamente gas) y bajo distintos supuestos de precio de los derechos de emisión, el ahorro que suponen los objetivos de generación eléctrica renovable para 2020, en valor absoluto y en relación al coste total de las primas. Precio derechos de emisión 20 /ton 25 /ton 30 /ton Valor absoluto (millones de euros) En relación al coste de las primas (%) 27% 33% 40% Tabla 7. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas y carbón Precio derechos de emisión 20 /ton 25 /ton 30 /ton Valor absoluto (millones de euros) En relación al coste de las primas (%) 12% 15% 18% Tabla 8. Reducción de la adquisición de derechos de emisión en 2020 con sustitución de gas o Seguridad de suministro: reducción de importación de combustibles. La generación renovable desplaza centrales convencionales (carbón y/o gas), reduciéndose así las importaciones de combustibles del exterior. En este sentido, cabe 152

170 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables recordar que la reducción de la dependencia energética exterior es un objetivo de la política energética de la UE y de sus Estados Miembros. Las siguientes tablas incluyen estimaciones del ahorro en importaciones de carbón/gas considerando los dos escenarios de sustitución anteriores. Más allá del ahorro en términos absolutos, resulta de interés la reducción en la dependencia española de zonas geográficas muy conflictivas. GWh gas sustituidos GWh carbón sustituidos Precio gas 2007/GWhg Precio gas 2020/GWhg Precio carbón 2007/GWhc Precio carbón 2020/GWhc Ahorro importaciones gas precios 2007 (miles ) Ahorro importaciones gas precios 2020 (miles ) Ahorro importaciones carbón precios 2007 (miles ) Ahorro importaciones carbón precios 2020 (miles ) Total ahorro importaciones precios 2007 (miles ) Total ahorro importaciones precios 2020 (miles ) Total ahorro en % sobre el PIB ,06% Tabla 9. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas y carbón GWh gas sustituidos Precio gas 2007 / GWhg Precio gas 2020 / GWhg Total ahorro importaciones precios 2007 (miles )

171 Potenciales de Desarrollo Potencial de las Renovables Total ahorro importaciones precios 2020 (miles ) Total ahorro en % sobre el PIB ,22% Tabla 10. Reducción de las importaciones de combustibles en 2020 con sustitución de gas Beneficios indirectos La generación con energías renovables presenta otros beneficios adicionales de difícil cuantificación. Entre ellos se incluyen la generación de empleo y el fomento del desarrollo regional o las mejoras en la calidad de vida como consecuencia de la reducción de otras emisiones contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno o las partículas. De ahí, el interés creciente de las Comunidades Autónomas españolas por fomentar el desarrollo de la energía renovable en su territorio. En relación a las emisiones de óxidos de azufre y nitrógeno y partículas, que evitan las tecnologías renovables (salvo la biomasa y combustión de residuos), el estudio RECaBS estima que los costes en términos de daños a la vida humana (es decir, se excluye la valoración de los daños a los ecosistemas causados por la lluvia ácida) de las emisiones contaminantes de las centrales de carbón alcanzan los 1,7 /MWh, mientras que las de las centrales de gas se estiman en unos 0,4 /MWh. 3.3 Conclusiones El potencial económicamente viable en España hace apuntar hacia un escenario de objetivos ambicioso. Así, se propone que para el horizonte 2020 la cobertura de la demanda eléctrica con energías renovables (146 TWh) llegue a valores de entre el 36% y el 41% en función de los niveles de incremento de la demanda, estimados entre el 3% y el 2%. Estos objetivos son razonables no sólo a la vista del potencial disponible, sino también desde el punto de vista de su integración en el Sistema y de sus implicaciones económicas. 154

172 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Capítulo 6 MEDIDAS PARA EL FOMENTO DEL AHORRO Y LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Con el doble objetivo de reducir la dependencia energética exterior y reducir el nivel de emisiones de gases de efecto invernadero, la Comisión Europea, en el paquete verde de medidas, estableció un objetivo de reducir el consumo energético de la Unión en un 20% en Esta medida se encuadra dentro de los objetivos de la Unión Europea de liderar la lucha contra el cambio climático y de fomentar el ahorro y la eficiencia. En España las políticas de fomento de la eficiencia energética se materializan en [MITC07]: 1 Plan de acción sobre eficiencia energética El aumento de emisiones de gases de efecto invernadero en España es muy superior al del resto de los países europeos. Por otro lado, en los últimos, el sistema energético español ha perdido eficiencia, dado que se necesita más energía (con el consiguiente aumento de las emisiones de gases de invernadero) para producir la misma unidad de PIB (ha empeorado la intensidad energética). Mientras que las políticas europeas se orientan hacia desacoplar el crecimiento de la actividad económica del consumo de energía, tanto final como primaria (lo que permite aumentar el PIB y el empleo, disminuyendo al mismo tiempo el consumo de energía y las emisiones), la economía española ha registrado los peores índices de intensidad energética y de emisiones de la Unión Europea. Esta situación perjudica a la competitividad de la economía española y agrava el déficit exterior, a causa de la subida del precio del petróleo y del gas natural, importados en su práctica totalidad. 155

173 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Figura 15. Evolución de la intensidad energética en España ( ) Durante muchos años, ha habido ausencia de políticas de ahorro y eficiencia energética y nula promoción de la movilidad sostenible. Por el contrario, las políticas existentes han incentivado los consumos energéticos, lo que ha provocado una pérdida de competitividad económica. Aunque demasiado tarde, se ha iniciado una política encaminada a frenar las emisiones y minimizar el impacto del cambio climático en España, sin dañar la competitividad, el empleo y la cohesión social. Pero dicha política, para ser efectiva y corregir la tendencia dominante que se ha mantenido a lo largo de 2005, requiere aún de un completo desarrollo. Es imprescindible aplicar los planes aprobados con la necesaria dotación de recursos y corregir otros, como los relacionados con el transporte, así como reorientando el modelo de crecimiento económico demasiado dependiente de una edificación insostenible. Se trata de una estrategia de ganar-ganar, o doble dividendo, porque es buena en términos ambientales (menos emisiones), tecnológicos (innovación), económicos (mayor competitividad, menor déficit comercial, menos compra de derechos) y sociales (más empleo). Este Plan de Acción sobre eficiencia energética (denominado PAE4+) da continuidad al aprobado en 2005 que abarcaba el período y al igual que el anterior 156

174 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética contempla medidas para el segundo período de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética (E4) aprobada en La Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética establece que respecto a un escenario base en el que la intensidad energética final se estima del 0,5%, se pretende alcanzar una cifra del -0,3%, lo que supondría para el año 2012 un ahorro de energía primaria de ktep (lo que supone del orden el 8,6% de ahorro energético respecto al consumo energético estimado en el caso base) y un grado de autoabastecimiento energético del 26,8%, en comparación con el 24,7% del escenario base. El plan , supuso un ahorro en energía primaria en el período de ktep (lo que supuso un ahorro del 129% respecto al consumo esperado) y un total de 40,5 millones de toneladas de CO2 evitadas a la atmósfera. El plan , se enmarca dentro de una serie de iniciativas nacionales y comunitarias entre las que se encuentran la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia, la Directiva de eficiencia y servicios energéticos, el Plan de Acción sobre eficiencia energética de la UE, los planes específicos que las CC.AA están llevando a cabo, etc. Tras realizar un análisis para los diferentes sectores, los objetivos sectoriales que se proponen para el período son los siguientes: Sector industrial: Ahorro en energía primaria de 24,750 ktep Sector transporte: Ahorro en energía primaria de 33,471 ktep Sector edificio: Ahorro en energía primaria de 15,283 ktep Sector equipamientos: Ahorro en energía primaria de 4,350 ktep Sector agricultura: Ahorro en energía primaria de 1,634 ktep Sector público: Ahorro en energía primaria de 1,739 ktep Sector transformación de la energía: Ahorro en energía primaria de 6,707 ktep En total se estima que con estos objetivos se evitarán del orden de 238 millones de toneladas de CO2 emitidas a la atmósfera. 157

175 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Para conseguirlo, se estima que serán necesarios del orden de M, de los cuales, 2,8 M vendrán de fondos público, correspondiendo el resto a inversiones de los sectores implicados. La mayor parte de las medidas y del presupuesto se destinan a los sectores de consumo final, especialmente a la edificación que absorbe la mitad del presupuesto global. Muchas de las medidas propuestas en este plan relativas al sector de la construcción ya se habían incluido en el Código Técnico de la Edificación, relativo al uso de materiales aislantes y a la instalación de placas solares para el aprovechamiento de la energía solar para agua caliente sanitaria. Hay también que destacar que más de la mitad de la financiación de las ayudas públicas se siguen haciendo con cargo a las tarifas eléctrica y de gas. Sin embargo, los beneficios económicos derivados de la aplicación de este plan, supone que, si se valora a 65 $/barril la energía y a 18 /ton los derechos de CO2, supondrán que en el año 2012, se recuperan 1,28 por cada invertido. 1.1 Marco general de las medidas. Se definen 12 ejes sectoriales estratégicos (transporte, edificación, etc.) a los que se aplican un total de 59 medidas agrupadas en 4 tipos (legislativas, incentivadoras, de formación y de difusión). La gestión del Plan debe hacerse con un diseño más sencillo y flexible que utilizado en el Plan anterior. Así hay grandes empresas que tienen distribuida su actividad por todo el territorio nacional y con las que sería más fácil suscribir acuerdo generales. También hay que potenciar la utilización de Empresas de Servicios Energéticos, que intenta promocionar la Directiva. Algunas de las medidas más importantes propuestas en el Plan de Acción comprenden: Medidas en el sector transporte: contiene ocho actuaciones, como la modificación del impuesto de matriculación; la aprobación de una norma de porcentaje mínimo de biocarburantes y la ampliación de las categorías de los mismos, según una Directiva comunitaria de 2003; medidas de apoyo al transporte de mercancías 158

176 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética por ferrocarril, y la acción ejemplarizante del Parque Móvil del Estado a través de la elaboración de un programa de actuación que incluye un fuerte incremento de biocarburantes en la flota y la inclusión de criterios ecológicos en la contratación de nuevos coches. Medidas en sector residencial: seis medidas, donde se recogen entre otras, el Programa de Ahorro y Eficiencia Energética para los edificios de la Administración General del Estado y la realización de auditorías energéticas y uso de energías renovables; la sustitución progresiva de bombillas de filamento incandescente y elaboración de una norma de ahorro y eficiencia energética en el alumbrado público. Medidas en el sector de la energía: la repotenciación de parques eólicos existentes y obsoletos, con la ampliación del objetivo de energía eólica del Plan de energías renovables hasta los MW, así como la aprobación de un Real Decreto sobre tramitación de proyectos de energía eólica marina y la aprobación de una norma sobre contadores digitales que permita al usuario tener un mayor control sobre su consumo y disuada de consumos eléctricos excesivos. Medidas relacionadas con otros gases de efecto invernadero como gases fluorados: destacan los acuerdos voluntarios con fabricantes y usuarios de equipos de media y alta tensión que contengan SF6 y un acuerdo voluntario con la empresa Alcoa para la reducción de emisiones de PFC en el sector del aluminio; emisiones de metano: la creación de un programa conjunto con las Comunidades Autónomas y el Ministerio de Medio Ambiente para cofinanciar la recuperación y aprovechamiento de biogás de vertederos de residuos sólidos urbanos y la elaboración de un Plan de biodigestión de purines por parte del Ministerio de Agricultura, Pesca y Alimentación que contempla en un horizonte de cuatro años la disminución de cerca de Kt de CO2; se contemplan dos medidas de competencia del Ministerio de Agricultura Pesca y Alimentación, una sobre reducción de uso de fertilizantes nitrogenados, referente a los mecanismos puestos en marcha para disminuir la presencia de nitritos como consecuencia de 159

177 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética la mejora, tanto de las técnicas de regadío como de los procesos de fertilización, fundamentalmente nitrogenada. Medidas de carácter horizontal, que incluyen la Estrategia Nacional de I+D+i en Energía y Cambio Climático como parte prioritaria del próximo Plan Nacional de I+D+i ; la creación de un registro accesible al público sobre compromisos voluntarios de las empresas en materia de reducción de consumo energético y emisiones de gases de efecto invernadero; la aprobación del Real Decreto por el que se modifica el Plan Nacional de Asignación de acuerdo a la Decisión de la Comisión Europea de 26 de febrero de 2007 y la aprobación del Real Decreto por el que se desarrolla el marco de participación en los mecanismos de flexibilidad del Protocolo de Kyoto. Dentro de las medidas que afectan a los sistemas difusos, se propone: Transporte: mejorar la eficiencia y utilización de tecnologías de generación en los edificios de terminales, utilización racional de los vehículos privados, desarrollo de red ferroviaria. Se propone la elaboración de una norma básica de Movilidad Sostenible e impulsar Planes de Movilidad sostenible como instrumentos preferentes de la actuación de las Administraciones en las áreas urbanas y metropolitanas. Residencial comercial e industrial: Se incentiva la mejora de la eficiencia energética en los edificios, tanto en la envolvente edificatoria como en el equipamiento de la misma o la elaboración de una norma técnica sobre eficiencia y ahorro energético en el alumbrado público. Las medidas para el ahorro y la mejora de la eficiencia son similares a las contempladas en la revisión del Reglamento de Instalaciones térmicas o el Código técnico de la edificación, promoviendo medidas como la iluminación de bajo consumo, el control de la temperatura interior de centros comerciales, el cambio de calderas en edificios residenciales para eliminar la quema de carbón a nivel urbano en 2012, la promoción de paneles térmicos en las viviendas, de equipos consumidores eficientes y la realización de campañas de sensibilización. En concreto, para el sector energético, se propone: 160

178 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética 1.2 Marco sectorial para el sector de transformación de la energía. Comprende los subsectores de refino, generación de electricidad y cogeneración. Al igual que el anterior plan, no tiene apenas referencias al sector de producción de electricidad, ya que, a pesar de no haber tenido ningún apoyo económico, se están consiguiendo los objetivos previstos. Generación de electricidad: El ratio entre energía final y primaria está mejorando y los ahorros de energía primaria están en la senda de los objetivos del E4 por lo que el objetivo para este Plan es mantener el establecido en el E4. Cogeneración: Su crecimiento es muy bajo en los últimos años y se encuentra próxima a los objetivos del E4 pero es muy inferior a los del Plan debido al retraso de la normativa y al desfase entre los precios de la energía y los de la electricidad generada. Además el parque de cogeneración existente es muy antiguo. En consecuencia, como objetivo se propone que en el año 2012 se alcance MW de potencia instalada. Eficiencia energética: Los objetivos generales se concretan en la reducción del consumo energético tendencial en un 2% anual y la mejora de la intensidad energética en un 2% anual para conseguir reducir el consumo de energía primaria en un 1% anual. Entre las medidas concretas figuran: Elaborar una norma básica de Uso Eficiente de la Energía. Disuadir los consumos excesivos mediante la estructura de tarifas. Aplicación de la Directiva de servicios energéticos. Establecer mecanismos regulatorios para que la reducción de costes derivados de la mejora de la eficiencia energética no implique un mayor consumo y los beneficios obtenidos se destinen a protección medioambiental y tecnologías limpias. Gestión de demanda. Se impone la necesidad de un uso más racional de la energía con señales de precio correctas al consumidor y el impulso a los instrumentos de mercado, incluyendo fiscalidad y estructura tarifaria para concienciar de esta necesidad. Entre las medidas concretas figuran: 161

179 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Sistema de tarificación que incluyan costes externos y desincentiven consumos excesivos. Que la demanda participe en el mercado de electricidad, incluyendo las empresas que mantienen tarifas interrumpibles. Contadores horarios e inteligentes que proporcionen al consumidor información cuando los precios sean elevados. Dentro de las medidas para el fomento del ahorro y la eficiencia, destaca que no se proponen desarrollos ulteriores de la retribución de la generación distribuida, dado que este tipo de generación supone ahorros en las infraestructuras de la red de distribución, si bien, dado que la gran parte de la generación distribuida es de tipo renovable, se supone que ésta ya está bastante primada a través del fomento de este tipo de energías. Lo cierto es que el fomento de este tipo de generación también mejora la seguridad de suministro al permitir que se pueda funcionar en modo isla ante incidencias en la red eléctrica. 2 Estudio The Role of Electricity (Eurelectric) Dentro de este apartado, resultan muy interesantes algunos de los resultados presentados en [EURE07], donde, ante los nuevos requerimientos de garantía de suministro en un escenario de dependencia energética creciente, de requerimientos de mayor competitividad y menores costes y de objetivos medioambientales más restrictivos, propone que: Desde el lado de la demanda se ha de reducir el consumo de electricidad en lo posible por medio de mejoras en la eficiencia. Desde el lado de la demanda al mismo tiempo existen muchos procesos que pueden ser substituidos por tecnologías que consuman electricidad, como por ejemplo sistemas de calefacción/aire acondicionado o incluso el transporte. 162

180 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Desde el lado de la oferta, se necesita optimizar el parque de generación hacia un escenario más sostenible, usando todas las tecnologías disponibles para obtener un parque de generación con bajas emisiones de CO2. Por ello, el fomento de la electrificación inteligente, aunque suponga un aumento del consumo eléctrico, si éste está soportado por u mix de generación sostenible, ofrece muy buenos resultados, resultando por tanto más eficiente y alcanzando los objetivos impuestos. Si se analiza un escenario energético de largo plazo, nos daría que manteniendo las hipótesis actuales, el sector transporte sería el mayor consumidor de energía, si bien, se espera que el consumo del sector servicios sea el que presente en la Unión Europea un mayor crecimiento, junto con el sector residencial. La necesidad de mejorar la eficiencia en los sectores residencial y terciario es fundamental, dado que la vida media de un edificio alcanza hasta los 100 años, mientras que algunas aplicaciones domésticas pueden durar hasta 25 años. Dado que el consumo energético de estos sectores está basado principalmente en combustibles fósiles, la dependencia energética exterior y las emisiones de CO2 aumentarán bajo este escenario. Se han detectado seis tecnologías que permiten aumentar la eficiencia de los sistemas eléctricos, sin hacer que el servicio empeore: Sistemas eficientes de iluminación Dentro del sector residencial, la iluminación ocupa un puesto importante. Se estima que el crecimiento de los sistemas de iluminación en la Unión Europea si no cambian los modelos de conducta, será del 80% hasta Además existe un alto potencial en el ahorro de energía en los sistemas de iluminación. Hoy en día, la mayoría de las casas utilizan para la iluminación o bien lámparas incandescentes o bien fluorescentes, de las que las primeras suponen el 85% del total. Los principales desarrollos se han desarrollado en lámparas fluorescentes compactas y las tecnologías descarga en mercurio de baja presión., este tipo de bombillas son hasta cinco veces más eficientes que las bombillas incandescentes y tienen una vida 163

181 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética de horas. Dadas las actuales políticas para el fomento de estas nuevas tecnologías, se espera que para 2030, éstas cubran el 50% de las aplicaciones totales, lo que supondrá ahorros del 30% en el consumo de electricidad. La siguiente revolución en las tecnologías de iluminación vendrá dada por su parte por el uso de LEDs. Se estima que en las oficinas, sólo el 25% de la iluminación se realiza con tecnologías eficientes. Bombas de calor usadas para calefacción y aire acondicionado: Los sistemas de calefacción basados en bombas de calor, pueden producir entre 2 y 6 veces más calor que un radiador eléctrico. Además presenta la posibilidad de invertir el proceso de calor por el de frío en el verano. Los actuales sistemas de aire acondicionado tienen muy bajos rendimientos en comparación. Si se compara la eficiencia global del sistema de bomba calor con una caldera de gas natural, se determina que, dado el coeficiente de operación (COP) de una bomba de calor actual que es del orden de 4 (se suministran 4 unidades de energía por cada unidad de entrada), por lo que si ese mismo gas se quema en un ciclo combinado para producir electricidad, con un rendimiento del 50%, el rendimiento global del sistema es del 200%, mientras que en un caldera de gas natural el rendimiento máximo será del 100%. Sistemas eficientes de corriente continua para equipamientos electrónicos y de comunicación Se estima que en la actualidad suponen 36 TWh en la Unión Europea y que en 2010 supondrán un consumo total de 62 TWh. Sistemas de control de motores eficientes Los motores suponen un 65% de la demanda eléctrica en el sector industrial, mientras que en el sector terciario, esta cifra es del 38%. Dentro de los motores, el 60% se utiliza para fines de bombeo, aire comprimido o ventilación. 164

182 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética El uso de motores de alta tecnología, en particular los drivers de velocidad variable, podría ahorrar hasta 166 TWh en La mayor parte de las pérdidas de rendimiento de las máquinas viene de la parte mecánica de las máquinas. El uso de controles de velocidad en lugar de aplicar controles mecánicos supone un ahorro de hasta el 30%. Además los motores eléctricos eficientes, debido a las menores resistencias en el rótor de las máquinas suponen menores pérdidas, lo que les supone unas pérdidas de hasta un 35% menores a los motores estándar. Trenes suburbanos y de alta velocidad Vehículos híbridos eléctricos. El estudio plantea cuatro escenarios posibles para cubrir las necesidades energéticas en el largo plazo. El primero consiste en un business as usual, el segundo está basado en medidas para el fomento de la eficiencia y de las energías renovables, el tercero se basa en la mejora del parque de producción, y el cuarto (Role of Electricity) es un compendio de los anteriores. El caso base es una proyección futura de las actuales tendencias en la Unión Europea minimizando el coste. No se considera en este escenario el desarrollo de las energías renovables pero sí de mecanismos de mejora de la eficiencia y mejoras en la productividad derivadas del mercado. Se estima un crecimiento del 2% hasta el año 2030 y a partir de entonces del 1%. Se asume así mismo que la competitividad del carbón es mayor que la del gas natural por el menor riesgo geopolítico de éste. Como consecuencia de este escenario, mientras el PIB europeo disminuye un 1.7% al año, la demanda energética aumenta un 0.3 %, esta hipótesis se determina por las tendencias históricas de largo plazo, en combinación con efectos de cambios estructurales en la economía, saturación y progreso tecnológico. Por el contrario, la demanda eléctrica aumenta un 1.3%. Debido a este crecimiento esperado, el parque de generación ha de crecer en un 50% hasta 2030, lo que supone un total de 825 GW necesarios para cubrir la demanda y reemplazar a centrales ya existentes. Los actuales planes de desmantelamiento de centrales nucleares suponen que al final del período disminuye el aporte de esta tecnología a un 40% por debajo de los niveles actuales. Suponiendo un 15% de la producción en La cogeneración como medida de eficiencia y bajo 165

183 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética coste, supondrá hasta un 28% de la generación; por la misma razón, la mitad de las nuevas plantas serán de ciclo combinado de gas natural, a pesar del precio y del riesgo de este combustible. Las centrales de carbón supondrían en GW instalados de los cuales 250 GW serían de nueva construcción. Respecto a las energías renovables, manteniendo el crecimiento actual, la eólica alcanzaría los 190 GW instalados, de los que 47 GW serían de tipo off-shore; por su parte, las centrales de biomasa y co-combustión alcanzarían los 60 GW. En total, se generaría a partir de energías renovables un 25% del total de producción. El principal inconveniente de este escenario reside en el incumplimiento de los objetivos de Kyoto y post-kyoto. Las principales razones son que bajo este escenario el consumo energético del transporte continúa su crecimiento sin ser reemplazado por otra tecnología y las centrales de carbón se instalan en el sistema para sustituir a las centrales nucleares, que no emiten CO2. Por otra parte, aumentan las necesidades de gas y petróleo de la UE, por lo que empeora la dependencia energética, y aumenta el riesgo sobre los combustibles. Por ello, se plantean tres nuevos escenarios que siguen las siguientes hipótesis: Tabla 11. Hipótesis de los escenarios alternativos del estudio Role of Electricity Cada escenario trata de adecuarse a los objetivos de reducción de CO2 impuestos (- 20% en 2020, -50% en 2050). Se obtienen los siguientes resultados: 166

184 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Figura 16. Demanda de energía final y de electricidad en cada escenario Figura 17. Evolución del mix de producción en cada escenario 167

185 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética Figura 18. Alcance de las medidas tomadas en cada escenario Tabla 12. Resultados de cada escenario En el escenario de fomento de las medidas de eficiencia y de las renovables, aumenta la generación gas natural que surge como apoyo térmico a las renovables y como tecnología menos emisora. Por lo que finalmente aumenta la dependencia energética exterior. En el escenario de mejora del suministro, se obtiene un mix equilibrado, basado principalmente en carbón con secuestro de CO2 y en la energía nuclear, funcionando ambas tecnologías en base, dejando que el gas natural funcione en las puntas 168

186 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética solamente. En este caso disminuye la dependencia energética exterior, pero el coste de la energía aumenta por el incremento en el mix de tecnologías de elevados costes de inversión. Además basa su desarrollo fundamentalmente en la tecnología de carbón con captura de CO2 que aún no está operativa en el mercado. El mejor escenario resulta el del fomento del uso de la electricidad Role of electricity, además de un menor coste y una menor dependencia energética, supone las siguientes mejoras: 1500 Mtoe EU25 - Total Final Energy Demand 6000 TWh Demand for Electricity 0.60 t CO2 / MWh Baseline Role of Electricity Role of Electricity Baseline Role of Electricity Figura 19. Resultados del escenario Role of electricity Por lo que este escenario permite asegurar un escenario sostenible en el largo plazo. 3 Prospectiva de las políticas de ahorro y eficiencia en el largo plazo No se cuentan aún con objetivos tangibles de ahorro energético para España. En el paquete verde de medidas energéticas (green package), la Comisión Europea se planteaba un objetivo del ahorro del 20% en el año Este objetivo se puede referir al consumo energético esperado respecto a unas proyecciones actuales, o puede suponer un objetivo de reducción de la intensidad energética en este porcentaje, los resultados según el objetivo real impuesto será muy diferente, si bien, dados los objetivos actuales, la primera opción parece ser la más probable. De momento, según un escenario tipo business as usual, se estima que el consumo de energía primaria en el año 2020 será de ktep, sobre esta cifra, el objetivo de 169

187 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética reducción del consumo en un 20% supondría reducir éste a niveles de (154,5 ktep). Sobre este escenario, la promoción de medidas de eficiencia energética y la implantación de las energías renovables, supondrían en 2020 un consumo de 170 ktep (ahorro del 12%), aunque el máximo potencial se estima del orden del 17,5% en ahorro energético. Por su parte, la Directiva 2006/32 de usos finales y servicios energéticos. La finalidad de la presente Directiva es fomentar la mejora rentable de la eficiencia del uso final de la energía en los Estados miembros. Aportando los objetivos orientativos, así como los mecanismos, los incentivos y las normas generales institucionales, financieras y jurídicas necesarios para eliminar los obstáculos existentes en el mercado y los defectos que impidan el uso final eficiente de la energía. Creando las condiciones para el desarrollo y el fomento de un mercado de servicios energéticos y para la aportación de otras medidas de mejora de la eficiencia energética destinadas a los consumidores finales. Incentiva la eficiencia en el consumo energético y afecta a los consumos energéticos finales exceptuando a los sectores adscritos a la directiva de emisiones, estableciendo un objetivo de ahorro del 9% para éstos en 2016, esto supone un ahorro de ktep para este año. Esta misma directiva reconoce el uso de los certificados blancos, que ya se usan en otros países europeos, como Francia, para el fomento de la eficiencia energética. Los certificados blancos han de ser expedidos por un organismo de certificación independiente por el que se corroboran las afirmaciones de los agentes del mercado sobre ahorro de energía como consecuencia de la aplicación de medidas de mejora de la eficiencia energética. Lo gobiernos impondrán la obligación de contar con un número de certificados blancos a cada agente consumidor, por lo que se podrá fomentar un mercado de certificados o bien impondrá subvenciones o incentivos fiscales a aquellos sujetos que estén en poder de estos certificados. Aun así, como hemos visto, los objetivos quedarían todavía muy por debajo del actual potencial, por lo que se hace necesario el aumento de la concienciación pública, así como el fomento de la investigación y desarrollo en el área del fomento de la eficiencia y el ahorro. 170

188 Potenciales de Desarrollo Medidas para el fomento del Ahorro y la Eficiencia Energética En concreto, se estima que aplicando todas las políticas energéticas posibles, en favor de la eficiencia energética, de la implantación de renovables y el desarrollo de nuevas centrales nucleares podría suponer un ahorro de 6,5 Gt de CO2 emitido a la atmósfera, de las cuales, el 68% se lograría por una mejora global de la eficiencia energética, tanto a nivel consumo como a nivel generación (aunque la mejora de la eficiencia en el consumo final supone de por sí el 29%) Figura 20. Potencial de reducción de emisiones de CO2 En concreto, el 10% se conseguirían gracias al incremento de la producción nuclear, el 12% gracias al incremento de las energías renovables, el 13% gracias al incremento en la eficiencia en el sector energético, el 29% gracias a la mejora de la eficiencia del uso final de la electricidad y el 36% gracias a la mejora en la eficiencia del uso final de los combustibles. 171

189 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Capítulo 7 ANÁLISIS TECNOLÓGICO A lo largo de la historia del sistema eléctrico español se pueden distinguir perfectamente diversos ciclos inversores basados en la tecnología más eficiente en el momento actual o que ofrecía mejores prestaciones al sistema en el momento de su instalación. Mientras las diversas empresas españolas se encontraban bajo un ámbito regulado, toda inversión era aprobada por el Regulador y las consecuencias de una mala inversión la debía absorber el consumidor final. Sin embargo, en un sistema liberalizado, cada empresa decide sobre las inversiones que desea llevar a cabo tras haber realizado un análisis de rentabilidad de dicha inversión, suponiendo que va a recuperar sus costes en el mercado y si finalmente la inversión no resulta ser adecuada para las necesidades del sistema, dicha central no recuperará sus costes. El gran problema de la industria eléctrica a la hora de decidir sobre nuevas inversiones procede de la naturaleza de las instalaciones, intensivas en capital, es decir, que requieren grandes esfuerzos inversores por parte de las empresas, por lo que una mala inversión puede llevar a la empresa a la quiebra. Una de las razones por las que se pasó de un sistema regulado a un sistema liberalizado fue la aparición de los ciclos combinados, dado que anteriormente, existían fuertes economías de escala, que imponía una gran barrera de entrada a nuevos inversores, es decir, cuanto mayor fuese la central, menores costes unitarios tendría, dado que, si hablamos de centrales hidráulicas o nucleares, se ve perfectamente la inversión inicial que hay que realizar en concepto de grandes obras civiles e inversiones en sistemas de seguridad, que deben ser iguales tanto para una central pequeña como una mucho mayor. Las economías de escala desaparecen por tanto con los ciclos combinados gracias a la extensa red de configuraciones que éstos pueden tener, lo que les aporta mayor o menor potencia. 172

190 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Así pues, a la hora de tomar decisiones estratégicas en una empresa eléctrica, es fundamental que ésta entrevea cuál va a ser la próxima tecnología del futuro, dado que el primero que acometa la inversión, será aquél que recupere antes la inversión, por contar con una tecnología más eficiente o más necesaria para el sistema que el resto de tecnologías, así pues, el beneficio será mayor. 1 Los ciclos inversores en el sistema eléctrico español Para determinar los ciclos inversores en el sistema eléctrico no hace falta más que echar un vistazo a la gráfica de evolución de potencia instalada: Figura 21. Evolución de la potencia instalada en España A principios de siglo, comenzó el ciclo inversor hidráulico, donde se comenzaron a realizar las grandes obras hidráulicas que permitiesen aprovechar los saltos de diversos ríos españoles. Como además los saltos hidráulicos se encontraban alejados de los grandes centros de demanda, comenzó al mismo tiempo la labor de conexión y mallado de la red. De esta misión se hicieron cargo diversas empresas tanto de índole privada como pública, quienes tenían la concesión de suministro eléctrico a una determinada zona. Las centrales hidráulicas se caracterizan por tener una respuesta muy rápida a variaciones en la demanda, permitiendo regular frecuencia y tensión de la red, así pues se trata de una central de gran valor para la operación del sistema eléctrico. Su principal inconveniente es el origen de esta energía, que es variable cada año y depende de las aportaciones, principalmente en forma de lluvias, además, es 173

191 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico necesario regular un aporte mínimo de agua a la red hidráulica, dependiendo de las condiciones que las distintas confederaciones hidrográficas impongan para poder así a abastecer a otros consumidores, especialmente, regantes. Además, su condición de coste cero, unida a la condición de recursos limitados, hace que el agua obtenga un valor marginal y por tanto, tenga un sentido económico que se almacene el agua para producir electricidad en los momentos de mayores precios o por lo menos, sustituyendo a las centrales más caras, convirtiéndose así en central de punta. Así pues, según aumentó la demanda eléctrica, fue más necesario reservar la producción hidráulica para los momentos de punta de sistema y comenzó el ciclo inverso en centrales térmicas, principalmente de carbón, centrales que se instalaron cerca del origen de su combustible, en las cuencas mineras españolas. Posteriormente, en los años 50-60, según aumentaba la dependencia energética externa, y España, bajo el régimen dictatorial de Franco, se enfrentaba a un bloqueo por parte del resto de naciones, promovido por EEUU, se convirtió en uno de los países pioneros en la investigación y desarrollo de centrales nucleares, instalándose la primera de ellas en el año 68, si bien se realizaron estas inversiones a muy altos costes, que hacían que estas inversiones dejaran de ser tan interesantes. Una vez el bloqueo dejó de ser efectivo, el petróleo se había convertido ya en una de las fuentes energéticas más interesantes para el mundo entero. Con unos precios mucho más baratos que los de extracción del carbón, se comenzaron a construir las primeras centrales de fuel. Las centrales de fuel permiten dar también una respuesta más rápida que las centrales de carbón y nucleares, lo que unido a sus coste más barato, la convertía en la tecnología del futuro, hasta que en los años 70 se comenzó a sufrir la crisis del petróleo y los precios del petróleo subieron astronómicamente. Ante esta situación, se lanzó el programa de instalación de reactores nucleares de segunda generación, que son todos los que conocemos hoy en día. En los años 80 se terminó la instalación de estas centrales y es cuando comenzaron a funcionar. A finales de los 80, la demanda eléctrica disminuyó frente a las previsiones de crecimiento anteriores, por otra parte, la presión social y política sobre las centrales 174

192 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico nucleares fue mucho mayor y la preocupación por los estándares de seguridad en las centrales nucleares, llevaron a declarar una moratoria nuclear, para algunas de las centrales que estaban siendo construidas y a punto de conectarse a la red, finalizando de esta manera dicho ciclo inversor. A finales de los años 80 también se instalaron las últimas centrales de carbón, más eficientes y que consumían carbón importado que tenía unas condiciones mucho mejores que el carbón nacional, tanto a nivel de costes, como a nivel de calidad. Entonces, partiendo de una situación de suficiente oferta y una demanda aún reducida, en los años 90 comenzó el proceso de liberalización del sector eléctrico. En el nuevo régimen liberalizado, la incertidumbre era mayor, pero ya se perfilaba el ciclo combinado como la tecnología de futuro, no sólo por contar con un combustible por entonces competitivo, sino por sus menores costes de inversión y por la flexibilidad que aportaba al sistema. Así, a principios de los años 2000 y después de unos años en los que la cobertura de la punta de la demanda había estado muy limitada. Se instaló el primer ciclo combinado y desde entonces, no ha parado el ciclo inversor. Si bien, actualmente se planificaban estas centrales como centrales de base por su menor coste, al final, el incremento de precios internacionales del gas natural unido a la flexibilidad que aportan los ciclos combinados al sistema, ha hecho que esta tecnología funcione muchas veces en punta, sustituyendo pues a las centrales de fuel-óleo, que por su mayor coste han quedado obsoletas y son solamente necesarias en aquellas zonas donde las restricciones técnicas de la red lo aconsejan. El ciclo inversor en el que nos encontramos actualmente consiste en el renacer de las energías renovables. Apoyadas por las administraciones y el entusiasmo público, unido a la necesidad de reducir la dependencia energética exterior y el riesgo de precio que la globalización de los mercados internacionales de materias primas ha producido, ha hecho que estas energías tengan un fuerte crecimiento en España, apoyadas desde la administración con fuertes incentivos, que permiten recuperar la inversión rápidamente. Este tipo de tecnologías, se caracterizan además, en su mayor parte por la dependencia de las condiciones meteorológicas que además son difíciles 175

193 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico de predecir incluso con pocas horas de antelación, así pues el ciclo inversor en ciclos combinados ha visto una oportunidad, dado que ofrecen la flexibilidad que necesita el sistema para hacer frente a las fluctuaciones que este tipo de tecnologías presenta en su producción. Para el futuro, es necesario entrever las necesidades futuras que el sistema eléctrico puede tener y que por tanto permitiría a una empresa contar con la ventaja competitiva que supondría ser la primera en invertir en la tecnología adecuada y necesaria. En el resto del capítulo se procede a describir los desarrollos tecnológicos que cada una de las tecnologías presenta y las necesidades del sistema para por último determinar cuál es el ciclo inversor que debería acometerse en el futuro. A tener en cuenta en el análisis por tecnológico es la evolución de los mercados internacionales de combustibles, dado que la globalización afecta a estos mercados los cuales, ante el cada vez mayor consumo de recursos energéticos y la disminución de las reservas de dichos combustibles, han desembocado en la integración a nivel mundial de los diversos mercados de combustibles. Así pues, el BP Statistical Review of World Energy 2007 [BP07] hacía hincapié en los siguientes puntos: El crecimiento del consumo de energía mundial se desaceleró en 2006 El mundo volvió a consumir más energía que en el ejercicio precedente, pero el crecimiento se ralentizó hasta el 2,4%, ocho décimas menos que en Los crecimientos más representativos en el consumo, y más intensos en las emisiones de carbono vinieron de los países ajenos a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE). Los modelos energéticos mundiales mostraron evidencias de cambios en 2006, que fue otro año de precios altos y volátiles. Por segundo año consecutivo, el crecimiento de la energía del mundo se ralentizó hasta el 2.4%, cantidad ocho décimas por debajo de la registrada en 2005 (3.2%) pero que todavía se sitúa por encima de la media de crecimiento de los últimos 10 años. Así se desprende el Statistical Review of World Energy 2007 publicación de referencia para el sector energético divulgada por el Grupo BP. 176

194 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El crecimiento del consumo de energía primaria se ha desacelerado particularmente en combustibles que se han visto afectados por las altas subidas de los precios afirmó el director económico de BP Christof Rühl No obstante, la intensidad global del carbono, es decir el vínculo entre el crecimiento de las emisiones de carbono y el crecimiento de la energía, ha aumentado El modelo de los últimos años, cuya demanda se ha fortalecido particularmente en Asia Pacífico y China, se ha repetido en el consumo chino, que se incrementó más del 8 por ciento. El uso de todas las formas de energía en el país asiático creció en 2006, elevando su contribución al consumo global de energía a más del 15 por ciento. Las continuas subidas del precio de la energía se tradujeron en un crecimiento más lento entre los principales importadores de energía, particularmente en EEUU donde el consumo de energía primaria cayó un 1 por ciento en 2006 en comparación con 2005, y a pesar del crecimiento económico. El uso del petróleo, gas natural y carbón bajaron mientras que la energía nuclear y la hidroelectricidad subió ligeramente. Las reservas de petróleo y gas no han cambiado sustancialmente el índice de reservas de producción, que se mantiene por encima de los 40 años de petróleo y 60 años de gas. A pesar de un descenso leve en 2006, las reservas de petróleo son todavía un 15% más altas que hace una década, 1,208 miles de millones de barriles. Las reservas globales de gas fueron ligeramente superiores a 181 trillones de metros cúbicos, con EEUU y algunos miembros de la OPEP mostrando incrementos. Petróleo: El impacto de la subida del precio del petróleo se ha visto reflejado en una caída de barriles por día (b/d) del consumo de petróleo en la OCDE, la caída más grande de esta agrupación desde hace más de 20 años. El precio máximo llegó a los 78 dólares en agosto así como el precio medio de Brent aumentó cerca de una quinta parte a dólares el barril en La caída de la OCDE, de un 0,7 por ciento o la mitad de la media respecto a la pasada década, fue el factor principal del débil crecimiento del índice global de petróleo desde La producción global subió alrededor de un 0,4 por ciento hasta los 81.7 millones b/d. Para afrontar una demanda débil, la OPEP cortó la producción a finales de

195 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico por primera vez en casi dos años. A lo largo del año, la OPEP incrementó su producción una media de 130,000 b/d hasta 34.2 millones b/d. Entre los productores de la OPEP las principales subidas vinieron de los Emiratos Árabes e Irak a la vez que descendieron en Arabia Saudí, Venezuela y Nigeria. La producción de la OPEP fue de b/d en 2006, aunque este aumento fue menor que la mitad de la media de estos 10 años. La subida más importante vino por parte de Rusia, alrededor de 220,000 b/d, y Azerbaiyán, Angola y Canadá. La producción de petróleo bajó en el Reino Unido por séptimo año consecutivo, y en EEUU por sexto año consecutivo. Gas: El consumo, fuertemente impulsado por la creciente demanda de Rusia y China, creció un 2.5 por ciento en 2006, cerca de la media de la última década. Estas subidas en la demanda compensan las bajadas en los EEUU y Europa. La caída en Europa es debida a la combinación de la subida de precios y el tiempo, que ha sido más cálido de lo normal. La demanda rusa de gas, casi tan grande como el consumo total de toda la región de Asia-Pacífico, incrementó un 7 por ciento en 2006, teniendo en cuenta que es el 40 por ciento del incremento global. El consumo en China creció más del 20 por ciento, hasta los 55.6 miles de millones de metros cúbicos. La producción de gas liderada por Rusia se ha visto fuertemente incrementada en los últimos años, alrededor del 3 por ciento. EEUU también se ha recuperado después de los severos daños producidos por el huracán en La producción de Reino Unido cayó por sexto año consecutivo. Carbón: Dominado por China, el carbón fue una vez más el hidrocarburo que creció con mayor rapidez. Por octavo año consecutivo la demanda de China creció, pero sólo un 8,7 por ciento, lejos del crecimiento de doble dígito de los últimos años. Hay que tener en cuenta que el consumo de China corresponde al 70% del consumo global de carbón. Incluso excluyendo a China, el consumo global está incrementándose. Mientras que el consumo de EEUU ha seguido bajando por segundo año 178

196 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico consecutivo, el consumo en el Reino Unido, al igual que en el resto de OCDE, ha crecido por tercer año consecutivo. Nuclear e Hidroelectricidad: Los países de la OECD justificaron la parte más grande del aumento global de alrededor del 1.4 por ciento en producción de energía nuclear, sobre todo a través del incremento de las capacidades de utilización y de mejoras. La generación de hidroelectricidad estuvo por encima de la media de la década, un 3.2 por ciento, con capacidades notables relativas a los aumentos en China, India y Brasil. El aumento de las precipitaciones en EEUU contrarresta las disminuciones en Canadá y Escandinavia. Renovables: El uso de la energía eólica y solar continúa creciendo rápidamente pero desde una base baja. La capacidad de energía eólica creció hasta un 25 por ciento en 2006 pero sigue siendo menos del 1 por ciento de la producción global de electricidad. La energía solar también ha aumentado de forma considerable pero su contribución como ocurre con la eólica y las otras renovables, depende mucho de las ayudas estatales y es todavía muy pequeña respecto a la energía global. El uso de etanol aumentó un 22 por ciento. A continuación se realizará un análisis de las diversas tecnologías de generación con el fin de predecir el desarrollo del futuro parque de generación: 2 Tecnología nuclear: La producción de electricidad a partir de reactores nucleares se empezó a desarrollar en los años 50, tras la segunda guerra mundial, una vez visto el potencial energético que tenían las bombas nucleares en ésta. Se implantaron los primeros reactores en EEUU, Canadá, Reino Unido, Francia y la URSS. En las centrales nucleares se aprovecha el calor generado en las reacciones de fisión que se producen en el interior de los reactores. En estas reacciones, el impacto de un neutrón sobre los núcleos atómicos de materiales pesados como el uranio o el 179

197 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico plutonio provocan la inestabilidad de éstos y la consiguiente fisión del núcleo, desprendiendo en esta reacción gran cantidad de energía en forma de calor y liberando al mismo tiempo tres neutrones más que continuarán la reacción en cadena. Estas reacciones se controlan moderando la velocidad de los neutrones, dado que si éstos no cuentan con suficiente velocidad, el impacto no produce el efecto deseado, las sustancias que se encargan de esta regulación se denominan moderadores. Debido a las restricciones que EEUU puso a la distribución de uranio enriquecido, los primeros reactores desarrollados en Europa y Canadá consumían uranio natural, moderados por grafito o por agua pesada (reactores CANDU), mientras que los reactores de EEUU eran refrigerados por agua ligera. En la actualidad el 90% de las centrales nucleares operan con reactores de agua ligera, en reactores de tipo BWR o PWR principalmente. Los reactores tipo PWR (reactores de agua a presión) son plantas de ciclo indirecto, donde se utiliza agua ligera como refrigerante y moderador. Esta agua se mantiene a presión elevada en el reactor para que sea líquida. El agua calentada en el reactor cede calor al ciclo de vapor que se encuentra en un circuito secundario a través de una caldera de recuperación de calor. Por su parte, un recipiente cerrado controla la presión. El control de potencia se realiza mediante barras de control que se introducen desde la parte superior. Una vez que haya realizado el ciclo termodinámico, antes de volver a la caldera, es preciso realizar recalentamientos con vapor vivo. Los BWR (reactores de agua en ebullición), se desarrollaron posteriormente a los PWR y son plantas de ciclo directo, donde el agua ligera refrigera el reactor, donde se calienta y posteriormente sale del reactor en forma de vapor para realizar un ciclo termodinámico en circuito cerrado. Además de las barras de control, los BWR se pueden regular con el caudal de las bombas de recirculación, dado que cuanto más líquido haya en el reactor, se produce mayor moderación y a aumenta el calor transferido, creciendo la potencia del reactor. 180

198 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Cuando se reduce el caudal, aparece más vapor en el reactor, lo que dificulta la moderación y hace que se reduzca la potencia. La separación de las fases líquida y vapor se realiza en el mismo reactor a través de unos filtros separadores situados en la parte superior d ella vasija, lo que obliga a situar las barras de control en la parte inferior de ésta. Al igual que los PWR se requiere un recalentamiento con vapor vivo. En la actualidad hay dos veces más reactores de tipo PWR que BWR en operación. Una de las razones es la seguridad pasiva con que cuentan las primeras, dado que en caso de fallo en el mecanismo de las barras de control, la fuerza gravitatoria ayuda a su acople al sistema, mientras que en los reactores tipo BWR se requiere de un mecanismo elevador. Existen un total de 442 reactores nucleares en operación en el mundo, que suministran casi el 16% del total de la electricidad mundial. De estos reactores, la mayor parte se encuentra en los países industrializados, en Europa y Norte América y en total llevan una media de 20 años en funcionamiento, como se puede ver en la imagen siguiente: Figura 22. Numero de reactores clasificados por edad en el mundo Los reactores en operación pertenecen a la segunda generación principalmente, mientras que ya se están desarrollando reactores de tercera generación. Estos reactores evolutivos cuentan con mayores temperaturas y presiones de 181

199 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico funcionamiento al mismo tiempo que incorporan mejoras en los sistemas de seguridad. De este tipo de reactores se está desarrollando en Japón el tipo ABWR (reactor de agua en ebullición avanzado) y en Finlandia y Francia (Flammanville) del tipo EPR (reactor europeo de agua presurizada). Estos nuevos diseños, además de contar mayores sistemas de seguridad activos y pasivos, pueden permitir la producción de hidrógeno (H2). Figura 23. Desarrollo histórico y futuro de los reactores nucleares Por su parte, ya se están diseñando reactores de cuarta generación que permitan: Cumplir con exigentes criterios de seguridad La exploración en nuevos ciclos de combustible Evitar la proliferación asociada a la utilización de materiales nucleares. Generar hidrógeno que se pueda usar en el sector transporte y calor aprovechable para calefacción. Reciclar el combustible nuclear, para recuperar su contenido energético y aprovecharlo para la conversión del isótopo U-238. Reducir la cantidad y la actividad de los residuos. Simplificar el diseño. Romper las economías de escala. Construirse en base a módulos. 182

200 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Avanzar en la eficiencia del combustible y la planta. Utilizar elementos intrínsecamente seguros y diseños más robustos, mejorando la seguridad de las centrales. Disponer de medios eficaces para la salvaguardia de los materiales nucleares y la protección de las instalaciones. Existen diversos diseños que varían unos de otros en función del refrigerante principalmente: Reactor rápido refrigerado con gas helio (GFR): Se le asocia una instalación de reprocesamiento del combustible usado y la capacidad de producir hidrógeno al mismo tiempo que electricidad. Funcionaría en ciclo cerrado. Se estima que estará disponible para Reactor rápido refrigerado con plomo y bismuto (LFR): Se estima que estará disponible para Se destinará de forma alternativa a producir electricidad e hidrógeno. Reactor de sales fundidas (MSR): El moderador es grafito y permitiría el uso eficiente de plutonio. El combustible a usar sería una mezcla de sodio, circonio y fluoruro de plutonio y funcionaría en ciclo cerrado. Reactor rápido refrigerado con sodio (SFR): Consiste en un ciclo cerrado con una planta de reprocesamiento. Se estima que estará disponible para 2015 Reactor refrigerado por agua supercrítica SCWR): Permite rendimientos de hasta el 45%. Reactor de muy alta temperatura (VHTR): Se trataría de un ciclo abierto orientado principalmente a la producción de hidrógeno. Se estima una eficiencia del 50%. Se refrigera por helio. Podría estar listo para En cualquier caso, estos reactores no estarían disponibles hasta el año 2030 en el mejor de los casos. Ante un panorama energético como se presenta actualmente, la generación nuclear se presenta como una alternativa muy interesante: 183

201 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El crecimiento de la demanda es continuo año tras año, tanto a nivel de energía como de la punta de demanda. Se imponen elevadas restricciones las emisiones de gases de efecto de invernadero, y unos objetivos que España está lejos de conseguir. La dependencia energética crece exponencialmente con el incremento de la demanda, lo que hace que nuestro país en especial y la Unión Europea en general estén demasiado expuestos a los precios de los mercados internacionales de combustibles (según la APPA en [APPA02] la dependencia energética española era ya del 76%) Las ventajas de las centrales nucleares vienen dadas por contar con un combustible abundante en la naturaleza y muy repartido por el mundo y en especial en países geopolíticamente estables; el coste de producción de las centrales nucleares se sitúa muy por debajo de la estimación de las tecnologías basadas en combustibles fósiles; as centrales nucleares pueden funcionar un elevado número de horas al año con una alta disponibilidad, mientras que la principal desventaja que presentan es el tema aún no solucionado del tratamiento de los residuos radioactivos en el largo plazo y la oposición popular a este tipo de centrales. Esta misma oposición a las centrales nucleares se ha vencido en otros países europeos, como por ejemplo Suiza, que desarrolló un referéndum que resultó a favor de la energía nuclear. Los factores que afectan a la opinión pública son: La concienciación sobre el cambio climático. Los cambios en relación a la situación energética actual Las decisiones políticas La realidad de la industria nuclear El mayor nivel de información Respecto a la disponibilidad de las centrales nucleares, recientes análisis del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), las centrales nucleares ofrecen un elevado factor de disponibilidad a lo largo del año. Además, la mayor experiencia que se 184

202 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico tiene en el mantenimiento y desarrollo de estas centrales, hace que este factor haya aumentado de forma progresiva año tras año: U.S. NUCLEAR PLANT CAPACITY FACTORS: % Figura 24. Evolución del factor de carga de las centrales nucleares de EEUU En concreto, en España, según la Agencia Internacional de la Energía Atómica, este índice de disponibilidad anual se ha situado en los últimos años por encima del 90%, superior a la media mundial que ha sido del 82%. Respecto a las reservas mundiales de combustibles, se observa en las siguientes gráficas que los actuales aprovisionamientos y las reservas mundiales de combustible se encuentran de forma muy distendida en todo el planeta. Namibia 7% South Africa 2% Uzbekistan 6% USA 2% Ukraine 2% China 2% Others 3% Canada 28% Russia 8% Niger 8% Kazakhstan 10% Australia 22% Figura 25. Producción de Uranio al año por país 185

203 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Russia 5% Namibia 6% USA 4% Others 12% Australia 26% Brazil 6% South Africa 7% Niger 7% Kazakhstan 14% Canada 13% Figura 26. Reservas de uranio por país Hasta ahora, el desmantelamiento de algunas centrales nucleares en la Europa del Este y el progresivo desmantelamiento del armamento nuclear en el mundo después de finalizar la guerra fría, ha hecho que se contase con fuentes de aprovisionamiento alternativas, sin embargo, estas reservas son limitadas, por lo que en un futuro cercano, el aprovisionamiento se realizará de manera exclusiva a partir de fuentes naturales. En 2003 y 2004 se produjeron drásticos aumentos del precio del uranio en dólares, debido a las interrupciones de la producción en varias minas de uranio, el debilitamiento del dólar, y la reducción de inventarios y suministros secundarios. La disminución de la producción de uranio (en 2002 la producción satisfizo tan sólo el 54% de las necesidades mundiales de los reactores tu) obedece también a la aplicación de criterios de seguridad más estrictos. En España, el aprovisionamiento del combustible nuclear lo realiza principalmente ENUSA, de las siguientes fuentes: 186

204 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Tabla 13. Aprovisionamiento de Uranio en España y servicios de conversión y enriquecimiento En relación a los costes de las centrales nucleares, el coste total de las centrales nucleares que nos indican los distintos organismos se sitúa entre los 28 y 58 /MWh: Tabla 14. Costes de las centrales nucleares (diversas fuentes) Por su parte, los costes de operación y mantenimiento, dada la madurez de las tecnologías, ha ido disminuyendo progresivamente: 187

205 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico REAL U.S. NUCLEAR O&M COSTS ($2003 MILLS/KWH) (Excludes Corporate Support Costs) non-fuel O&M fuel total O&M $2003 MILLS/KWH Figura 27. Evolución de los costes de Operación y Mantenimiento enlas centrales nucleares de EEUU A pesar de su coste de producción que resulta, en principio, menor al de otras tecnologías basadas en combustibles fósiles, el factor que más interesa a los inversores es la estructura de costes de las centrales nucleares: 15% 76% 7% 41% 17% 42% 26% 59% Fuel O&M Investment 17% Gas Coal Nuclear Figura 28. Estructura de costes de las centrales por tecnología Del 15% que supone el coste de combustible, el 46% corresponde al precio del uranio, el 38% al proceso de enriquecimiento de éste, el 12% a la fabricación de los elementos combustibles y el 4% se debe a los procesos de conversión. Dado que el precio del combustible supone menos del 10% de los costes totales, de cara a la inversión, una central nuclear supone una mayor estabilidad en sus costes y por lo tanto una mayor estabilidad en la inversión. 188

206 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El mayor inconveniente al que deben hacer frente las centrales nucleares y para el cual no se ha planteado aún una solución adecuadas es el tema de los residuos radioactivos de alta y baja actividad que este tipo de centrales genera. Sin embargo, las centrales nucleares suponen anualmente menos del 1% de todos los residuos muy tóxicos y peligrosos, aunque es una de las industrias con mayor generación de residuos de larga duración, debido a los productos de la reacción de fisión. Los residuos radioactivos suponen una herencia de muy largo plazo para futuras generaciones. La vida radioactiva de estos residuos es de hasta años, por lo que las generaciones futuras tendrán que tratar con estos residuos. A parte de determinar el tratamiento y almacenamiento que se debe prestar a estos combustibles usados, se hace necesario diseñar procedimientos de actuación de forma muy precisa, para las futuras generaciones y como actuación ante incontingencias. Figura 29. Vida de los residuos radioactivos Para el tratamiento de los residuos se presentan las siguientes alternativas: Almacenamiento en el sitio de producción (en las piscinas de las centrales): No supone una solución técnica viable en el largo plazo. 189

207 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Reprocesamiento del combustible: Minimiza el volumen de residuos y puede suponer una forma de suministro de combustible competitiva, dado que se generan nuevos elementos combustibles que pueden ser aprovechados. El problema que plantea es que tras este proceso prolifera la aparición de isótopos de plutonio, que pueden ser utilizados con fines armamentísticos. Almacenamiento subterráneo: Es necesario contar con un depósito geológico disponible y adecuado. En cualquier caso, la estrategia para la gestión de los residuos de alta actividad requiere de: Almacén Temporal Centralizado. Seguimiento científico y tecnológico internacional. Designación de emplazamientos: Requieren un amplio consenso nacional y local. Por otra parte, estudios relacionados con el uso de aceleradores de partículas, sugieren que se puede reducir notablemente la vida de los combustibles radioactivos, desde los 1 00 años típicos hasta 100 años de vida radioactiva. En España, en el año 1982, se proclamó la moratoria nuclear, según la cual, ante la oposición popular a esta tecnología que se veía asociada a las armas de destrucción masiva y ante la sensación de inseguridad de la energía nuclear, varias centrales que estaban en procesos de construcción y licenciamiento fueron retiradas del sistema. Entre las instalaciones estaban Valdecaballeros, Lemoniz y Trillo II. Otra razón oculta para esta moratoria venía de la pérdida de competitividad ante las centrales de térmicas y los escenarios de combustibles baratos de los años que se preveían. Desde entonces, se dictaminó la vida útil de las centrales nucleares ya instaladas, si bien, cada central puede pedir una prórroga sobre esta vida útil, alegando ante el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la viabilidad técnica que permita mantener el funcionamiento de la central, así como se debe establecer un nivel de inversiones necesarias para conseguir el prolongamiento de la vida útil. Desde la moratoria nuclear, se ha retirado solamente la central de José Cabrera en Guadalajara, por ser la central más antigua y obsoleta. La siguiente instalación en 190

208 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico antigüedad es la de Santa María de Garoña en Burgos cuya revisión está prevista para el año 2009, momento en que deberá pedir la prórroga sobre su vida útil. El resto de centrales tiene aún un plazo mayor hasta su próxima revisión de vida útil, pudiendo funcionar legalmente hasta entonces. El gobierno actual del PSOE ya declaró su interés por el cierre de la totalidad de las centrales nucleares. Por lo que existe gran incertidumbre respecto a la posible prórroga de vida útil de Garoña. Por el contrario, desde la Comisión Europea, se ha dado cada vez mayor impulso al renacimiento de la energía nuclear, unido al desarrollo de las energías renovables. Así se puede ver en el Programa Ilustrativo Nuclear (PINC) o el pendiente paquete nuclear que regulará a nivel europeo los requerimientos de seguridad, los fondos necesarios para el desmantelamiento o los planes nacionales para a gestión de residuos. El principal objetivo de la política energética europea actual es triple, por una parte, fomentar el desarrollo de fuentes de energía autóctonas, con lo que se disminuiría la dependencia energética exterior y la exposición ante los precios internacionales de las materias primas; por otro lado, este tipo de tecnologías requieren de mano de obra especializada, por lo que se convierte en un foco de empleo; por último, el desarrollo de estas tecnologías conlleva un alto índice de investigación en estas áreas, lo que permitiría a la Unión Europea mantener el liderazgo mundial en I+D y hacerse con un buen número de patentes que podría exportar al resto del mundo. A escala internacional ya se observa una tendencia de cambio que favorece el desarrollo de nuevas centrales nucleares. En concreto, en su informe anual [IEA05], la IEA publicó que existían 26 reactores en construcción, de los cuales 17 de ellos se encontraban en Asia. Este dato es el que más fuerza podría dar a un escenario en el que se plantease el renacimiento nuclear en España, dado que si a nivel internacional, y en especial dentro de Europa Occidental y Norte América, comienzan a desarrollarse nuevas centrales nucleares que además demuestran no sólo ofrecer energía barata con un alto nivel de disponibilidad, sino además garantizar medidas 191

209 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico de seguridad adecuadas y además garanticen la confianza de los ciudadanos, entonces se podrían plantear nuevos proyectos. En concreto, se están llevando a cabo los siguientes proyectos: Construcción de un 5º reactor en Finlandia: Olkiluoto-3 Francia ha comenzado a sustituir lo nuclear por lo nuclear en relación con las centrales más antiguas construidas en los decenios de 1970 y Además, Electricité de France ha comenzado a poner en marcha la construcción de un nuevo reactor de agua a presión de diseño europeo (EPR) en Flammanville. Reino Unido: The Government believes new nuclear power stations should have a role to play in this country s future energy mix alongside other low-carbon sources; that it would be in the public interest to allow energy companies the option of investing in new nuclear power stations; and that the government should take active steps to facilitate this (Enero de 2008). Se ha decidido promover nuevas centrales nucleares en emplazamientos ya existentes y comenzar el desmantelamiento de aquellas centrales antiguas y ya obsoletas. El principal objetivo de esta política energética procede de la disminución de las reservas de gas natural en el Mar del Norte, la escalada de precios internacionales de este combustible y la cada vez mayor presión medioambiental en el ámbito de emisiones de gases de efecto invernadero. Rumanía: La central nuclear de Cernavoda, de 4 unidades, donde las dos primeras ya están operativas y cuyas dos unidades restantes ya habían realizado la obra civil pero no habían llegado a instalar el reactor por el descenso en la demanda nacional, ha lanzado un proyecto de restauración de estas dos unidades en colaboración con un consorcio de empresas internacionales con gran andadura en el sector. Suiza: Llevó a cabo un referéndum respecto a la decisión de parar las centrales que resultó favorable a las centrales nucleares. Suecia: Se ha producido un aumento de potencia en las centrales nucleares ya existentes y la opinión pública ha resultado bastante favorable a estas decisiones. 192

210 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico En Estados Unidos la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) aprobó tras 11 años prórrogas de licencia de 20 años cada una (equivalente a una vida autorizada de 60 años para cada central nuclear) Tres cuartas partes de las 104 centrales nucleares norteamericanas han solicitado prórrogas de licencia de este tipo. Además el Departamento de Energía (DOE) ha establecido la ayuda federal para asegurar los riesgos en la construcción de los nuevos reactores: millones de dólares para los dos primeros reactores que se construyan y 250 millones para los cuatro siguientes. En Canadá la expansión a corto plazo de la energía nuclear se viene realizando mediante la puesta en marcha de alguna de las 22 centrales que han estado en régimen de parada en los últimos años. En Asia se construirán 60 nuevos reactores en 15 años fundamentalmente en China e India. La tecnología nuclear presenta grandes ventajas como los bajos costes variables, la generación de empleo cualificado y la posibilidad de desarrollar nuevos proyectos de investigación, que permitirían colocar a España en el liderato tecnológico mundial. Por otra parte, la presión social y política en contra de las centrales nucleares unido al tema de los residuos nucleares de larga duración, aún sin resolver, suponen sus mayores desventajas. En este ámbito de desarrollo internacional de la energía nuclear, quizás España podría reconsiderar la opción de la moratoria nuclear y encontrarse en esta lista. Esta situación se daría sólo en el caso de demostrarse que los actuales diseños de reactores de tercera generación suponen una mejora de la seguridad y una reducción notable de los costes de producción, en especial, afectaría a esta decisión el desarrollo del EPR de Flammanville en Francia y los nuevos reactores ingleses. En este caso, no se podrían considerar nuevos reactores nucleares en España hasta más allá de Probablemente en caso de desarrollarse algún nuevo proyecto, éste se realizaría en el emplazamiento de una central ya obsoleta, por evitar la oposición local a la nueva central. 193

211 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico En cualquier caso, el escenario más probable vendría dado por un caso tipo business as usual, donde la incertidumbre de funcionamiento de las centrales ya existentes se mantendría toda su vida, si bien, el miedo a la retirada de estas centrales por el impacto que puede tener sobre el balance energético, las emisiones de CO2 y la dependencia energética exterior, harían que finalmente las centrales mantuviesen su operación hasta finalizar su vida útil a los 60 años desde su puesta en marcha, siempre y cuando éstas fuesen capaces de demostrar que son capaces de funcionar de forma eficiente y segura hasta entonces. En el caso más pesimista las centrales nucleares seguirían funcionando hasta alcanzar una vida útil de 40 años, bajo las cuales fueron diseñadas. Este caso resulta demasiado poco probable, por lo que como escenario de baja producción nuclear se podría considerar la retirada de Garoña a los 50 años, por ser la central más antigua y por los problemas que ha presentado. En el escenario de alta producción nuclear, el Foro Nuclear en su prospectiva al año 2030, que será analizada en el capítulo correspondiente, admite un potencial de desarrollo nuclear de entre 20 y 25 GW, de los cuales, por razones técnicas y conflictos socio-políticos, se podrían construir antes del año 2030 entre 15 y 18 GW, lo que supondría del orden de 8 a 10 emplazamientos, los cuales contarían con una potencia instalada de entre y MW cada uno. 3 Tecnología de carbón: Las centrales de carbón se caracterizan por funcionar según un ciclo de rankine con agua. El ciclo de rankine se caracteriza por constar de cuatro etapas: Aumento de presión del agua líquida por medio de bombas. Calentamiento del agua en la caldera. Turbinación del vapor. Enfriamiento y condensación del vapor para volver a realizar el ciclo. 194

212 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Figura 30. Esquema termodinámico de un ciclo de Rankine Sobre un ciclo de rankine básico, es posible realizar incrementos del rendimiento de diversas formas: Incremento de presión en la caldera: Se eleva la presión en la caldera. Se incrementa la humedad a la salida de la turbina, lo que puede producir erosión sobre los álabes de la turbina debido al impacto de gotas a alta velocidad, problema que se resuelve recalentando el fluido. Reducción de la presión del condensador: Reduce la temperatura media de rechazo de calor. Incrementa la humedad a la salida de la turbina. Está por tanto limitado por los medios de enfriamiento. Necesita un desgasificador para evitar la entrada de aire al circuito debido al vacío. Sobrecalentamiento a alta temperatura: Se incrementa la temperatura media de adición de calor. Reduce la humedad a la salida de la turbina. Está limitado por los materiales de la turbina, que deben soportar las temperaturas. Recalentamiento: Se emplea a altas presiones de caldera, porque reduce la humedad a la salida. Incrementa la temperatura media de adición de calor. Se pueden realizar varios recalentamientos, lo que aumenta la temperatura media de adición del calor. 195

213 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Regeneración: Incrementa la temperatura media de adición de calor mediante precalentamiento con vapor extraído de la turbina. Los precalentadores pueden ser abiertos (de mezcla) o cerrados (de superficie), donde los abiertos requieren el uso de bombas mientras que los cerrados tienen peores coeficientes de transferencia de calor. Respecto al combustible, el carbón es una sustancia fósil formada por descomposición parcial de materia leñosa en ausencia de oxígeno y sometida a la acción de la humedad, de fuertes presiones y temperaturas. Existen varios tipos de carbón que, ordenados según la edad geológica son: Turba: Se trata de un carbón de poca edad y con bajo poder calorífico. No es viable como combustible para centrales térmicas. Lignito pardo: De textura blanda (como tierra arcillosa). Su contenido energético o PCI ronda las kcal/kg Lignito negro: Posee un PCI del orden de kcal/kg Hulla: Posee un PCI superior, en torno a las kcal/kg Antracita: Con un poder calorífico similar al de la hulla, contiene menos volátiles y presenta mayor dureza. Se presenta la siguiente tabla a modo de resumen: PCS (kcal/kg) % Volátiles % Humedad Antracita Alto (>5000) Bajo(<14%) Medio (<15 %) Hulla (bituminosa) Alto (>5000) Medio (14-35%) Medio (<15%) Hulla Subituminosa Medio (<5000) Alto (25-50%) Medio/alto (<30%) Lignito pardo Bajo (<3000) Alto (25-50%) Alto (30-55%) Tabla 15: Clasificación de distintos tipos de carbón En España existen cuencas mineras y por ende centrales térmicas de lignitos pardo y negro y de hullas y antracitas. En función del tipo de combustible que se queme, así se diseñará la caldera de la central. 196

214 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El carbón se extrae de minas terrestres y en función de la capa geológica en la que se encuentre situada la veta, se tratará de minas a cielo abierto o de minas subterráneas. En España, sólo se cuenta con minas subterráneas, las cuales suponen mayores costes de extracción, dado que la extracción se ha de realizar con martillos neumáticos, de forma prácticamente manual, mientras que las minas de ciclo abierto cuentan con grandes rotopalas excavadoras. Las minas subterráneas, también suponen mayores problemas de seguridad para los trabajadores. Además, el sector minero está fuertemente subvencionado en España bien directa o indirectamente, a través de primas al consumo de carbón nacional que perciben las centrales térmica actuales. Respecto a las actuales tecnologías de generación con que se cuenta en centrales térmicas de carbón son: Centrales de carbón pulverizado Supercríticos Ultrasupercríticos Centrales de caldera de lecho fluido atmosférico Centrales de caldera de lecho fluido a presión Gasificación en ciclo combinado (GICC) En las centrales de carbón pulverizado se pulveriza el carbón en finas partículas (por debajo de 300 µm para el 2% del volumen y menos de 75 µm para el 75%) y se introduce con una corriente de aire en la caldera. La combustión se realiza a º C, dependiendo del tipo de carbón. Se trata de una tecnología madura (aproximadamente el 90% de las centrales en explotación usan este tipo de configuración). En este tipo de configuración la caldera se diseña específicamente para el tipo de carbón que se vaya a quemar en ella, por lo que son centrales poco flexibles ante cambios en el tipo de carbón. Este tipo de centrales ofrecen una alta disponibilidad y los rendimientos de las centrales en construcción varían entre el 33 y el 37% en función de la calidad del combustible. Por suparte, la tasa de emisión se sitúa en torno a 0.8 toneladas de CO2 por MWh. 197

215 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Este proceso no es recomendable para carbones con alto contenido de cenizas. Es la tecnología más apropiada para combinarla con co-combustión. Por eso los proyectos suelen estudiar conjuntamente la producción con carbón y biomasa, por ejemplo, en Holanda, la central de Gelderland, entre otras, en las que se combina la tecnología de carbón pulverizado y biomasa. Este tipo de centrales está evolucionando a centrales supercríticas, donde el fluido de trabajo pasa a funcionar en la zona por encima de la campana que conforma la curva crítica del fluido de trabajo que se ha podido ver en el diagrama de Rankine representado anteriormente. En las centrales supercríticas supone un rendimiento del 45%, mientras que análisis de los tecnólogos afirman que se alcanzará el 50% en el futuro. El coste de inversión es de /kw Las centrales de carbón supercrítico (vapor a más de 650º C y presiones mayores a 30 MPa) presentan pocas diferencias tecnológicas con las centrales convencionales (carbón subcrítico). Las diferencias están principalmente en las bombas de agua de alimentación y el equipo de refrigeración en alta presión y en la necesidad de utilizar materiales con mejores propiedades, y por tanto, más caros. Los rendimientos que pueden alcanzar varían entre un 37% y un 43%. Los requerimientos de carbón son un 21% menores a los que una central subcrítica de la misma potencia requiere. Existen más de 400 plantas de este tipo en funcionamiento en el mundo. Ventajas: Las centrales de carbón supercrítico reducen las emisiones de CO2 y otros contaminantes, al utilizar menos combustible por unidad de electricidad producida. Se pueden conseguir reducciones de emisiones de hasta un 20% Son plantas flexibles en cuanto al combustible que pueden utilizar. Únicamente el 8% de las Centrales Térmicas de carbón instaladas en la UE-15 tienen una eficiencia de más del 40% 198

216 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Los principales referentes tecnológicos de ciclos supercríticos se encuentran en Dinamarca y Alemania: En el año 2002 se construyó una planta en Niederhaussem (Alemania) con una eficiencia del 45,2%. La potencia neta de esta planta es de 965 MW. La temperatura del vapor vivo de 580º C y la presión de 275 bar. El combustible utilizado es lignito. En Dinamarca existe una planta con una eficiencia de 48,3% en Averdrove con una potencia eléctrica neta de 390 MW. La temperatura del vapor vivo es de 580º C y la Presión asciende a 300 bar. El combustible empleado es carbón bituminoso. En Italia, Enel, se encuentra realizando un proyecto para instalar una central de 3 x 660 MWe con unas propiedades del vapor vivo de 600º C y 270 bar El objetivo en Europa es desarrollar un ciclo Ultra-Super-Crítico. En el año 1998 comenzó un proyecto denominado AD700. El objetivo de eficiencia alcanzaría los 52-55% (comparable con la conseguida por los actuales ciclos combinados). En este caso, la temperatura de la caldera será de hasta 720ºC con una presión de 39 Mpa. En las centrales con caldera de lecho fluido, el carbón se introduce en la caldera triturado donde se quema en un lecho burbujeante. Es un tipo de centrales típicas para pequeñas potencias (menores a 100 MW), que aunque ofrecen menor disponibilidad y su eficiencia es del 39% (menor a las centrales de carbón pulverizado), emite menos al medioambiente y en el futuro se perfila como una tecnología apropiada para carbones con alto contenido en azufres y cenizas. Las tecnologías de lecho fluido incluyen principalmente: Lecho fluido atmosférico Circulante: CFBC (Circulating Fluidised Bed Combustion). Burbujeante: BFBC (Bubbling Fluidised Bed Combustion). Lecho fluido presurizado: PFBC (Pressurised Fluidised Bed Combustion). También se está avanzando en el PCFBC (Pressurised Circulating Fluidised Bed 199

217 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Combustion). Apropiado para carbones con alto contenido de cenizas y de mala calidad. Se han desarrollado proyectos en Suecia y Japón Ventajas: Con lecho atmosférico, la temperatura de combustión se encuentra entre º C, por lo que se produce menor formación de NOx que con el lecho presurizado, aunque se emite más N2O. Se desperdicia más carbón en forma de cenizas en los FBC que en los PCC. En España, un ejemplo sería la reconversión de la central de Escatrón, de 65 MW. Se utiliza carbón en lecho fluido aplicable a los lignitos negros de la zona de Aragón. Aumenta el rendimiento energético en un 10% Reduce la formación de NOx, debido a la baja temperatura de funcionamiento. Consigue mayor retención de SO2, por poder absorber este compuesto en su propio lecho. Tienen mayor flexibilidad en cuanto al combustible que pueden quemar. Destacan a nivel internacional los siguientes proyectos desarrollados: Central de Emile Huchet perteneciente a SNET en Francia, de lecho fluido circulante. Central de lecho fluido a presión en Cottbus (Alemania). El coste de inversión de este tipo de centrales se sitúa en torno a los 1000 /kw. Por otra parte, existen tres tecnologías que se están desarrollando que resultan ideales para procesos de captura y secuestro de CO2: Sistemas de postcombustión. Sistemas de oxicombustión. Sistemas de precombustión. Los sistemas de precombustión requieren la gasificación anterior del carbón, en las centrales tipo IGCC. 200

218 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El proceso IGCC consiste en la integración de la gasificación de productos de base carbónica con un esquema de ciclo combinado, es decir, obtener a partir de carbón un gas sintético formado por CO y H2. Puede alcanzar rendimientos de 40 42% Se precisa de un gasificador, en el que se introduce tanto carbón como agua y oxígeno; a la salida del gasificador se ha de realizar la limpieza de los gases, donde se separan posibles contaminantes y se podría realizar la captura de CO2. Posteriormente, el combustible limpio se quema en una central de ciclo combinado. Figura 31. Esquema de un proceso de gasificación de carbón (IGCC) Ventajas: Se elimina entre un 98,5 y un 99,9% de azufre Se controlan las emisiones de NOx controlando la temperatura en la turbina de gas Se eliminan las partículas con filtros previos a la combustión Requiere la utilización de menor cantidad de agua que el carbón convencional Se requiere menos energía para eliminar el CO2 al estar sometido a presión elevada Los subproductos que se obtienen son inertes 201

219 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico También permite la separación del CO2 y del hidrógeno antes de realizar la combustión. Admite elevado nivel de integración en distintos niveles térmicos: Integración sistemas agua-vapor del gasificador y del ciclo: El agua de alimentación a calderas se precalienta en la caldera de recuperación (HRSG) y se envía al desgasificador para producir vapor saturado que vuelve a la caldera de recuperación (HRSG) para sobrecalentamiento. Integración del nitrógeno entre ASU y ciclo: El nitrógeno residual, tras la separación del aire, es comprimido y mezclado con el gas de síntesis para reducir el NOX y aumentar su potencia en la turbina de gas. Integración del aire entre ASU y ciclo: El aire comprimido que requiere la ASU es extraído del compresor de la turbina de gas. Se trata de una tecnología en desarrollo donde sólo se cuenta con plantas en demostración. El rendimiento actual es del 45% pero en las plantas de alta eficiencia proyectadas para el futuro se prevé que alcancen el 55% de rendimiento. Por su parte, el coste de inversión se estima en 1700 /kw y el coste de operación y mantenimiento es mayor al de las centrales térmicas convencionales. Las tasas de emisión por su parte, son las más bajas de las posibles configuraciones. Aún así, todavía queda por perfeccionar la turbina de gas y aún es necesario realizar mejoras en el sistema de limpieza de gas. Un ejemplo de este tipo de centrales es la planta experimental de Elcogás. Tiene 3 unidades principales: Unidad de gasificación: genera el gas de síntesis Unidad de fraccionamiento del aire: genera oxígeno y nitrógeno Unidad de ciclo combinado: genera electricidad 202

220 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Consta de un diseño nominal con gas de síntesis aunque también es apta para gas natural. El rendimiento de esta central es del 47.12% y al potencia producida del ciclo de gas es MW, mientras que la del ciclo de vapor es MW. La tecnología de postcombustión permite capturar el CO2 a través de los siguientes procesos: Absorción por aminas. Requiere energía, en forma de vapor a baja presión, para la regeneración de la solución de amina. Esto implica una disminución en la potencia neta de la planta lo que se traduce en reducciones de rendimiento de 9 puntos desde el 43% hasta el 34% en supercríticas. Adsorción, en donde por medio de carbón activo se adsorbe el CO2 de los gases. Posteriormente se libera una corriente de CO2 al variar la temperatura o la presión. Uno de sus mayores problemas radica en la necesidad de tratar (enfriar y secar) los gases antes del proceso. Las membranas tienen el inconveniente de la baja presión si se utilizan en postcombustión. La separación por medio de sorbentes sólidos, básicamente CaO, ya ha sido demostrada en pequeños lechos fluidos y se debe verificar su funcionamiento a mayores escalas. Centrales capture-ready. Una unidad se puede considerar capture-ready si, en algún momento futuro, puede ser modificada para capturar el CO2 siendo todavía rentable económicamente su operación. Hacen referencia a nuevas unidades que permitirán, en un futuro, reducir el coste y facilitar la implantación de tecnologías de captura. Respecto a la oxicombustión: El mayor problema de la captura postcombustión es la baja concentración y presión parcial del CO2 en el flujo de gases. Esto se debe al nitrógeno introducido con el aire de combustión. Una opción para capturar mejor el CO2 es sustituir el aire por oxígeno, esencialmente eliminando la mayor parte del nitrógeno. 203

221 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Las tecnologías de oxicombustión queman el carbón usando una mezcla de oxígeno puro al 95% y CO2 recirculado para mantener las temperaturas de diseño y los flujos de calor en la caldera. La concentración final de CO2 supera el 95% y puede ser llevado directamente a la compresión previa al transporte. Su inconveniente es la necesidad de una unidad de separación del aire para el suministro del oxígeno. La energía consumida por esta unidad es el la causa principal de la reducción del rendimiento global de este sistema. El rendimiento obtenido es del 30.6% del orden de los logrados con carbón pulverizado supercrítico con captura de CO2 por absorción. A modo resumen, se presentan las siguientes tablas de costes y tasas de emisión: IGCC (500 MW) IGCC (600 MW) IGCC (500 MW + CCS) Carbón Pulverizado Lecho Fluido Carbón tradicional + CCS Carbón supercrítico Costes de capital* ( /kw) O&M fijo* ( /kw año) 18, ,33 18, ,5 O&M variable ( /MWh) 3 0,7 6 1,7 1,8 3,6 1,5 Coste variable estimado ( /MWh) Rendimiento (%) Tabla 16. Resumen de costes por tipo de tecnología de central térmica de carbón Factor IGCC Lecho fluido atmosférico PC subcrítica PC supercrítica Eficiencia Neta (% PCI) 39,2 43,1 36,0 36,0 42 Emisión CO 2 (kg/mwh) Emisión SO 2 (kg/mwh) 0,07 0,14 1,40 2,50 2,15 Emisión NO x (kg/mwh) 0,05 0,40 0,80 2,30 1,10 Tabla 17. Resumen de tasas de emisión por tipo de tecnología de central térmica de carbón 204

222 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Las nuevas inversiones que se planteen en el futuro en centrales de carbón, serán probablemente de carbón pulverizado con caldera supercrítica. El principal problema de las centrales térmicas de carbón son sus mayores emisiones. Respecto al CO2 sólo se plantea la posibilidad de la captura y el secuestro. Respecto a las emisiones ácidas: Partículas. Existen dispositivos como ciclones, precipitadores electrostáticos, filtros de mangas desarrollados y ampliamente difundidos y según señaló la Comisión Europea hace ya más de una década no representan un problema medioambiental. SOx y NOx. Los SO2 y NOx reaccionan con la humedad del aire atmosférico formándose H2SO4 y HNO3 que son los responsables de la acidificación de la lluvia. Las emisiones de NOx se reducen mediante: Combustión escalonada y medidas de reducción catalítica selectiva (SCR) y reducción no catalítica selectiva (SNCR). Quemadores de bajo NOx combinados con la combustión en dos etapas (OFA) o el reburning Las emisiones de SO2 son directamente proporcionales al azufre presente en el carbón, una solución consiste en alimentar un combustible con menor contenido de azufre. Los procesos de desulfuración de gases se han implantando de manera amplia en todo el mundo siendo la inyección de caliza en medio húmedo el sistema de limpieza con mayor implantación Por ello, las futuras centrales de carbón deberán contar con: Precipitador electrostático para reducir el nivel de cenizas. Sistemas SCR de reducción catalítica para reducir el nivel de NOx emitido. Desulfuración con caliza para disminuir el nivel de emisiones sulfurosas. Sistemas de control de la combustión mediante quemadores de bajo NOx, para evitar que se dispare el nivel de este contaminante. Carbón de alta calidad y con bajo contenido en azufre. 205

223 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico En la siguiente configuración: Figura 32. Esquema de una central futura de carbón Posiblemente en un futuro, toda central de carbón de nueva construcción deberá contar además con sistema de captura y secuestro de CO2. El actual parque de generación de centrales térmicas de carbón consta de una variada gama de centrales, que se instalaron entre finales de los años sesenta y finales de los años ochenta. La mayoría de ellas estaba concebida para quemar carbón nacional y por ello se situaron en las proximidades de las principales cuencas mineras españolas: 206

224 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Figura 33. Localización de las centrales térmicas de carbón actuales Si bien, hoy en día muchas de estas centrales queman una mezcla de carbón donde añaden carbón importado. Para adecuarse a la regulación medioambiental, y especialmente a los límites a la producción que supone el PNRE (Plan Nacional de Reducción de Emisiones), muchas de estas centrales han realizado diversas inversiones: Instalación de desulfuradoras para reducir la emisión e SO2 y sus compuestos. Cambio del combustible quemado, para lo que ha sido necesario el cambio de calderas. Instalación de quemadores de bajo NOx y controles de combustión. Instalación de precipitadores electrostáticos. Lo que se está estudiando actualmente para las centrales de carbón consiste además en: La repotenciación de centrales antiguas, convirtiendo un ciclo de vapor en un ciclo combinado con distintas configuraciones. 207

225 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Aprovechamiento de calores de media temperatura mediante el uso de ciclos rankine orgánico o tipo kalina. Además, desde la Unión Europea se presiona a España para desarrollar centrales que prueben diversas técnicas de combustión limpia y captura de CO2. Co-combustión: Consiste en la quema de una mezcla de carbón y residuos orgánicos vegetales. De forma que teóricamente el ciclo natural del CO2 queda restablecido, dado que el CO2 emitido en la combustión d ella biomasa se compensa con el CO2 que la planta haya absorbido durante su vida. 3.1 Captura y Secuestro de CO2: Se distinguen tres líneas tecnológicas en lo referente a la captura de CO2: Captura post-combustión: la más frecuente es el lavado con monoetilamina, que absorbe el CO2 y posteriormente, por calentamiento en la columna de desgasificación libera el CO2 concentrado, pudiendo volver a utilizarse la amina. Se captura el 90% del CO2. Supone una pérdida de rendimiento, haciendo que el rendimiento baje hata el 25%. El nivel de CO2 en humeos se sitúa entre el 10 y el 15% y se trata un alto volumen de gases. Captura pre-combustión: conversión previa del combustible a hidrógeno, captando el CO2 liberado en este conversión. El hidrógeno como combustible no emite CO2. La périda es mayor, rendimiento total del 20%, pero el nivel de gases a tratar es mucho menor (entre 10 y 40 veces menos de gases que en los humos de salida) Combustión con oxígeno: enriquecimiento del comburente con O2 se pueden obtener concentraciones de CO2 del 80% en los productos de combustión. Esto simplifica el secuestro de CO2 y óxidos de azufre.el volumen de gases a tratar es 4 veces menor que en la post-combustión. En lo referente al confinamiento de CO2 existen diversas posibilidades: 208

226 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico En el mar: inyección profunda en el mar, hasta m, buscando su retención a través de su disolución en el agua, pero podría alterar equilibrio bioquímico del mar (ph, etc.) En estructuras geológicas profundas: utilizando yacimientos agotados de gas o hidrocarburos., acuíferos profundos o cavidades salinas. Estructuras que presenten homogeneidad, continuidad y aislamiento. Confinamiento químico: carbonatación de calcio y magnesio, en una reacción ligeramente exotérmica. Método Descripción Comentarios Coste de captura ( /ton CO 2 ) Adsorción Contacto entre un líquido y el gas de combustión que es capaz de aislar el CO 2 de la corriente Baja capacidad y selectividad de adsorbentes Alto coste No disponible Regeneración compleja Absorción Lecho sólido capaz de retener el CO 2 de la corriente Múltiples procesos probados comercialmente Alta selectividad y eficiencia Criogenia Separación del CO 2 mediante condensación Muy alto consumo energético No disponible Membranas Separación con material selectivo Tecnología en desarrollo Baja selectividad Hidratos - Tecnología prometedora No desarrollada (ni fase experimental) No disponible Tabla 18. Métodos de secuestro de CO2 Existen fundamentalmente tres proyectos de captura de CO2 en todo el mundo: Proyecto Castor (Europa): Objetivo: enterrar el 10% del CO2 producido en Europa a Apoyo del IFP (Instituto Francés del Petróleo) y la Comisión Europea. Presupuesto: 16 M, potencia: 420 MW. En funcionamiento en la planta de Esbjerg (Dinamarca) desde 15 marzo de 2006, elimina el CO2 producido por las chimeneas de las centrales de carbón y lo inyecta y almacena en el subsuelo. Se estima que el coste de captura será del orden de /t. Proyecto FutureGen (EEUU): 209

227 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Anunciado el 7 de febrero de 2003, con una duración de 10 años. Su objetivo es el diseño, instalación y operación de la primera planta con tecnologías integradas de gasificación de carbón, control de emisiones, producción de hidrógeno, producción eléctrica y captura y secuestro de CO2. Se estima una potencia de 275 MW. Presupuesto total de millones de dólares, de los cuales el gobierno estadounidense aportará mil millones. Su construcción comenzará en 2009 y la operación está prevista para Proyecto HypoGen (Europa): Costes capital: /kw. Eficiencia: inicialmente 36-38% (en : 40-42%). Costes variables: inicialmente 6,69 c /kwh (en : 6,11 c /kwh) Otros proyectos de captura de CO2: Estudio realizado en Canadá: Objetivo: analizar los costes de implantar la captura de CO2 para tres centrales existentes: Trenton 6, 156 MW de carbón bituminoso. Shand, 272 MW de lignito Genessee, 391 MW de carbón sub-bituminoso Al mismo tiempo, ya se está desarrollando el proyecto Weyburn, en el que se está inyectando CO2 en 17 pozos petrolíferos procedente de la planta del Norte de Dakota de Great Plains Synfuels. Los costes por tonelada de CO2 recuperada oscilan entre 36 y 55 $ (30-46 /t) En Japón, el proyecto RITE está investigando el almacenamiento oceánico de CO2. El CO2 se transporta en estado líquido en barcos a cientos de kilómetros de la costa, y se inyecta a una profundidad de unos m. Japón también está intentando desarrollar nuevos absorbentes de CO2 más eficientes que los existentes. En España, las posibilidades de almacenamiento de CO2 en depósitos agotados o en vías de agotamiento de petróleo y gas son poco relevantes debido, fundamentalmente, a la escasez de recursos de hidrocarburos. A ello se le suma el 210

228 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico hecho de que los pocos campos de hidrocarburos explotados están siendo destinados a almacenamientos de gas natural. La opción del almacenamiento en las capas de carbón españolas puede resultar localmente muy interesante. En España existen cuencas carboníferas con altos contenidos en metano que, aunque a escala nacional no representen una capacidad de almacenamiento relevante, a escala local pueden dar lugar proyectos de almacenamiento de CO2 con recuperación de metano. Las mayores posibilidades de almacenamiento geológico en España se centran en las formaciones profundas con agua salada dada la gran extensión de las cuencas sedimentarias del país, estimándose que dichas formaciones pueden llegar a albergar grandes cantidades de CO2 de una manera segura y permanente. Figura 34. Mapa de áreas de interés para el almacenamiento geológico de CO2 211

229 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico 3.2 Mercados de carbón: Una de las mayores ventajas con las que cuentan las centrales de carbón como posible inversión es el combustible que queman, que se encuentra en abundancia repartido por todo el planeta: Figura 35. Reparto de la producción mundial de carbón por regiones Además, se estima que existen reservas suficientes de carbón para los próximos 200 años: Figura 36. Evolución estimada de las reservas de combustibles Ambos datos hacen que se pueda suponer que los precios de este combustible se mantendrán estables en el tiempo. En contraposición a otros combustibles como el 212

230 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico petróleo o el gas natural cuyas principales fuentes de suministro están localizadas en zonas conflictivas geopolíticamente y cuyas reservas se prevén decrezcan drásticamente en los próximos 50 años. A este punto habría que añadirle la situación que ha sufrido el carbón en los años 2007 y 2008 y que se prevé que se mantenga hasta 2009 y posiblemente Antes de los años 90, el carbón mantenía un precio estable con una cierta estacionalidad donde los picos de precio se sucedían cada tres años, hasta estas fechas, las minas de carbón, así como los negocios de fletes se mantenían a modo de negocio familiar y estaba muy diversificado. En los años 90 se ha sucedido una serie de fusiones y adquisiciones, haciendo que el mercado de fletes esté gobernado por siete compañías, reduciendo drásticamente la competitividad que antes existía. Lo mismo ha ocurrido con las minas de carbón mundiales. Por otro lado, la demanda mundial de carbón ha aumentado año tras año, especialmente en los países en vías de desarrollo, como China y la India, que aún dependen enormemente del carbón como fuente energética, a diferencia de los países occidentales que han diversificado, a otras fuentes energéticas y no solamente como fuente de energía sino también por los múltiples usos que tiene el carbón en el terreno de la siderurgia. Como se ve en el siguiente gráfico, China es uno de los principales países productores de carbón, pero al mismo tiempo es uno de los principales consumidores China EEUU India Australia Sudáfrica Rusia Indonesia Polonia Otros Figura 37. Reparto de la producción mundial de carbón por países (año 2007) 213

231 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Hasta el año 2007, el balance de carbón de china había permanecido como netamente exportador de carbón, siendo el principal suministrador del sudeste asiático, junto con Australia. Desde el año 2007, la situación ha cambiado. China ha pasado a importar carbón y el resto de países asiáticos han pasado a depender únicamente del mercado australiano y por ende del mercado global. Además, se ha sucedido una serie de problemas en la cadena logística del carbón: Los principales mercados internacionales de carbón son: Newcastle en Australia, que suministra principalmente al sudeste asiático; desde el puerto de Richard's Bay en Sudáfrica se suministra a Europa y al sudeste asiático; las minas de carbón rusas siberianas del Kuzbass, se dedican al mercado ruso y europeo y existen algunos mercados que cobran cada vez mayor importancia a nivel mundial como son el colombiano o el estadounidense; por último, China, al igual que Indonesia habían supuesto los principales suministradores de carbón al sudeste asiático. Estos grandes centros de la minería, se caracterizan por contar con minas de cielo abierto, que nada tienen que ver con las minas españolas. Además, el carbón que se extrae en estos centros tiene una mayor calidad que la del carbón español, no sólo por contar con un mayor poder calorífico, sino porque, la composición que tienen de azufre es mucho menor, lo que supone una menor contaminación por óxidos sulfúricos. Hasta el año 2007, no se habían realizado grandes obras de mejora en la logística de estos centros exportadores, por lo que rápidamente se congestionaron. Son famosas, las colas de 40 barcos que debían esperar para cargar carbón en Newcastle, o las vías del tren ruso, congeladas, imposibilitando el transporte del carbón a puerto. Desde el año 2007 se están realizando obras de mejora y ampliación de los puertos y sistemas logísticos. Se está ampliando la capacidad del puerto de Newcastle, al mismo tiempo que se mejoran las vías ferroviarias que lo conectan con las minas y otro tanto se está realizando en Rusia. Además de estas mejoras, también se está ampliando la capacidad de los puertos colombianos, lo que permitirá aumentar las exportaciones. Al mismo tiempo, ya se ha anunciado la fabricación de varios buques para transporte que estarán listos para el año 2009 o 2010, lo que descongestionaría el mercado internacional de fletes. 214

232 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Aun así. Esta situación ha hecho recapacitar sobre la estabilidad del mercado del carbón y la influencia de factores externos que pueden volver a repetirse. 3.3 Prospectiva del sector del carbón en España a 2030 Se prevé que en el futuro continúe la senda de crecimiento del consumo mundial del carbón, principalmente motivado por el aumento en la demanda energética de China y la India. Para China se prevé la instalación de 250 GW de nuevas centrales de carbón antes de 2010, suponiendo un incremento del 50% en la potencia de estas centrales, por lo que se espera que pase a convertirse en un país importador de carbón; por su parte, la India instalará 94 GW de centrales térmicas de carbón antes de Por la mejora de la logística y las instalaciones de los países exportadores y por el incremento de la flota mundial de buques de transporte, se espera que aumenten las transacciones en los mercados de carbón, convirtiéndose en un mercado global, con un alto nivel de competencia. En concreto España aumentará las importaciones de carbón desde Rusia, Sudáfrica y Colombia principalmente, si bien, también pueden incrementarse las transacciones con Indonesia, manteniendo una diversificación de los aprovisionamientos. Por su parte, el mercado australiano se dedicará por absoluto al abastecimiento de la demanda del sudeste asiático. Las minas españolas resultan poco competitivas en comparación con las minas del resto del mundo, al tratarse de minas subterráneas, que precisan de mayor grado de mano de obra, y que cuenta con peores condiciones de seguridad. Además, el carbón nacional supone, en comparación con el carbón importado, una menor calidad, con mayor grado de impurezas y mayores concentraciones de azufre. Las cuencas mineras españolas suponen en las regiones donde se ubican la única sustentación económica regional. Por ello, el sector minero supone uno de los lobby con mayor presión sobre la clase política. Por lo tanto, el sector minero español, por resultar claramente anticompetitivo respecto a los mercados internacionales de carbón, requiere de una serie de subvenciones directas o indirectas, tales como las 215

233 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico primas al carbón nacional que perciben las centrales térmicas que consumen este tipo de combustible. Por ello, el consumo de carbón nacional se espera que se reduzca hasta la mitad de la producción actual, tal y como establece el Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón , según el cual: Se prevé para 2012 una producción de 9.2 millones de toneladas. Se mantendrá, con un margen de un 5%, la proporción entre minería subterránea (65%) y minería a cielo abierto (35%). Prevé una reducción de la producción nacional para 2012, con respecto a 2005, de un 24%. Estos valores de producción corresponden con el objetivo de mantener la producción indispensable para tener abierta la posibilidad de acceder a las reservas de carbón, en caso de crisis. En cuanto a las ayudas, se reducirán, en el periodo , a razón de un 1.25% anual para la minería subterránea y un 3.25% anual para las de cielo abierto. En promedio, del tonelaje total consumido en la actualidad, el 66% (24 Mt) es carbón de importación. La producción propia (12,1Mt) representa el 33% del consumo y se destina, en su mayor parte, a la generación de energía eléctrica. La proporción del carbón importado en los suministros totales de las centrales térmicas evoluciona al alza, pasando desde un 55,6% en 1997 hasta un 66% en la actualidad. Respecto a las centrales térmicas de carbón, entre 2015 y 2030 se producirá una brusca caída de la capacidad instalada. Corresponde con centrales construidas entre los años 1975 y 1985 y suponen hasta un 67,7% de la capacidad instalada en centrales de carbón. 216

234 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Figura 38. Fin de vida útil de las centrales térmicas de carbón Resulta imprescindible la sustitución de centrales cercanas al final de su vida útil por nuevas centrales supercríticas preparadas para instalar sistemas de captura de CO2 a medio plazo (concepto capture-ready ). Se estima que actualmente se pueden construir centrales supercríticas en España con rendimientos del 44% lo que significa unas emisiones específicas del orden de 700 kg CO2/MWh, y una reducción entre el 25 y 30% sobre las emisiones actuales. Suponiendo un tiempo de construcción de 3 años estas centrales podrán estar en funcionamiento en Las barreras a la instalación de este tipo de centrales no son tecnológicas sino de incertidumbre legislativa (Plan de Asignación de emisiones de CO2, permisos, etc ). Sin embargo, la Comisión Europea estima que en 2030 el carbón constituirá un 15% de la energía primaria consumida en la UE y que un 27% de la electricidad se producirá con carbón. En 2020 se deberán reemplazar más de 200 GW de centrales térmicas de carbón que se retiren por antigüedad en Europa, además de la capacidad necesaria adicional para cubrir los incrementos de la demanda. Por todo ello, resulta bastante probable que desde la Unión Europea y con fines de disminución de la dependencia energética exterior se promuevan nuevas centrales en toda la Unión. 217

235 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El parque existente por su parte sería retirado progresivamente y en especial debido a las limitaciones medioambientales de la directiva GIC. Sin embargo, es muy probable que, al igual que se desarrolló Elcogás, se desarrolle algún proyecto aislado que pruebe nuevas tecnologías, en especial de captura y secuestro de CO2. Al estar esta tecnología muy primada, es posible que se destine producción de carbón nacional para estos proyectos, manteniendo la producción estimada en 2012 para el resto del período. Debido a aspectos de diversificación del mix tecnológico, se podrían instalar nuevas centrales de carbón supercríticas en costa, que consumiesen carbón importado e incorporasen todos los desarrollos medioambientales necesarios. Respecto a la captura de CO2, todos los analistas apuntan a que, a pesar de las nuevas centrales de muestra que se están desarrollando en España, esta tecnología no estará disponible hasta más allá del Por ello, no se considerará que las nuevas centrales cuenten con esta tecnología, a excepción de una planta piloto, similar lo que fue Elcogás, que estaría disponible a partir de 2020, por suponer una planta piloto, al igual que Elcogás, estaría fuertemente subvencionada. En este caso, la ubicación más adecuada para esta central, sería como sustitución de alguna de las centrales ubicadas en la cuenca astur-leonesa, por dos motivos: La cercanía de las cuencas mineras, y el mantenimiento de la minería regional. La formación geológica cercana que permitiría el almacenamiento de CO2. 4 Tecnología hidráulica: Es la mayor fuente de energía renovable del mundo, con el ratio de recuperación mayor de todas las energías renovables, dado que durante su vida útil genera doscientas veces la energía que fue requerida en su construcción. Si bien es cierto que existen otros impactos medioambientales en los que incurre, anegación de terrenos principalmente. En el mundo existen más de 3 millones de MW hidráulicos instalados de los que corresponden a centrales de bombeo. Aún así, se estima que el 70% de los 218

236 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico emplazamientos económicamente factibles están aún por desarrollar, especialmente en países en vías de desarrollo. Se estima un potencial factible de TWh/año de los cuales 8082 TWh/año eran económicamente factibles. Entre 1997 y 2020 están proyectados 3000 GW de nueva capacidad que serán instalados en todo el mundo, más de la mitad en países en desarrollo y economías en transición. Los mayores objetivos de desarrollo hidráulico se los han impuesto principalmente: China, India, Irán y Turquía. Las principales características distintivas de las centrales hidráulicas son: No necesita grandes inflows de agua Pueden absorber energía cuando hay un exceso en el sistema Contribuyen en la disminución de emisiones (térmica operando a carga parcial ante situaciones repentinas de necesidad de generación) Gran capacidad de regulación Control de frecuencia Regulación del nivel de carga, lo que permite a las térmicas y nucleares operar de manera óptima (disminuye indirectamente las emisiones totales del sistema eléctrico) Constituye una reserva rápida disponible ante cambios repentinos de demanda o caída de grupos Podemos encontrar centrales hidráulicas de diferentes tipos: Fluyentes: No tienen capacidad de regulación. Aprovechan saltos hidráulicos para generar la electricidad. Regulables: Asociadas a grandes embalses, permiten acumular el agua de manera que se aproveche en los momentos que más se necesite. Los embalses pueden ser hasta del nivel hiperanual, es decir, que pueden acumular agua entre años consecutivos. 219

237 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Centrales de bombeo: Cuentan con turbinas reversibles que, aprovechando las diferencias de precios, bombean el agua a embalses elevados, consumiendo electricidad, cuando el precio es barato y producen electricidad cuando el precio es caro. Existen centrales de bombeo puras y mixtas. Los bombeos puros son aquéllos cuyo único aporte procede del agua bombeada, mientras que los bombeos mixtos tienen un aporte extra de agua fluyente. Los bombeos pueden ser además de dos tipos: diarios y semanales, la diferencia procede de al capacidad que tienen éstos para cargar y descargar el vaso superior. Características del bombeo: Generación hidráulica con dos depósitos de agua, con gran diferencia de cota, unidos por tuberías en las que se intercalan un equipo de turbinas/bombas que bombean el agua al depósito superior en horas valle y la turbinan al depósito superior en horas punta. Funcionamiento aproximadamente entre y horas equivalentes a plena carga anuales. Cuentan con tamaños superiores a los 100 MW, para lograr economías de escala. El potencial de desarrollo viene condicionado por la escasez de emplazamientos y un coste de inversión elevado. Los costes variables (el precio de la electricidad en horas de valle) presentan una baja volatilidad. Está favorecido por modelos de mercado que permitan precios valle muy bajos como es el caso del Mercado Marginalista Un escenario de sobrecapacidad puede no dañar excesivamente a la rentabilidad del bombeo puro por lo que puede ser la inversión más segura a largo plazo. La eficiencia se sitúa entre el 70 y el 85% El plazo de construcción es elevado, entorno a los 5 años. El impacto ambiental de los bombeo es bajo (impacto visual) La vida media de un bombeo puro es de 50 años. 220

238 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico 5 Turbinas de gas: Son instalaciones térmicas que suponen un alto rendimiento, una moderada inversión, una elevada rapidez de respuesta y una alta flexibilidad operativa Son necesarias principalmente para cubrir las puntas de demanda del sistema, junto a la hidráulica regulada y, en particular, el bombeo puro. Existen dos tipos de generación térmica adecuados para la cobertura de demanda punta: 5.1 Planta de back-up : Funcionan muy pocas horas al año, en las que tienen que recuperar su inversión. Deben contar con una alta disponibilidad, rapidez de arranque y gran flexibilidad. Por todo ello, mejoran enormemente la fiabilidad del sistema. Los costes de inversión son relativamente bajos. Cuentan con un rendimiento moderado. Ejemplos: TG convencionales, motores diesel, 5.2 Planta peaker : Funcionamiento en todas las horas punta. El tamaño típico de estas instalaciones varía entre 5 y 100 MW. Los costes de inversión son relativamente moderados. El rendimiento es mucho mayor. Cuentan con plazos cortos de construcción. Emisiones moderadas: 0.48 kg/kwh de CO2 y 0.43 g/kwh de NOx No requieren grandes superficies ni agua de refrigeración en grandes cantidades, al contrario que las instalaciones térmicas convencionales. El tiempo de arranque es de hasta 20 minutos. Ejemplos: Turbinas gas última generación 221

239 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El rendimiento tan elevado se logra mediante el uso de intercooler en la etapa de alta presión del compresor, aunque el rendimiento dependerá de: Variaciones de carga: Sensibilidad moderada Condiciones ambientales (presión y temperatura): Sensibilidad media La vida media de la turbina de gas es de 20 años. La siguiente tabla supone un resumen de distintas variables de las turbinas de gas actuales: Back-up Peaker Mid-Merit (TG, motores diesel...) (TG última generación) (CCGT) Rendimiento (%) Inversión ( /kw) Costes O+M (M ) 0,5 0,9 1,8 C. Variables ( /MWh) Disponibilidad (%) Plazo construcción < 1 año 1 año 2,5 años Prod. anual (GWh) Tabla 19. Características de las tecnologías que usan turbinas de gas Si se estima que el funcionamiento de la planta será inferior a las 400 horas anuales, la mejor opción son las plantas tipo back-up. Para funcioamientos superiores a las horas anuales (total de horas de punta), la planta peaker resulta menos competitiva que otras tecnologías térmicas, como el ciclo combinado. Para un funcionamiento de aproximadamente horas anuales, se requerirían plantas peaker o de bombeo puro. Por otra parte, las plantas peaker presentan muchos riesgos, dado que tienen que recuperar sus costes de inversión en muy pocas horas al año y dependen de que no haya suficiente generación instalada en el sistema para abastecer por completo las puntas de demanda. 222

240 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Además, por consumir un combustible fósil, están expuestos a la volatilidad de los mercados internacionales, dado que tienen que comprar el combustible con adelanto y trasponer ese coste directamente al mercado eléctrico, en competencia con el resto de centrales. 5.3 Mercados internacionales de gas natural El gas natural se encuentra concentrado principalmente en los países productores de petróleo, dado que ambos productos precisan del mismo proceso geológico para su formación y de hecho el gas natural se suele encontrar en las bolsas de petróleo. Incluso hoy en día, este gas no se aprovecha y se quema en las antorchas que caracterizan los pozos petrolíferos. Los principales yacimientos de gas natural se encuentran en Argelia, el Mar del Norte (aunque están en clara recesión), Nigeria, Trinidad y Tobago, Estados Unidos, Omán, Quatar, Nigeria y Rusia. Desde ellos, el gas natural se transporta a los países consumidores a través de tubos conectados directamente con los yacimientos o bien a través de barcos, en forma de gas natural licuado (GNL), para lo cual es necesario contar con una serie de instalaciones licuefacción en los países productores y de regasificación y almacenamiento en los países consumidores. España no cuenta con grandes yacimientos de gas natural (o está prácticamente agotados) pero cuenta con un gasoducto submarino que conecta con Argelia y se está construyendo un gasoducto más, sin embargo, el crecimiento de la demanda de gas natural ha hecho que el GNL se haya desarrollado enormemente en España a diferencia de otros países europeos. Debido a los elevados costes que suponen los procesos de prospección y a la escasa liquidez económica con que contaban los países productores, el gas natural se ha comerciado a través de contratos de largo plazo entre país productor y empresa consumidora de hasta 15 ó 20 años donde el precio del contrato se basaba principalmente en el coste de sustitución del combustible al que reemplazaba, normalmente el petróleo, de ahí que el precio de ambos productos vayan siempre ligados. 223

241 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Independientemente, se han creado otros mercados internacionales de gas natural, sobre los que también se negocian contratos financieros. Estos mercados se denominan hubs y están vinculados al GNL, más que al gas natural circulado por tubo. Destaca el Henry Hub como índice de referencia en Estados Unidos, Zeebrugge como índice de referencia para el gas natural del Mar del Norte (Reino Unido principalmente) y el TTF como referencia para la Europa continental. Además, existen otros índices de referencia para el gas natural, en España, la CMP o antigua tarifa del gas, estaba basada en el coste del contrato histórico que Enagás tenía con Argelia. En Alemania el BAFA indica el coste medio de las importaciones de gas natural. 6 Cogeneraciones: Las cogeneraciones son instalaciones que generan al mismo tiempo calor y electricidad. La generación de electricidad se puede producir en procesos de cola o de cara. En los procesos de cara, se genera electricidad y se aprovecha parte del vapor generado para otros usos. En los procesos de cola, se aprovechan los calores residuales de otro procesos para producir electricidad. Normalmente se requiere de intercambiadores de calor y calderas de recuperación entre ambos procesos. Las cogeneraciones implican un mayor ahorro de la energía primaria utilizada en ambos procesos. Supone por tanto un incremento de la eficiencia de la instalación. Además, la cogeneración supone un tipo de generación distribuida, es decir, que se conecta directamente a la red de distribución. La generación distribuida implica menores inversiones a realizar en el desarrollo de las redes de transporte y distribución. De cara a la instalación propia, la cogeneración ofrece además mayor seguridad de suministro, dado que, ante problemas en la red de distribución, la cogeneración podría suministrar electricidad a la instalación en régimen de isla. La mayor parte de cogeneraciones en el mundo están asociadas a procesos industriales, pero también se pueden encontrar cogeneraciones de menor capacidad 224

242 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico en invernaderos, depuradoras o en plantas de tratamiento de residuos y en instalaciones hospitalarias (principalmente asociadas a las lavanderías) Recientes estudios de la Unión Europea demuestran la rentabilidad de plantas de cogeneración en viviendas de más de 1000 metros cuadrados, donde la caldera produce calor tanto para calefacción como para producción de electricidad. Las tecnologías que se suelen usar para la cogeneración son: Turbina de gas de ciclo combinado con recuperación de calor. Turbina de contrapresión sin condensado. Turbina con extracción de vapor de condensación. Turbina de gas con recuperación de calor. Motor de combustión interna. Microturbinas. Motores Stirling. Pilas de combustible. Motores de vapor. Ciclo de Rankine con fluido orgánico. Los combustibles utilizados pueden ser: Gas natural. Gasóleo. Biogás: Procedente de las instalaciones de tratamiento de residuos ganaderos y urbanos, de vertederos o de depuradoras. Biomasa: Ya sean de residuos agrícolas, forestales o bien de cultivos energéticos. Desde la Unión Europea, se intenta promover de forma especial la cogeneración con consumo de biomasa, por la reducción de la dependencia energética exterior que supone. 225

243 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico La cogeneración de por sí no resulta rentable, sin embargo el ahorro de energía y la mayor eficiencia, hacen que se la considere como energía de régimen especial. Perciben una serie de primas y se regula actualmente según el RD 661/ Ciclos Combinados: El ciclo combinado es la tecnología que ha permitido la verdadera liberalización de los mercado eléctricos, al romper las economías de escala con las que típicamente contaba el sector y por suponer un tipo de centrales de alta eficiencia. Se define ciclo combinado como el acoplamiento termodinámico de dos ciclos termodinámicos distintos, uno que opera a baja temperatura y otro que opera en alta temperatura, donde el calor residual del ciclo a alta temperatura se utiliza como aportación de calor para el ciclo de baja temperatura. Dentro de la gama de ciclos combinados, el ciclo gas-vapor es el más frecuente. En este tipo de esquemas, el ciclo a alta temperatura funciona según un ciclo de Brayton a modo de turbina de gas en ciclo abierto, mientras que el ciclo a baja temperatura funciona según un ciclo de Rankine mediante una turbina de vapor. Entre ambos ciclos se encuentra la caldera de recuperación, el principal elemento del ciclo combinado. Figura 39. Diagrama TS del ciclo combinado gas-vapor 226

244 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Frente al rendimiento típico de una central térmica funcionando según un ciclo de Rankine del 38%-45%, el ciclo combinado obtiene rendimientos mucho mayores, por poder funcionar en un rango de temperaturas mayor, alcanzando rendimientos que varían entre el 49% y el 58% Este aumento de eficiencia resulta en una disminución de las emisiones. Como además, el combustible es gas natural, que supone un combustible mucho más limpio que el carbón, las emisiones ácidas del ciclo combinado son mucho menores, haciendo que esta tecnología es más sostenible medioambientalmente. Las central de ciclo combinado se caracterizan además por contar con unos plazos de construcción mucho menores que el resto de tecnologías, del orden de dos años y medio frente a los cuatro años de una central térmica de carbón o los cinco de una nuclear, lo que resulta en un menor coste de inversión. Además, por contar con dos ciclos separados, el ciclo combinado permite incluso disminuir el tiempo de ejecución, al permitir que funcione el ciclo abierto de gas mientras se desarrollan las obras de montaje del ciclo de vapor. La modularidad y la estandarización de las piezas del ciclo combinado ofrecen mayor fiabilidad en caso de fallo. Otra de las características fundamentales del ciclo combinado que hacen que éste resulte mucho más interesante es la flexibilidad que ofrece, especialmente valioso para el Operador del Sistema, permite variar un 10% de la carga por minuto y realizar el arranque de la central en caliente en cuarenta minutos o en dos horas si se hace en frío. Esta características permite que ante grandes variaciones de la carga neta del sistema, por ejemplo ante variaciones importantes de la producción eólica, el ciclo combinado pueda soportar al sistema, evitando fallos inesperados por falta de reserva rápida programada en el sistema. El funcionamiento del ciclo combinado es sencillo. Por un lado se realiza el ciclo de Brayton: Se comprime el aire de entrada al ciclo, Se mezcla el aire comprimido con el gas natural y se quema en la cámara de combustión, 227

245 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El fluido se expande y mueve los álabes de la turbina de gas. Posteriormente, los humos de salida pasan a través de la caldera de recuperación, calentando el agua que realiza el ciclo de Rankine: El agua líquida es bombeada, aumentando la presión, tras pasar por la caldera de recuperación, es calentada hasta pasara fase vapor, el vapor mueve los álabes de la turbina de vapor, posteriormente se enfría el fluido hasta condensar de nuevo. El elemento principal es la caldera de recuperación. La caldera de recuperación suele constar de tres fases en las que se intercambia calor entre los humos de salida del ciclo de Brayton, a distintas temperaturas y el agua del ciclo de Rankine: Economizador Evaporador Sobrecalentador Existen diversas configuraciones de ciclos combinados en el mercado, la elección del tipo concreto dependerá de las necesidades del sistema y los servicios que se pretenda ofrecer con la planta: Configuración monoeje 1x1 con embrague. Ventajas: Requiere un alternador menos que la configuración multieje. El generador, al estar ubicado entre la turbina de gas y la de vapor, proporciona un mayor equilibrio a todo el conjunto. Menor coste de inversión que la configuración multieje. Menor coste de obra civil. Esto es debido a la menor altura necesaria del pedestal del turbogenerador, al poder disponer el condensador de forma axial. Puente grúa de menor luz que la configuración multieje. Menor espacio requerido que la configuración multieje. El embrague permite un sistema de arranque más sencillo al poder independizar el rodaje de la turbina de gas de la de vapor. A diferencia del monoeje sin 228

246 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico embrague, en esta configuración no es necesaria una caldera auxiliar para el calentamiento previo del vapor en el arranque de la turbina. Inconvenientes: Menor flexibilidad de operación que la configuración multieje, ya que en general esta configuración no suele llevar chimenea de by-pass. Evacuación de energía a través de un solo generador y por tanto, menor fiabilidad del conjunto. En la configuración multieje cada alternador a través de su transformador puede alimentar sistemas de transporte con diferentes tensiones. Mayor dificultad en la revisión del generador, al tener que desplazarlo lateralmente para poder extraer su rotor. No es posible el montaje y la puesta en marcha por fases, a diferencia de la configuración multieje. Configuración monoeje 1x1 sin embrague. El hecho de disponer el generador en un extremo facilita su revisión e inspección. Al no poder situar el condensador axialmente, esta configuración requiere un pedestal de mayor altura y mayor inversión en obra civil que en la configuración monoeje con embrague. Frente al resto de configuraciones, el arrancador estático de la turbina de gas es de mayor potencia, al tener que arrastrar la turbina de vapor en el inicio del rodaje. Requiere una caldera auxiliar en los arranques para proporcionar vapor de cierres, vapor de vacío, si éste se hace con eyectores, y refrigeración inicial de la turbina de vapor durante el rodaje. Configuración multieje 1x1. Ventajas: Posibilidad de funcionamiento con sólo la turbina de gas, derivando los gases a la atmósfera si fuese necesario. 229

247 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Mayor disponibilidad de la turbina de gas, al poder operar ésta en caso de avería de la turbina de vapor. Admite el condensador con disposiciones axial e inferior. Al disponer de dos alternadores puede suministrar energía eléctrica con dos tensiones. Fácil mantenimiento de generadores y turbinas. Inconvenientes: Requiere dos alternadores y dos transformadores con el consiguiente incremento de inversión. Mayor necesidad de espacio. Puente grúa más grande. Configuración 2x1. Ventajas: Menor coste de inversión que dos monoejes de la misma potencia (aproximadamente un 10%). Mayor flexibilidad de operación, al posibilitar el funcionamiento con una turbina de gas y una turbina de vapor y arrancar de forma rápida la segunda turbina de gas. Mejor rendimiento a cargas parciales, y especialmente al 50% de carga, al poderse reducir la potencia en solo una de las turbinas de gas. Fácil acceso para el mantenimiento de los generadores. Equipos de arranque estáticos de turbina de gas pequeños. No es necesaria caldera auxiliar. Posibilidad de emplear alternadores refrigerados por aire, al ser estos de menor potencia. 230

248 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Inconvenientes: La avería de la turbina de vapor deja fuera de servicio todo el ciclo combinado si no se dispone de by-pass de gases en las turbinas de gas. Aunque la tecnología de ciclos combinados parece madura, existen aún varias zonas de actuación para mejora de rendimientos. El rendimiento de la planta se aumenta de las siguientes maneras: Aumentando la temperatura media de combustión: El aumento de la temperatura media de combustión en general implica un incremento en la temperatura media del foco caliente, y necesariamente un incremento de rendimiento del conjunto de la turbina de gas. Disminuyendo la temperatura del aire de admisión: La disminución de la temperatura en la admisión en general implica una mayor densidad de aire a la entrada del compresor (la relación de comprensión para las distintas turbinas, actualmente en operación comercial, tiene valores entre 1:15 y 1:30). Todo ello permite unos incrementos significativos de potencia de la máquina, pero además un aumento del rendimiento por la disminución en la temperatura media del foco frío que se produce. Reduciendo la temperatura de los gases de escape: Temperaturas de escape altas son en general un indicio de baja eficiencia en la producción de trabajo en un ciclo termodinámico. La disminución de la temperatura en el escape de la turbina de gas contribuye a la reducción de la temperatura media del foco frío, y por tanto al incremento del rendimiento del ciclo Brayton empleado. No obstante, para el caso concreto de acoplamiento de la turbina de gas en un ciclo combinado, las ineficiencias asociadas a altas temperaturas de los gases de escape se compensan en parte con la recuperación de calor en la caldera y el posterior aprovechamiento del mismo en el eje de la turbina de vapor. Aumentando la relación de compresión del compresor: Puede demostrarse que, si los rendimientos de las máquinas que componen la turbina de gas fuesen la unidad, el rendimiento de la turbina de gas crecería indefinidamente con la 231

249 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico relación de compresión. Los rangos de relaciones de compresión con los que se trabaja actualmente permiten incrementos de rendimiento significativos con el aumento de relaciones de compresión. Un efecto lateral que se produce con el incremento de la relación de compresión es la tendencia a la disminución de las temperaturas de escape de la turbina de gas no interesante si de lo que se trata es de recuperar calor en la caldera de recuperación de calor para cogeneración. Mejorando los componentes intrínsecos de la turbina de gas: Minimización de fugas a través de los cierres, mejoras en el perfil aerodinámico de los álabes que componen tanto el compresor especialmente como la turbina, mejoras en el sistemas de refrigeración de la turbina, limpieza del aire, etc., implican aumentos de potencia, de rendimiento y de la fiabilidad de la turbina de gas. Los ciclos combinados están muy afectados por la temperatura ambiente. El caudal y la velocidad del vapor en el anillo de escape de la turbina de vapor (capaz de producir hasta el 15% de la potencia total de la máquina) dependen de la cantidad de vapor producido en la caldera de recuperación y de la presión de escape. Asimismo, el vacío del condensador depende de la temperatura del circuito de refrigeración. El diseño de la turbina de vapor y la filosofía de control de la planta deberá tener en cuenta todas estas variaciones para mantener la presión y la velocidad en el anillo de escape dentro de límites razonables. Estos fenómenos son especialmente acusados en ciclos combinados refrigerados con aerocondensadores y torres de refrigeración (tanto de tiro natural como de tiro forzado), en los que la temperatura y humedad del aire experimenta grandes variaciones entre las estaciones de verano e invierno. Otros factores a tener en cuenta en el diseño del escape de la turbina de vapor son la postcombustión y la cogeneración. En la primera, el aumento de temperatura y caudal en los gases de escape de la caldera puede cambiar las condiciones y el caudal del vapor, y en la segunda, la extracción de vapor reduce el caudal que llega al escape de la turbina. Ambas consideraciones deben ser tenidas en cuenta a la hora de establecer el diseño del escape. En lo que se refiere a las calderas con postcombustión, aunque pueden construirse calderas de recuperación con 232

250 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico quemadores y aporte de aire adicional, las modificaciones constructivas normalmente se limitan a la instalación de quemadores en el conducto de gases a la entrada de la caldera. Ello permite que se pueda utilizar el exceso de oxígeno de los gases de escape de la turbina, sin sobrepasar temperaturas admisibles para la placa de protección interna del aislamiento (temperaturas inferiores a 800ºC) y sin modificar, de forma importante, la distribución de superficies de intercambio de la caldera sin postcombustión. Estas calderas normalmente llevan atemperadores de agua pulverizada para regular la temperatura del vapor. Para mejorar el rendimiento de los ciclos termodinámicos, se han realizado las siguientes mejoras: Utilización de ciclos de Rankine supercríticos: De esta forma, se aumenta el rendimiento del ciclo de Rankine, aumentando el rendimiento global de la planta. Para trabajar a tan altas temperaturas es necesario desarrollar materiales más resistentes, lo que podría encarecer el coste de la central. Utilización de ciclos de Rankine con varios niveles de presión: Permite igualmente aumentar el rendimiento del ciclo de Rankine, aumentando el rendimiento global de la planta. Figura 40. Diagrama TS de ciclos combinados supercríticos y con varios niveles de presión respectivamente Enfriamiento del aire de admisión: Aumenta el rendimiento del ciclo de Brayton. Especialmente interesantes para aquellas plantas situadas en regiones con grandes diferencias de temperatura entre verano e invierno. Para ello se han utilizado 233

251 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico sistemas evaporativos (fogging, high fogging) y en los casos en los que no se cuenta fuentes de refrigeración naturales (fuentes de agua), se ha optado por sistemas de refrigeración por absorción a través de un ciclo inverso de agua-amoníaco. Utilización de mezclas como fluidos de trabajo, principalmente agua y alcohol: Permite la absorción de calor a temperatura variable. Figura 41. Características termodinámicas de una mezcla Para mejorar el rendimiento de las máquinas, las tendencias en el diseño evolucionan hacia: El empleo de materiales cerámicos en la cámara de combustión. Recubrimientos cerámicos más fiables en las ruedas sometidas a mayores esfuerzos térmicos. Mejora de la refrigeración, utilizando vapor tanto en las zonas de paso y cámara de combustión como en las primeras ruedas, lo que permite elevar la temperatura en la cámara de combustión (1500 ºC), a la vez que se mantiene o mejora la vida útil de los componentes refrigerados. Emplear como refrigerante vapor, con un calor específico a 400 ºC dos veces superior al del aire a la misma temperatura, permite reducir el espesor de los componentes refrigerados al reducirse los esfuerzos térmicos por disminuir sus temperaturas medias de trabajo. 234

252 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Combustión secuencial, que combina el recalentamiento de los gases y una relación de compresión elevada. Si a esto se le suma una temperatura elevada en la cámara de combustión se consiguen potencias unitarias y eficiencias elevadas. Aumento de la relación de compresión en el compresor. Este aumento en general conlleva un incremento de rendimiento de la turbina de gas al reducirse la temperatura de salida de los gases de escape e incrementarse la temperatura media de aportación de calor. La tendencia en los nuevos desarrollos de las turbinas de gas es a aumentar la relación de compresión del compresor en tanto que la geometría de diseño de álabes y cierres posibiliten mantener rendimientos altos (superiores a 0,9) en el compresor y ruedas de la turbina de gas, a la vez que se minimiza la recirculación de aire y paso de gases a través de los cierres. Para una geometría y materiales determinados en álabes y cierres existe una relación de compresión óptima, y relaciones de compresión mayores dan lugar a menores eficiencias en la turbina de gas. Regulación del caudal de aire de los compresores para adecuar su funcionamiento a cargas parciales. Sobrealimentación en el aire de admisión mediante soplantes u otros sistemas para compensar efectos negativos debidos a la altitud y/o incrementar la potencia suministrada por la turbina en puntas de demanda. 8 Energías Renovables: Se consideran diversas tecnologías: 8.1 Turbinas eólicas: Se componen de una turbina que es movida por unas palas o hélices, normalmente tres, sustentada por una torre vertical y unos cimientos de hormigón. Los cimientos de hormigón suelen ocupar 25x25 metros cuadrados. La torre suele medir 30 metros y se compone de dos o tres piezas que se ensamblan en el mismo parque. 235

253 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico La turbina se aloja dentro de la góndola, junto al generador eléctrico, el freno mecánico, la caja de cambios o los controladores. La máxima generación eólica se produce ante un viento directo que choque de frente con las hélices, dado que en caso contrario se producen turbulencias que implican vibraciones en la máquina. Por ello, las diversas turbinas que componen el parque de eólico se sitúan de manera que se minimicen las turbulencias que una turbina produce sobre la contigua. Además, los molinos actuales cuentan con controles que permiten controlar el ángulo de inclinación de las hélices, optimizándolo. Otro controlador permite rotar la góndola de manera que busque el mayor aporte eólico. Las turbinas eólicas pueden ser máquinas síncronas o asíncronas, si bien la mayorías de las turbinas instaladas corresponden a este segundo tipo. Las máquinas síncronas, de más de 50 kw cuentan con sistema de excitación independiente, mientras que para potencias menores, se suelen tratar de máquinas con rotores de imanes permanentes, dado que se evitan las pérdidas del rótor de esta manera. Si cuentan con reguladores electrónicos pueden controlar la producción y se pueden evitar las cajas de cambios, que suponen los mayores gastos de operación y mantenimiento y las principales fuentes de problemas. Los aerogeneradores asíncronos, por su parte, pueden ser de jaula de ardilla (los más baratos), de múltiples estátores o con ventana trifásica (permiten velocidad variable con un controlador sobre el rótor que es más económico que el del estátor) A través de controladores electrónicos, se permite controlar la potencia reactiva inyectada a la red, frente a los sistemas tradicionales consistentes en baterías de condensadores. A través de sistemas asíncronos doblemente alimentados se es capaz de regular hasta un 60% de la velocidad. 236

254 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico El principal problema al que han tenido que hacer frente los parques eólicos son los huecos de tensión, ante un hueco de tensión, la máquina se embalaría, implicando la posible destrucción de ésta. Por ello, hasta ahora, los aerogeneradores se desconectaban de la red, algo que ya no es sostenible, o bien se ponían las palas del molino en posición de bandera, con lo que el molino deja de moverse e incluso se frena. El principal mecanismo puesto en marcha consiste en resistencias que se conectan al sistema eléctrico cuando se pierde la tensión, de forma que la potencia se disipa en calor. El tamaño de las máquinas varía en función del terreno con que se encuentra, de la localización o de la red a la que se debe conectar el molino. En España se ha optado por generadores de gran tamaño de hasta 2 MW, agrupados en grandes parques eólicos y que se conectan a la red de alta tensión, en contraposición a otros países, por ejemplo Alemania, donde el desarrollo de los parques eólicos ha sido principalmente a nivel de generación distribuida, en forma de pequeñas turbinas conectadas a la red de distribución. A día de hoy se estima que el coste de instalación de un parque eólico es: En el caso de parque eólicos terrestres: 1,15 M /MW. De los cuales, el 73% del coste total viene dado por el aerogenerador y el 12% por el equipo eléctrico y la conexión a la red y el 8% por la obra civil. En el caso de parques eólicos marino (offshore): 2,28 M /MW, de los cuales, el 48% lo suponen el equipo generador y el 30% por la obra civil y el 14% por el cableado submarino y la conexión a la red. Destacan los mayores costes de obra civil de los parques marinos, además de los mayores problemas medioambientales que implican estos parques. 8.2 Centrales de biomasa: Por biomasa se concibe toda la materia de origen orgánico, incluye: residuos forestales o agrícolas cultivos energéticos, residuos de origen animal y residuos de las industrias de la madera y forestales. 237

255 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico La biomasa puede usarse para producir biocombustibles, para usos térmicos o bien para producción de electricidad. El crecimiento en la producción de electricidad se asocia a que las plantas sean de cogeneración con aprovechamiento del calor producido. Otra vía de crecimiento surge de la combustión, a través de la quema de biomasa en centrales térmicas mezclada con los combustibles convencionales. Las centrales de combustión de biomasa suelen contar con dos posibles configuraciones: Ciclo de Rankine, similar al de una central térmica convencional, donde el combustible es la biomasa. Cuenta con bajos rendimientos (27%) y costes elevados. Además, la combustión de biomasa produce residuos ácidos que conlleva a la oxidación de al caldera. Gasificación y combustión en motores alternativos: Cuenta con mayores rendimientos Además se ha de contar con plantas de secado de la biomasa, para aumentar el poder calorífico de la biomasa y evitar problemas de corrosión a causa de la humedad. El principal problema al que han de hacer frente estas centrales es la disponibilidad del combustible, que sólo está disponible en cortos períodos del año. Las plantas grandes, que son más eficientes requieren además de grandes extensiones de las que aprovisionarse (varias provincias españolas). Si bien es cierto que en algunos países ya se están montando mercados de biomasa. 8.3 Energía solar: Actualmente se desarrollan tres tipos de aprovechamientos de la energía solar: La producción de agua caliente (solar térmica) a través de paneles que aprovechan el efecto invernadero y se suelen colocar en las fachadas de los edificios. La producción de electricidad a través de paneles fotovoltaicos. La producción de electricidad aprovechando el aporte calorífico del sol. 238

256 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico La primera de ellas ha sufrido un fuerte empujón a través del Plan de Ahorro y Eficiencia (E4) y del nuevo código técnico de la edificación. La segunda tecnología se desarrolla principalmente a través de huertas solares conectadas a la red, aunque también se pueden encontrar instalaciones en sistemas aislados que funcionan en régimen autónomo mediante el uso de baterías que acumulan la energía en los momentos de sol, para luego poder usarla cuando se requiera. Este tipo de huertas normalmente cuenta con una serie de paneles fotovoltaicos y de un inversor electrónico. Los paneles están compuestos por elementos semiconductores, principalmente el silicio, sobre los cuales, la incidencia de fotones produce una diferencia de potencial y por consiguiente una corriente eléctrica de tipo continuo. Por ello, es necesario un inversor electrónico que transforme la corriente continua en corriente alterna. Los paneles fotovoltaicos deben estar orientados al sur (en el hemisferio norte) con una inclinación de 5 ó 10º menos que la latitud a la que se encuentre la huerta solar, aunque en el caso de encontrarse zonas con abundantes nevadas, la inclinación recomendable es de 45º, para evitar la acumulación de nieve. Las instalaciones de menos de 5 kw suelen encontrarse en sistemas rurales aislados o en tejados de las casas. Las huertas solares suelen contar con paneles de hasta 100 kw, aunque algunas suelen alcanzar 1 MW, aunque algunas instalaciones cuentan con hasta 50 MW. La vida útil de los paneles es de 40 años, si bien, a partir de los 25 años, la potencia se reduce. El ratio producción/extensión ocupada varía entre los 2kWh diarios/metro cuadrado a 8 kwh diarios/metro cuadrado. El principal problema de esta tecnología consiste en la escasez del Silicio, unido a un proceso de fabricación que requiere la purificación de los materiales que maneja materiales químicos bastante peligrosos. 239

257 Potenciales de Desarrollo Análisis tecnológico Las centrales termoeléctricas por su parte, consisten en la concentración de los rayos solares a través de espejos sobre un fluido (típicamente un aceite) que posteriormente transfiere el calor acumulado al agua a través de intercambiadores de calor, para que ésta realice el mismo ciclo termodinámico que en un central térmica convencional. Los concentradores solares pueden ser del tipo: Concentradores cilíndricos parabólicos. Aportan una temperatura de hasta 400ºC. En muchos casos, estas instalaciones requieren de instalaciones quemen gas natural por las noches para evitar que la inercia de calentamiento del fluido durante el día sea demasiado duradera. Planta heliostática con una torre receptora central. Aportan una temperatura de hasta 1000ºC. En este caso, una serie de espejos situados en torno al receptor central reflejan la luz del sol hacia éste, donde se calientan los fluidos que en muchas ocasiones se trata directamente de agua. Discos parabólicos (en este caso suelen llevar asociado un motor Stirling o una microturbina). Suponen la tecnología con mayor eficiencia. Funcionan absolutamente independientes. En el caso de los concentradores cilíndricos parabólicos y de los receptores centrales, se pueden ver asociados a un ciclo combinado de gas natural. Para todos los tipos de aprovechamientos solares se han desarrollado además diversas tecnologías de seguimiento del sol para optimizar el funcionamiento de las instalaciones. 8.4 Aprovechamiento mareomotriz: En este caso, se aprovecha el movimiento de las olas, el de las mareas o las corrientes marinas para mover una turbina que genere electricidad. Suponen pequeñas potencias y además el impacto ambiental de estas tecnologías es muy alto, especialmente en el aprovechamiento de las corrientes marinas. 240

258 Parte III PROSPECTIVA ENERGÉTICA 241

259 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Capítulo 8 ANÁLISIS DE PROSPECTIVAS ENERGÉTICAS Según el Real Decreto 1955/2000 por el cual se desarrolla el marco normativo por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización y suministro eléctrico, se impone la obligación de realizar desde la Administración las labores de planificación del sector eléctrico en el largo plazo. De los resultados de esta prospectiva se determinan las necesidades de ampliación de la red de transporte, por lo que resulta de carácter vinculante para el operador del sistema, por ser también el propietario de dicha red y para los agentes que actúan en el sistema eléctrico por estar conectados a esta red. En el caso de que de esta planificación se concluya la necesidad de nueva capacidad instalada en el sistema para poder cubrir la demanda energética, pero no existan planes de inversión desde capital privado, el Gobierno, amparado según la normativa europea, tendrá la capacidad de realizar subastas ad-hoc para desarrollar dicha capacidad en las zonas conflictivas donde sea necesaria. Las labores de planificación serán realizadas por el Gobierno a propuesta del Ministerio de Economía (actualmente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio) con la participación de las Comunidades Autónomas y deberá ser sometida posteriormente al Congreso de los Diputados. De forma equivalente a la descrita para el sector eléctrico, la ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, establece que en lo referente a la planificación gasista, tendrá carácter indicativo, salvo en lo que se refiere a los gasoductos de la red básica, a la determinación de la capacidad de regasificación total de gas natural licuado para abastecer el sistema, y a las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de hidrocarburos, teniendo la planificación, en estos casos, el carácter obligatorio y de mínimo exigible para la garantía de suministro de hidrocarburos. La planificación anterior comprendía los años 2002 a En el año 2006 se aprobó la necesidad de revisar dicha planificación y por ello en el año 2007 se lanzaron desde 242

260 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas el Ministerio de Industria diversos trabajos con el fin de elaborar un documento de prospectiva energética que alcance hasta Adicionalmente, basándose en los escenarios realizados en la prospectiva anterior, se desarrolló un estudio que alcanzaba hasta el año Desde los diversos lobby energéticos se lanzaron al mismo tiempo y de cara a ofrecer algún consejo o presión sobre el estudio de prospectiva realizado por el Ministerio, también se lanzaron trabajos de prospectiva. En este capítulo se pretende analizar estas prospectivas con el fin de definir el escenario energético más probable que se debe considerar. Además de los estudios de prospectiva realizados por el Ministerio, se analizará el estudio de prospectiva realizado por el Foro Nuclear por petición de UNESA (el lobby energético del que forman parte las cinco grandes empresas eléctricas españolas) y el estudio que realizó el IIT por petición de Greenpeace para demostrar la viabilidad de un escenario energético en el año 2050 basado completamente en energías renovables. 1 Prospectiva energética del MITYC a 2016 En marzo de 2006 se aprobó la revisión de la planificación , cuyo objetivo principal era la identificación de las desviaciones en la previsión de la evolución energética, la actualización de la previsión de la demanda eléctrica y gasista y su cobertura y la revisión de la planificación de las Redes de Transporte de Gas y Electricidad, identificando los proyectos que presentaban desviaciones respecto de la planificación anterior, así como aquellos otros que estaban en estudio o condicionados al cumplimiento de ciertos hitos cuyo cumplimiento permitía afrontarlos. Por último tenía el objetivo de plantear nuevas instalaciones a incluir en la planificación como consecuencia de los incrementos de la demanda. Ya en esta revisión se tuvieron en cuenta los efectos de otras políticas energéticas aprobadas o en fase de aprobación como eran la Estrategia Española de Ahorro y Eficiencia Energética y su Plan de Acción , la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el período , el Plan Nacional de Asignación de CO2 para el período e informaciones de otros planes en fase 243

261 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas de elaboración como el Plan Nacional de Reducción de Emisiones y el futuro Plan de la Minería. Como novedad con respecto a la planificación , en la revisión se incluyó un capítulo dedicado a la planificación de las reservas estratégicas de productos petrolíferos, que también se incluye en la planificación con horizonte En la prospectiva energética 2016 del Ministerio de Industria se pretende establecer una nueva planificación que comprenda el período de los próximos 10 años ( ), teniendo como referencia los planes que a nivel de la Unión Europea se plantean para el horizonte La prospectiva presenta dos escenarios de demanda, el escenario de eficiencia y el escenario de REE, más extremo. La diferencia fundamental entre ambos es la cobertura de la punta de demanda, que se supone cubierta con menor o mayor número de ciclos combinados respectivamente. En ambos escenarios aparece un nuevo equipo de punta constituido por bombeo puro y turbinas de gas de arranque rápido. Este equipo tendrá especial importancia en la regulación del sistema y cubrirá los periodos de punta extrema, teniendo una utilización anual de unas 200 horas constituyendo un grupo total de 6000 MW. Las tecnologías de base no son modificadas en los dos escenarios, manteniéndose constantes entre ellos, y no se prevén problemas de insuficiencia de potencia instalada de cara a Energía y Medio Ambiente En el ámbito medioambiental se incluyen en la presente prospectiva los siguientes planes y sus correspondientes legislaciones: Evaluación medioambiental de los efectos de la planificación energética: Como novedad, y a raíz de la aprobación de la Ley 9/2006 de evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente, a través de la cual se traspone la Directiva 2001/42/CE, relativa a la evaluación de los efectos de 244

262 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas determinados planes y programas en el medio ambiente, se deberá someter la planificación de los sectores de electricidad y gas a un proceso de evaluación ambiental estratégica. Plan de Energías Renovables : El Gobierno español aprobó, en agosto de 2005, el Plan de Energías Renovables (PER) que mantiene los principales objetivos del anterior Plan (Plan de Fomento de las Energías Renovables ), como el objetivo global de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% de energía primaria y el 30,3% del consumo bruto de electricidad, en Añade además el objetivo de lograr un consumo de biocarburantes del 5,83% sobre el consumo de gasolina y gasóleo para el transporte para ese mismo año. En el PER se destaca la importante contribución de la energía eólica y se estima que ésta alcance los MW de potencia instalada en el 2010, frente a los MW previstos en el Plan anterior. Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes Instalaciones de Combustión: Dicho plan supone un paso adelante en la protección del medioambiente, pero tiene una incidencia notable en la planificación energética por los límites que impone a las centrales térmicas. Este Plan tiene por objeto reducir las emisiones totales de óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2) y partículas procedentes de las instalaciones de combustión. Se aprobó a partir de la transposición de la Directiva 2001/80/CE sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión (directiva GIC) en el Real Decreto 430/2004, que obliga a las empresas generadoras a limitar sus emisiones de SO2, NOx y partículas a partir del año 2008, por lo que implica importantes limitaciones al funcionamiento de las GIC a partir de ese año. Con este PNRE-GIC se prevé, a partir del año 2008, una reducción muy importante de las emisiones de SO2, NOx y partículas en las instalaciones de más de 50MW 245

263 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas puestas en funcionamiento con anterioridad a En particular, para aquellas instalaciones que no se han acogido a ninguna de las excepciones contempladas en la directiva GIC, por lo que se les impone el compromiso de no funcionar más de horas entre Las reducciones globales contempladas en el PNRE-GIC representan reducciones, con respecto a las emisiones del año 2001, del 80% del SO2, 11% del NOx y 53% de las partículas. Plan Nacional de Asignación (PNA): Mediante el Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión se determina el número de derechos de emisión de CO2 asignados a los distintos sectores incluidos en el ámbito de aplicación de la Directiva 2003/87/CE y la metodología para su reparto entre las distintas instalaciones individuales. Los compromisos asumidos por España en relación con el Protocolo de Kyoto obligan a que se haga un esfuerzo muy importante para intentar reducir las emisiones de CO2 que actualmente desbordan el objetivo planteado para España en el acuerdo a nivel de UE (incremento en del 15% de las emisiones del 1990). En los Planes del Gobierno se plantea como objetivo limitar el crecimiento de las emisiones al 37% de las del año 1990, cubriendo la diferencia entre esta cifra (37%) y el compromiso europeo del 15% recurriendo a mecanismos de desarrollo limpio (20%) y a sumideros (2%). Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética: Aprobada por el Consejo de Ministros de 7 de Julio de 2005 aunque ya fue tenida en cuenta en la Revisión de la Planificación. Este Plan de Acción centra sus esfuerzos en 7 sectores: Industria, Transporte, Edificación, Servicios Públicos, Equipamiento Residencial y Ofimático, Agricultura y Transformación de la Energía. Establece medidas específicas para cada uno de estos sectores, estimándose que su puesta en marcha generará un ahorro de energía primaria acumulado de doce 246

264 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas millones de toneladas equivalentes de petróleo, el equivalente al 8,5% del total del consumo de energía primaria del año El mayor volumen de ahorro previsto como resultado de la aplicación de estas medidas se localiza en el transporte. Sin embargo, los objetivos que se están planteando a nivel de la Unión Europea sobre medidas de ahorro y eficiencia energética están en la línea de que en 2020 se produzca un ahorro del 20% de la demanda que resultaría de no adoptar nuevas medidas de intensificación de ahorro y eficiencia, así como otros objetivos como que las energías renovables cubran el 20% de la energía primaria en 2020, implican la necesidad de adoptar esfuerzos adicionales para reducir la intensidad energética. En los escenarios contemplados en la planificación se ha incluido uno en el que se proyecta sobre 2016 los esfuerzos que habrían de adoptarse ya para lograr los objetivos señalados a nivel de la Unión Europea para Evolución reciente del consumo energético La intensidad energética primaria (consumo de energía primaria por unidad de PIB) mantuvo una tendencia de crecimiento desde 1990 hasta 2004, registrando en este período una tasa media de crecimiento anual del 0,62%. Esta tendencia fue divergente con la registrada en la mayoría de los países desarrollados, donde la intensidad bajó significativamente. Sin embargo esta tendencia ha cambiado en España en los últimos años, con reducciones de la intensidad energética primaria de hasta el 4,7% en Para reducir la intensidad energética del país se contemplan medidas de fomento de la cogeneración y las energías renovables, por los importantes ahorros que suponen sobre el consumo y el aumento de la eficiencia que conllevan. La potencia instalada de cogeneración ha aumentado desde 488 MW en 1991 hasta una cifra cercana a los MW en 2006, considerando todas las instalaciones englobadas en dicha actividad. Esta cifra se espera que crezca sustancialmente en el futuro debido a la política de apoyo, a pesar del estancamiento en nuevas inversiones registrado en los últimos años. 247

265 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Asimismo, las inversiones y los apoyos destinados a la generación eléctrica con fuentes renovables han permitido que, aún con las fluctuaciones debidas a la hidraulicidad, alrededor del 20% de la electricidad generada provenga de estas fuentes, logrando, asimismo, una mejora de la eficiencia. También se ha producido en los últimos años un gran cambio estructural del abastecimiento, dado que la evolución de la demanda tanto primaria como final de las distintas energías ha sido muy diferente. Con un crecimiento del PIB del 60% en el período , la demanda primaria de gas ha aumentado un 500%, mientras que la de petróleo ha aumentado menos, un 48%, concentrándose progresivamente su uso en el transporte, al estar siendo sustituida esta energía en otros sectores por gas y electricidad. Las energías renovables han aumentado su aportación al consumo de energía primaria en dicho período en un 70%, contribuyendo de forma principal a los objetivos citados de mejora de eficiencia, garantía de suministro y reducción de impacto medioambiental. Es particularmente significativa la evolución de la estructura del consumo eléctrico, con descenso de peso del consumo en la industria y aumento en los sectores doméstico, comercial y servicios, cuyo consumo supone ya el 54% del total. La electricidad alcanza ya el 40% de la demanda energética final de estos últimos sectores, mientras que el gas natural supone sólo alrededor del 15%. Esta evolución se debe al proceso de terciarización de la economía, que se refleja tanto en la estructura de consumos finales como, en particular, en la demanda eléctrica. El sector industrial absorbe actualmente alrededor del 34% de los consumos de productos energéticos finales, incluyendo materias primas, de los que el 28% son productos petrolíferos, 35% gas natural (en 1995 esta cifra era sólo del 18%), 26% electricidad y el resto se reparte entre carbón y energías renovables para usos térmicos. El gas y la electricidad han aumentado progresivamente su participación en el total de los consumos energéticos industriales, sustituyendo con carácter general en todos los subsectores, a los productos petrolíferos, principalmente fuel óleos. 248

266 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas El sector residencial ha incrementado los consumos de energía final desde 1990 a una tasa superior a la media del resto de sectores. El aumento de población y del número de hogares, junto con el del equipamiento en electrodomésticos y climatización ha provocado un importante crecimiento de los consumos de electricidad. Los objetivos medioambientales representan la restricción más relevante en cuanto a tipos de energías a utilizar, tecnologías de transformación y uso final y evolución de la eficiencia energética. La política de liberalización comercial debe ser compatible con estos objetivos. Se trata de lograr objetivos más ambiciosos asumiendo nuevos límites de emisión para algunos contaminantes y posibles cambios en la fiscalidad que soportan las diferentes fuentes de energía. 1.3 Descripción del escenario: Precios energéticos en los mercados internacionales De acuerdo con los escenarios de prospectiva energética estimados por los Organismos Internacionales, en particular por la Comisión Europea, y considerando transitorias las tensiones de precios registradas en los últimos años, se espera un crecimiento estable de la demanda mundial de petróleo, acompañado de oferta suficiente. Esto provocará como tendencia hasta 2011 un descenso de precios del petróleo crudo para Europa, aumentando después a una tasa de crecimiento estable de alrededor del 0,7% anual en el periodo , alcanzando en este último año alrededor de los 48 $/barril en moneda de valor constante del año Los análisis de sensibilidad realizados con escenarios de precios hasta 2016 superiores a los indicados muestran que se registraría una demanda energética menor que la obtenida en el escenario base de este documento, derivada del menor crecimiento económico. En caso de mantenerse los precios del petróleo en valores más altos a largo plazo, la demanda energética se contraería, lo que generaría un margen de seguridad para el sistema, ya que la cobertura se ha calculado para un escenario con una demanda basada en los precios indicados. Los precios del gas natural también crecerán a tasas similares a las del crudo, dado que el aumento previsto de demanda se cubrirá fácilmente por las reservas 249

267 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas existentes, además de las mejoras tecnológicas previstas en exploración y producción. Los precios del carbón seguirán estando por debajo de los del crudo y el gas en todo el período y con crecimiento del diferencial favorable, dado que crecerán a tasas inferiores a las del crudo y el gas. En la UE los precios interiores seguirán una senda similar a la indicada debido al abandono de las producciones más costosas. Figura 42. Precios de las energías importadas en la Unión Europea Precios energéticos en España Se asume una evolución del tipo de cambio /$ que mantenga el diferencial actual a largo plazo, por lo que las tasas de crecimiento de los precios de las energías primarias en España serán similares a las previstas en los mercados internacionales. Por otro lado, el peso de los impuestos sobre el precio final de las energías y productos derivados estará condicionado por la armonización de impuestos especiales a nivel de la Unión Europea, lo que puede suponer un ligero encarecimiento en algunos países, entre ellos España Demografía Las últimas tendencias demográficas indican que se está produciendo un significativo crecimiento de la población en los últimos años derivado, fundamentalmente, del fenómeno inmigratorio. 250

268 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas En este trabajo de planificación, se ha considerado el escenario dado por el INE en sus proyecciones de población, que supone a medio plazo una moderación de las entradas netas de inmigrantes, y que el INE ha establecido de acuerdo con Eurostat. Las entradas netas del extranjero se estiman en torno a las anuales para el periodo de análisis. En este escenario se prevé alcanzar en el año 2016 alrededor de los 45,7 millones de habitantes, partiendo de una cifra de 42,9 millones en Hay que indicar que el propio INE establece paralelamente una cifra de habitantes en 2005 de 44,7 millones, por lo que, si se le añaden las mismas tasas de variación que en la evolución antes citada, llevaría el total de habitantes en 2016 a 47,6 millones, como se indica en el gráfico siguiente, lo que modificaría significativamente las previsiones de demanda de este trabajo de planificación. Figura 43. Evolución de la población en España Evolución económica El escenario establece la hipótesis de un crecimiento estable de la economía y del comercio mundial de bienes y servicios, correspondiendo a la EU-15, según los últimos trabajos de prospectiva energética de la Comisión Europea, un crecimiento medio anual del 1,9% hasta 2010 y del 2,1% en , y a EU-25 un 2% y 2,2% respectivamente. 251

269 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Este crecimiento se considera compatible con los escenarios indicados de precios de las energías primarias. En este contexto, en la economía española, con una política económica estrechamente vinculada a la europea, se prevén tasas algo superiores por la existencia de mayor margen de crecimiento y el efecto igualador que se deriva del proceso de integración. Se estima que la economía española continuará creciendo por encima de la media de la zona Euro, con un 3% de media anual en el periodo de previsión. Esta evolución será paralela a la demanda interna, con un comportamiento moderado del consumo privado y una aceleración de la inversión en bienes de equipo. La inflación mantendrá niveles moderados debido al suave crecimiento del consumo y a la apertura de la economía. Esta estabilidad de precios en la UE mantendrá los tipos de interés bajos, lo que constituye un nuevo impulso a la inversión y al crecimiento económico, contribuyendo además a lograr los objetivos de contención del déficit público Medio Ambiente El escenario tiene en cuenta los condicionantes ambientales derivados de la legislación de la UE, en particular los relativos a la Directiva de Techos Nacionales de Emisión, los límites de emisiones actualmente vigentes sobre SO2, NOx y partículas de la Directiva sobre Grandes Instalaciones de Combustión, Emisiones de Fuentes Móviles y Especificaciones de Productos Petrolíferos, así como los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero. En relación con las emisiones procedentes de Grandes Instalaciones de Combustión, el escenario ha considerado las limitaciones derivadas del Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes Instalaciones de Combustión Existentes (PNRE-GIC), que contempla desde 2008 importantes reducciones de las emisiones de SO2, NOx y partículas de las mismas, en particular a partir del año 2016, donde son más estrictos los requisitos de emisión. En relación con el cambio climático, el escenario contempla la necesidad de reducir las emisiones de CO2 en generación eléctrica derivada de los Planes Nacionales de Asignación de Derechos de Emisión, el PNA 1, del 2005 al año 2007, y el PNA 2, para 252

270 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas el período , con importantes reducciones de los derechos de emisión en relación con las emisiones actuales. También se ha tenido en cuenta que en un horizonte de planificación, que comprende el período , se deberá producir una reducción mayor de las emisiones de gases de efecto invernadero en la UE. Se pasará del actual compromiso del Protocolo de Kyoto de reducir, en su conjunto, un 8% las emisiones en con respecto al año 1990 a unas reducciones que, probablemente, serán del 20% en el año 2020 respecto del año base 1990, lo que comportará la necesidad de un mix de tecnologías de transformación más eficientes, especialmente en generación eléctrica. 1.4 Previsión de la evolución energética española El consumo de energía final en España en el Escenario indicado, se estima que crecerá al 1,8% anual hasta 2011 y el 1,4% anual en , alcanzando Kilotoneladas equivalentes de petróleo (Ktep) en En su estructura destaca el fuerte aumento del peso de las energías renovables de uso final y el descenso del de los productos petrolíferos. Figura 44. Evolución de la estructura del consumo hasta el año 2016 La extensión de redes de gas prevista en la Planificación, permitirá continuar ampliando la disponibilidad de esta energía en todo el territorio y sus ventajas, tanto de rendimiento como de menor impacto en el medio ambiente, llevarán a que el 253

271 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas consumo final de gas continúe creciendo al 3% anual hasta 2011 y al 2,7% anual en el período posterior, resultando una media del 2,8% entre , por encima del conjunto de la energía final. El crecimiento es mayor en el primer período de previsión, debido a que en el segundo se comenzará a registrar un cierto grado de saturación al final del período, junto con los efectos de las medidas de eficiencia energética aplicadas, en particular en el sector doméstico, comercial y de servicios. El gas continuará ganando peso en la estructura del consumo de energía final, alcanzando el 18,1% en La demanda de energía eléctrica final se estima que aumentará a una tasa del 2,9% anual entre y del 2,1% entre , tasa esta última, significativamente inferior al crecimiento medio anual al del PIB previsto en el periodo de planificación. Esta evolución es la esperada para un mercado más desarrollado que el actual y está, en el segundo período, ligeramente por debajo de la tasa de crecimiento de la energía final total, debido a la Estrategia Española de Eficiencia Energética (E4) y a efectos de moderación del crecimiento de la demanda eléctrica en el sector servicios, del menor aumento del número de hogares y del equipamiento de los mismos, junto con la moderación del aumento de capacidad que se viene registrando en los últimos años en sectores industriales cuyo consumo energético es fundamentalmente eléctrico. Intensidad energética final La intensidad eléctrica final (consumo de electricidad/pib) baja significativamente en el periodo de previsión, un 4,5% en todo el período, lo que supone también un importante cambio con relación al período precedente (21,7% de crecimiento entre ). Analizando el ratio del consumo de energía final por habitante, se espera un crecimiento del 1,4% medio anual, valor muy inferior al registrado en el período , un 2,4% medio anual. El consumo eléctrico por habitante crece un 2,3% medio anual en el período frente al crecimiento del 3,5% entre , alcanzando en 2016 el valor de kwh/hab. Y año, desde los kwh/hab. y año de

272 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Consumo de energía primaria El consumo de energía primaria en España crecerá a una tasa media del 1,3% anual entre 2006 y 2016, alcanzando un total de Ktep en el último año del período. Esta tasa de crecimiento de la energía primaria es inferior a la de la energía final, 1,6%, debido al mayor rendimiento de la estructura de generación eléctrica prevista. Esta demanda se obtiene como resultado de sumar al consumo de energía final no eléctrico los consumos en los sectores energéticos (consumos propios y consumos en transformación, especialmente en generación eléctrica) y las pérdidas. Figura 45. Evolución de la estructura del consumo de energía El consumo de petróleo bajará hasta 2011 y tendrá un ligero crecimiento después, debido a la evolución de sus usos finales y a su sustitución por gas en la generación eléctrica. Aunque se mantiene como la principal fuente de abastecimiento energético, perderá casi siete puntos de peso en la estructura de la misma, durante el período de previsión. El consumo de carbón bajará, especialmente en el primer período , tanto en consumos finales como en generación eléctrica, debido en este último caso a los condicionantes medioambientales. 255

273 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas La demanda total de gas natural en 2016 se estima en Ktep. Es la energía primaria que más crece, después del conjunto de las renovables, con un aumento del 3,7% anual hasta 2011 y del 2,4% entre 2011 y 2016, alcanzando su peso en el consumo total de energía un 24,8% en Se estima que el crecimiento de la demanda será menor en el segundo período de previsión, dado que coincidirá la progresiva saturación de algunas demandas finales, con el continuo aumento de la generación eléctrica con energías renovables. La generación eléctrica nuclear se mantendrá prácticamente constante en volumen, lo que significa que su peso en el consumo total de energía primaria se irá reduciendo a lo largo del período. Las energías renovables contribuirán en 2016 al balance total con Ktep. Esta cifra supone un 15,6% del total de energía demandada en dicho año, superando desde 2010 el objetivo del 12% previsto en la política energética Generación eléctrica La estructura de generación registrará un cambio importante en el período de previsión, continuando el proceso de cambio del tradicional peso dominante del carbón y la energía nuclear al predominio del gas natural y las energías renovables. Esta evolución supone no sólo la sustitución de energías primarias sino también de tecnologías de generación, pasando a ser el ciclo combinado de gas la dominante. La introducción del gas natural en Baleares y Canarias, desplazando la actual generación eléctrica con productos petrolíferos, tendrá consecuencias positivas tanto en mejoras de la eficiencia energética, como en reducción de emisiones contaminantes específicas, cuyos planes se han tenido en cuenta en la previsión. 256

274 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Figura 46. Estructura de generación (% sobre generación bruta) Tabla 20. Generación eléctrica por tecnologías 1.5 Sector eléctrico La demanda eléctrica en España creció desde 1990 a tasas superiores a las de los países desarrollados, debido a la evolución del sector industrial hacia actividades más intensivas en consumo eléctrico, el crecimiento del sector servicios y al aumento de renta y equipamiento de los hogares. También en los últimos años, el crecimiento de la población en España tiene un efecto importante sobre la demanda. No obstante, los valores de consumo por habitante en España son todavía inferiores a países con mayor renta per cápita, lo que permite aún un desarrollo significativo del mercado eléctrico. 257

275 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Figura 47. Evolución del consumo eléctrico por habitante Comparando las tasas de variación del PIB, de la demanda eléctrica final en España y de sus precios desde 1990, se observa que el fuerte crecimiento de la demanda eléctrica en los últimos años, se deriva no sólo del crecimiento económico y de la renta sino también del significativo descenso, hasta hace dos años, de los precios tanto en términos corrientes como reales, lo que ha favorecido un aumento de la intensidad eléctrica. No obstante, en 2006 ya se ha registrado un aumento de la demanda eléctrica por debajo del crecimiento de la economía, coincidiendo con un significativo aumento de precios derivado de la evolución de los mercados energéticos internacionales. Desde el año 2000, año base de la anterior prospectiva energética publicada en el Documento de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas y del documento de Desarrollo de las Redes de Transporte , la intensidad energética primaria ha mejorado, debido a cambios estructurales propiciados por la propia Planificación, fundamentalmente derivados de la penetración del gas y energías renovables en generación eléctrica, con nuevas tecnologías de mayor rendimiento. 258

276 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Figura 48. Evolución del consumo eléctrico en relación con su precio, la economía y la población Previsión de la demanda eléctrica peninsular y su cobertura La previsión de crecimiento de la demanda eléctrica en esta Planificación, se ha realizado en el denominado escenario de eficiencia, que tiene en cuenta una serie de previsiones de crecimiento económico y de la población junto con las medidas de política energética relativas a eficiencia energética y protección del medio ambiente. Durante los últimos años la demanda de energía eléctrica en barras de central ha experimentado un crecimiento muy elevado, alcanzando un incremento acumulado del 67% en la últimos doce años ( ). Este importante aumento del consumo eléctrico está ligado al crecimiento económico y de la población, que ha tenido fundamentalmente dos efectos directos, como son el incremento de las tasas de actividad y de empleo, así como un incremento del nivel de renta de los consumidores, que se manifiesta en un alto equipamiento en los sectores doméstico y terciario, y en el mantenimiento de valores sostenidos de consumo en el sector industrial. Por otra parte, la bajada prolongada de precios de la energía eléctrica en los últimos años ha ocasionado un incremento adicional de la demanda eléctrica de importancia significativa. En la tabla siguiente se muestran los valores de crecimiento del PIB de los últimos años, así como el crecimiento de la demanda eléctrica en barras de central peninsular. 259

277 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 21. Evolución del PIB y de la demanda eléctrica en b.c. peninsular Del análisis de los datos contenidos en la tabla anterior se observa que la demanda eléctrica ha crecido a unos ritmos superiores a lo que lo está haciendo el Producto Interior Bruto. Sin embargo, en los dos últimos años el crecimiento de la demanda eléctrica corregida ha sido prácticamente igual al de la actividad económica. Así durante el periodo la demanda ha crecido a un ritmo medio interanual del 5,0% y en el caso del PIB este crecimiento ha sido del 3,8%, observándose un aumento de la intensidad eléctrica, lo que supone una tendencia contraria a la observada en la mayoría de los países europeos. De todos los datos expuestos se concluye la necesidad de incidir en la puesta en marcha de actuaciones de ahorro y mejora de la eficiencia energética para que España se adapte al entorno en el que se desarrolla Evolución de la demanda eléctrica anual peninsular en barras de central. Se ha establecido un escenario basado en la hipótesis de una adecuada respuesta a la puesta en marcha del Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética (E4) aprobado por el MITYC, así como a las estimaciones del Plan de Acción que está en proceso de aprobación, lo que supondría una reducción de la intensidad de energía eléctrica que llevaría, a largo plazo, a valores por debajo de la unidad del cociente entre la elasticidad de la demanda y el PIB. A lo largo del documento se hace referencia a este escenario como escenario de eficiencia. 260

278 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Además, el operador del sistema eléctrico ha elaborado su propio escenario en el cual analiza la previsión de demanda eléctrica a partir de diferentes hipótesis de crecimiento económico y temperatura media a lo largo de todo el horizonte de previsión, lo que constituye la llamada previsión base. Dentro de esta previsión se consideran a su vez tres posibles escenarios de evolución de la demanda anual para el periodo a analizar: superior, central e inferior. Estos escenarios se han elaborado combinando la hipótesis de temperaturas medias a lo largo de todo el periodo de previsión, con distintos supuestos de sendas de crecimiento económico y de la proyección de la población española elaborada por el INE a partir del censo de Así, la senda inferior de crecimiento económico refleja las expectativas más pesimistas de gran parte de los expertos económicos, mientras que la senda superior refleja las expectativas más optimistas. Para el análisis de la planificación se ha considerado el escenario central de previsión con una hipótesis de crecimiento del PIB en el periodo del 3,0%. Sin embargo, las últimas previsiones a largo plazo elaboradas por diversas instituciones económicas hacen referencia a crecimientos del PIB a largo plazo en torno al 2,5%, lo que implicaría, caso de cumplirse estas previsiones, un menor incremento de la demanda y, por tanto, mayor margen de seguridad. Con todo ello se obtiene una previsión de crecimiento medio anual de demanda para el periodo del 3,2% en el escenario central y del 2,4% en el escenario de eficiencia. Figura 49. Variación anual de la demanda anual en los dos escenarios planteados (escenario central del OS y escenario de eficiencia) 261

279 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 22. Demanda anual para cada escenario Previsión de las puntas de demanda media horaria en barras de central a nivel peninsular: Si los crecimientos de demanda eléctrica han sido altos en los últimos años, el crecimiento que ha sufrido la punta del sistema ha sido mucho mayor: Tabla 23. Puntas de demanda peninsular en el período Una de las principales razones de estos crecimientos, tanto en la punta de verano como en la de invierno ha sido la creciente penetración de equipos de climatización. En los últimos años ( ), la punta de potencia media horaria de invierno ha crecido a un ritmo medio interanual del 4,7% y la de verano del 5,8%, frente a un crecimiento de la demanda anual del 5,0%. Esta situación supone un crecimiento medio anual de las puntas de potencia tanto de invierno como de verano de unos MW, equivalente a 3 ciclos combinados. 262

280 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Aunque históricamente la punta de demanda anual se producía en invierno, la punta de verano cada vez se hace más comparable, debido a la actividad turística y a los equipos de aire acondicionado. Para realizar la previsión de puntas horarias, se partió de la relación de las puntas de demanda mensuales con series cortas de días consecutivos con temperaturas extremas, frías en invierno y calurosas en verano y con la demanda esperada en cada mes corregida por los efectos de la laboralidad. Al mismo tiempo, se calculó una senda de puntas horarias de invierno y verano de carácter extremo. Esta senda recoge los valores máximos que tendría que afrontar el sistema eléctrico peninsular en una situación crítica, y que corresponden al escenario superior de crecimiento de demanda, combinado con rachas de temperaturas extremas históricas. La cobertura de estos valores permitiría asegurar una adecuada calidad de suministro en el sistema eléctrico peninsular. Tabla 24. Previsión de las puntas de demanda anuales en el escenario del OS Las medidas de gestión de demanda permitirían reducir estos valores de punta, pero mientras no se desarrollen estas medidas, especialmente en el corto plazo, la ocurrencia de situaciones climatológicas extremas (tanto en invierno como en verano), similares a las acaecidas en los últimos años, podría incrementar las previsiones extremas reflejadas en la tabla anterior en un valor estimado de MW. Si se tiene en cuenta el desarrollo de medidas de gestión de demanda y su efecto en las puntas, la estimación de puntas anuales (en un caso conservador, dado que se estima que medidas destinadas a modificar la curva de carga darían unas bajadas 263

281 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas aún menores) se han estimado tal como se muestra en la tabla siguiente, estas puntas de demanda son las consideradas en el escenario de eficiencia planteado: Tabla 25. Previsión de puntas de demanda anuales en el escenario de eficiencia Para la realización del ejercicio de planificación se partió de los valores previstos en el escenario del operador del sistema, incrementando estas previsiones en un 5% con el objeto de obtener un escenario aún más extremo y por lo tanto más conservador. Concretamente, se consideran las previsiones a nivel de nudo, obtenidas a partir de los datos en b.c. previstos, las pérdidas de la red y la autoproducción no modelada Cobertura de la demanda eléctrica peninsular Generación A finales de 2007, la potencia eléctrica instalada ascendía a MW. En el año 2007 la punta de demanda del sistema eléctrico peninsular español tuvo lugar el 17 de diciembre entre las 7 y las 8 de la tarde y ascendió a MW. Teniendo en cuenta los coeficientes de disponibilidad de los distintos grupos generadores, fundamentalmente dependientes de su tecnología y su edad, la potencia instalada superaba teóricamente los 50 GW en términos de potencia disponible. Esto supuso un índice de cobertura superior al 12%, muy por encima de los requerimientos de potencia, que se estiman en un índice de cobertura del 10% típicamente. Para garantizar la cobertura de la punta de demanda prevista en 2016 correspondiente al escenario del operador del sistema, que se cifra en un valor 264

282 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas cercano a MW, es necesario dotar al sistema de una capacidad de generación en régimen ordinario adicional a la ya existente de unos MW en potencia instalada, previéndose unas bajas de unos MW de potencia instalada en régimen ordinario por obsolescencia de los equipos, al llegar al final de su vida útil. Además se estima que la potencia instalada en régimen especial aumentará en torno a los MW, la mayor parte de ellos renovables, y especialmente de tecnología eólica. De acuerdo con la información disponible a 31 de marzo de 2007, las solicitudes de acceso a la red para conexión de nueva generación en régimen ordinario (mayoritariamente ciclos combinados) ascendían a un total de casi MW, a lo que hay que añadir un montante de unos MW correspondientes a régimen especial (mayoritariamente eólica), por lo que no parece probable que vayan a existir problemas para disponer de potencia instalada suficiente en 2016 para afrontar la cobertura de la demanda. No obstante, dado que no se puede conocer por adelantado a tan largo plazo la potencia que entrará efectivamente en servicio ni la fecha de su conexión a la red en la parte final del horizonte de planificación, cuya decisión dependerá de factores regulatorios, económicos, administrativos o medioambientales, es necesario realizar un seguimiento de detalle de los programas de inversión en nueva generación de los distintos agentes que actúan en el mercado de generación eléctrica español Imperativos ambientales Teniendo en cuenta los planes de reducción de emisiones tanto de CO2 como de SO2, NOx y partículas, y las inversiones realizadas por las instalaciones térmicas para adecuarse a estas normativas, se estima que será posible cubrir las puntas de demanda esperadas con generación térmica en todos los casos Previsiones de generación en régimen ordinario Los resultados de la cobertura de la demanda hasta el horizonte 2016, que se plasman en los correspondientes balances de potencia se basan en las siguientes hipótesis: 265

283 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas La elevada penetración de la generación renovable de tipo intermitente, especialmente de producción eólica, requiere un aumento significativo de las necesidades de reserva de operación para poder afrontar con garantía posibles cambios bruscos y no previstos del recurso eólico. Para el año 2016 se estima que existirá una potencia instalada de MW de turbinas eólicas conectadas al sistema. Existen dos tecnologías idóneas para el seguimiento de la producción eólica, dado que combinan arranque rápido y capacidad de almacenamiento, son las turbinas de gas y las centrales de bombeo. Estas tecnologías permitirán complementar de forma segura y efectiva la alta penetración eólica prevista. Generación hidráulica: Se prevé el aumento de MW en el equipo de bombeo puro de los que en la actualidad existen ya solicitudes de acceso a la red de centrales de esta tecnología por un valor de casi MW, donde además los agentes productores cuentan con una cartera de proyectos adicionales de centrales reversibles de bombeo puro de hasta MW. La construcción efectiva de estas instalaciones dependerá del entorno regulatorio y técnico económico fundamentalmente. Turbinas de gas: Se ha previsto la instalación de MW de este equipo de arranque rápido hasta La elevada penetración de la generación renovable de tipo intermitente, especialmente de producción eólica, requiere un aumento significativo de las necesidades de reserva de operación para poder afrontar con garantía posibles cambios bruscos y no previstos del recurso eólico. Equipo nuclear: No se prevé la puesta en servicio de ningún nuevo grupo adicional a los ya existentes en la actualidad en el parque de generación nuclear español. Se han considerado dos repotenciaciones previstas de 10 MW en 2008 y 27 MW en Equipo de carbón: Se ha de considerar la baja de los grupos que de acuerdo con la normativa de grandes instalaciones de combustión (GIC) prevén su cierre antes del año 2016 y la de aquéllos que llegan al final de su vida útil (estimada en 35 ó 40 años, dependiendo de la tecnología). La cifra total de bajas asciende a unos MW. 266

284 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Equipo de fuel: De forma análoga al caso anterior, se ha de considerar la baja de los grupos que según la normativa de grandes instalaciones de combustión tiene previsto su cierre, así como la de aquéllos que llegan al final de su vida útil (estimada en 35 años). La cifra total de bajas supone unos MW. Se estima que al final del horizonte de estudio permanecerán en servicio menos de MW instalados correspondientes a esta tecnología, cuya utilización será fundamentalmente en periodos de punta de demanda y en casos en los que la operación del sistema requiera de estas centrales debido a restricciones en la red. Ciclos combinados: Debido al elevado número de solicitudes existente para la conexión a la red de este tipo de tecnologías, se han de considerar dos escenarios: Escenario de punta del operador del sistema eléctrico: Se requerirán MW en 2011 y MW en Escenario de punta eficiente: En este caso se requerirán MW en 2011 y MW en Se ha considerado que la práctica totalidad de las nuevas incorporaciones de generación térmica corresponderán a centrales de ciclo combinado; no obstante es probable que al final del horizonte de estudio se pongan en servicio grupos de carbón supercríticos, en lugar de ciclos combinados o en sustitución de grupos de carbón tradicionales. En la actualidad existen peticiones de acceso a la red de nuevos grupos de carbón por un total de MW, algunos de los cuales están proyectados en la misma ubicación que algunos de los ciclos combinados proyectados Previsiones de generación en régimen especial A finales de 2006, la potencia eléctrica instalada en régimen especial ascendía a MW, de los cuales más del 50%, en concreto, MW correspondían a parques eólicos. La previsión de generación futura en régimen especial se ha realizado teniendo como referencia las cifras que se indican el PER (Plan de Energías Renovables) y realizando una evolución tendencial hasta

285 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Se considera que para esta fecha existirán en el sistema MW de potencia instalada eólica y MW en plantas solares, dado el previsible incremento de la penetración de esta tecnología en el sistema eléctrico peninsular español a lo largo del próximo decenio. Tabla 26. Evolución de la potencia en régimen especial conectada al sistema peninsular Tabla 27. Evolución de la producción del RE en un año hidrológico medio Solicitudes de nuevas centrales de ciclo combinado En la tabla siguiente se indica la situación administrativa de las centrales de ciclo combinado, por Comunidades Autónomas, a fecha 31 de marzo de 2007: Tabla 28. Situación administrativa de las centrales de ciclo combinado en Marzo de

286 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Solicitudes de generación hidráulica Hasta el 31 de marzo de 2007, el operador del sistema había recibido las siguientes solicitudes de acceso a la red de transporte correspondientes a generación hidráulica: Bombeo puro: MW Hidráulica convencional: 175 MW Solicitudes de parques eólicos Hasta el 31 de marzo de 2007, el operador del sistema había recibido solicitudes de acceso a la red de transporte correspondientes a parques eólicos cuya potencia total ascendía a casi MW. Aunque las Comunidades Autónomas, en sus respectivos planes energéticos, prevén una potencia instalada total de hasta MW. Tabla 29. Previsión de potencia eólica instalada 269

287 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Cobertura de la demanda eléctrica La cobertura de la demanda prevista utiliza como dato de partida la previsión de demanda incluida en los epígrafes anteriores y la evolución prevista en la estructura del equipo generador futuro. En particular se ha considerado una cifra objetivo de MW de potencia eólica instalada en 2016 y una estimación de MW en plantas solares al final del horizonte de planificación. Este alto nivel de penetración de generación renovable de tipo intermitente y sin capacidad de almacenamiento (fundamentalmente la energía eólica) determina la necesidad de un aumento significativo de los valores de reserva de operación, para hacer frente a variaciones bruscas y no previsibles del recurso eólico. Se estima que la reserva de operación (potencialmente acoplada en menos de 1 hora) deberá incrementarse del orden de MW en el horizonte El fuerte aumento previsto de la generación de tipo intermitente (eólica sobre todo) se debe complementar con la puesta en servicio de generación de arranque rápido (inferior a una hora) y sistemas de almacenamiento: turbinas de gas, equipo de bombeo puro y el aumento de la potencia instalada en centrales que dispongan de embalses de regulación. Estas tres soluciones tecnológicas se utilizarán para una doble finalidad: la regulación del sistema y la cobertura de las puntas de demanda, evitando así que sea necesaria la puesta en servicio de otro tipo de generación térmica adicional (fundamentalmente ciclos combinados a gas natural), cuya utilización anual sería muy baja y podría comprometer la rentabilidad de la inversión. Se ha considerado que el resto de las nuevas incorporaciones de equipo térmico necesario corresponderá a ciclos combinados a gas natural, tecnología que supone la práctica totalidad de las solicitudes de acceso de régimen ordinario térmico existentes hasta la fecha actual. Este nuevo equipo deberá no sólo cubrir los crecimientos en la demanda eléctrica sino además reemplazar a las centrales de carbón y fuel que se retiren del sistema por finalizar su vida útil o acogiéndose a la moratoria proclamada por la normativa de grandes instalaciones de combustión. 270

288 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas En caso de que al final del horizonte de estudio estuvieran disponibles comercialmente tecnologías CCS de captura y almacenamiento de carbono para centrales de carbón, sería probable la puesta en servicio de grupos de carbón supercrítico, en lugar de ciclos combinados o en sustitución de grupos de carbón tradicionales. Para la valoración de la suficiencia de la cobertura de la demanda se utiliza como parámetro el índice de cobertura, calculado como el cociente entre la potencia disponible del equipo generador y la punta de potencia prevista, en invierno y en verano de cada año respectivamente. Tradicionalmente se considera una cifra de 1,10 como cifra deseable del índice de cobertura para gestionar adecuadamente la cobertura de la demanda del sistema, en situación de punta extrema. Los resultados del estudio de cobertura realizado no muestran diferencias significativas en los valores correspondientes a invierno y verano; la garantía de suministro con el equipo propuesto es similar en ambas temporadas del año. Se han analizado los dos escenarios de punta extrema indicados en los epígrafes anteriores de previsión de demanda: escenario del operador del sistema eléctrico y escenario de eficiencia. En la siguiente tabla se muestra el balance de potencia con que contaría el sistema peninsular en un año hidrológico seco, alcanzando en 2016 un índice de cobertura del 1,09 para los valores previstos de punta extrema, tanto en el escenario de eficiencia planteado: 271

289 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 30. Balance de potencia peninsular en el escenario de eficiencia Para obtener estos resultados, se ha supuesto que la diferencia entre los valores de la punta de demanda entre ambos escenarios de previsión (eficiente y del operador del sistema) es absorbida totalmente por una mayor potencia instalada de ciclos combinados, mientras que el resto de tecnologías mantienen su potencia instalada constante. Se determina que según este escenario sería necesaria una potencia instalada de MW en ciclos combinados. Por su parte, en el escenario base planteado por el operador del sistema, se obtiene que sería necesaria una potencia instalada de MW para alcanzar los mismos resultados de cobertura de la demanda: Tabla 31. Balance de potencia peninsular en el escenario de operador del sistema Por su parte, los balances de energía, en un año hidrológico medio quedarían de la siguiente manera en el escenario de eficiencia: 272

290 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 32. Balance de energía peninsular en el escenario de eficiencia Tabla 33. Balance de energía peninsular en el escenario de operador del sistema Lo que supone que los ciclos combinados funcionarían una media de horas equivalentes a plena carga al año en el escenario de eficiencia, mientras que en el escenario del operador del sistema su funcionamiento medio sería de horas equivalentes al año. Estos valores son ciertamente preocupantes, dado que los ciclos combinados alcanzan mejores rendimientos funcionando en base, además, para que los ciclos combinados recuperen sus costes de inversión en tan sólo horas de funcionamiento al año, se requieren precios del mercado mucho más elevados a los actuales. Por su parte, para las centrales de carbón se les estima unas horas de funcionamiento anuales equivalentes que varían entre y h.eq. de media para todo el equipo de centrales de carbón. 273

291 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Respecto al equipo nuclear, de cara al año 2016, su cuota en el mercado de producción pasaría según estas hipótesis del 24% con que contaba en 2006 al 17% en El equipo de carbón reduciría su cuota del 26% al 14% y los ciclos combinados mantendrían su cuota de producción del 25%, aunque en el escenario del operador del sistema, aumentaría su cuota hasta el 29%. Por su parte, las tecnologías de punta (turbinas de gas y bombeos) alcanzarían una cuota del 3% en producción. El mayor aumento en la cuota de producción vendría dado por las energías renovables, que supondrían el 32% de la producción de electricidad en 2016 (frente al 18% de 2006), donde la hidráulica convencional supondría el 8% y la eólica supondría el 19% en el escenario de eficiencia. Según este escenario el nivel de emisiones de CO2 sería un 17% menor a las registradas en Respecto a la competitividad entre ciclo y carbón, frente a la situación actual en la que los precios internacionales de los combustibles y del CO2 se establecen de forma que se garantiza una cierta equivalencia entre ambas tecnologías, contrasta la visión ofrecida en esta prospectiva que da una mayor competitividad a las centrales de carbón frente a los ciclos combinados. Además, el parque de generación de centrales de carbón está ya muy anticuado y contrasta con los nuevos ciclos combinados que cuentan con mejores rendimientos. La única explicación es el concepto del funcionamiento de cada tipo de central y según el cual deberían funcionar sin atender a costes, dado que los ciclos combinados presentan mayor rapidez de reacción y pueden arrancar y subir carga en tiempos relativamente cortos, mientras que las centrales de carbón no cuentan con tanta flexibilidad y presentan mayores inercias. Por su parte y sólo a modo de información, en los sistemas extrapeninsulares se estima que la demanda eléctrica en el año 2016 se situará algo por debajo de los 25 TWh, de los cuales, algo menos de 10 TWh corresponden a las Baleares y el resto a las Canarias, Ceuta y Melilla, donde se prevé un aumento de la demanda eléctrica por la instalación de nuevas desaladoras y depuradoras. 274

292 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas 1.6 Sector del gas Previsión de la demanda de gas natural Evolución de la demanda en el período El crecimiento de la demanda de gas natural en España, durante el período , ha registrado una tasa media anual acumulativa de crecimiento del 12,2%. Se observa un claro cambio en la composición del mercado: el peso en el total de la demanda anual de gas natural del gas para generar electricidad se ha incrementado de modo sustancial, pasando de representar tan sólo el 5% en el año 2000 al 34% en el año En el año 2006 se ha producido una sensible reducción en la tasa de crecimiento de la demanda de gas natural respecto al año anterior, al haberse incrementado el consumo en un 4% frente a los crecimientos de años anteriores superiores al 15%. Las principales características de la demanda del año 2006 son las siguientes: Fuerte aumento en la demanda para generación eléctrica (+21%), aunque marcadamente inferior al alcanzado en años anteriores. Disminución de la demanda convencional (-4,0%). El principal motivo de esta caída, además de las suaves temperaturas registradas durante el invierno, ha sido el descenso de consumo de gas en las instalaciones industriales de cogeneración como consecuencia del estrechamiento del margen comercial entre el coste de generación y el precio de venta de la electricidad en el mercado eléctrico Previsiones de demanda De forma similar a lo realizado en el capítulo dedicado al sector eléctrico, se definen dos escenarios: escenario de eficiencia (basado en la hipótesis de una adecuada respuesta a las medidas de ahorro y eficiencia energética) y escenario del gestor técnico del sistema. 275

293 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 34. Previsión de demanda anual en el escenario de eficiencia La previsión de demanda de gas para el período en el escenario planteado por el gestor técnico del sistema se ha obtenido mediante la utilización de un modelo econométrico-matemático de predicción de demanda para uso doméstico e industrial a largo plazo. Las variables utilizadas son: Estructura industrial, medida a través de la cifra neta de negocio relativa a los sectores industriales de papel, edición y productos minerales no metálicos. Índice de especialización industrial en las actividades demandantes de mayor consumo de gas. Parque provincial per cápita de viviendas con instalación de gas, con el fin de recoger el consumo residencial. Dentro del sector industrial, la cogeneración, con producción de electricidad y calor a partir del gas natural, tiene un peso importante. En la previsión se ha analizado de manera individualizada este segmento. Se estima que en el año 2016 habrá unos MWe de potencia instalada en cogeneración con gas natural. La demanda de gas convencional en España durante el período ha seguido una evolución exponencial, típica curva explicativa de la introducción de un nuevo producto o servicio en un mercado. Estadísticamente esta curva se conoce como función de difusión de producto o curva en s. El análisis de los datos históricos del comportamiento de la demanda de gas permite determinar las variables que inducen a un incremento en el consumo, entre las 276

294 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas analizadas, resultan más relevantes el crecimiento del PIB y la evolución de la población con acceso al gas, según la expansión histórica de la red de gasoductos. Como resultado del análisis realizado, se prevé que la demanda de gas natural para el sector doméstico e industrial (incluyendo la generación de electricidad mediante cogeneración) alcance los 420 TWh en el horizonte del año 2016, con una tasa de crecimiento medio anual acumulado del 5,1 % en el período Para realizar la previsión de la demanda anual para generación eléctrica se ha utilizado una herramienta de simulación. Esta herramienta analiza la posible evolución de la estructura de generación para los años futuros, potencia instalada y mix de generación, en función de las directrices recogidas en las diferentes políticas y planes energéticos establecidos por el Gobierno. Así mismo, se cuantifica la energía eléctrica generada con cada tipología de generación, teniendo en cuenta el diferente grado de sustitución existente entre cada tecnología y considerando diferentes escenarios en función de la relación del coste marginal de la generación con carbón y mediante ciclos combinados. Se ha establecido como escenario más probable aquel en el que la generación con carbón presenta un coste marginal inferior al de la generación con ciclo combinado, excepto en el supuesto de que el ciclo combinado tenga derechos de emisión gratuitos y el carbón no. Tabla 35. Previsión de demanda anual en el escenario del gestor del sistema 277

295 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Demanda de punta invernal del sistema La demanda punta de gas para el sector convencional se produce, como consecuencia de las bajas temperaturas, en el periodo invernal. Esta situación suele coincidir con el incremento también de la demanda eléctrica y en consecuencia con el aumento de consumo de las centrales que generan electricidad con gas. Por este motivo, el sistema se dimensiona para ser capaz de suministrar de manera simultánea ambas puntas de demanda: convencional y para generación eléctrica. El modelo de predicción de demanda a largo plazo incluye la valoración de la punta de demanda convencional. Mediante el análisis de la serie de demanda diaria histórica, con su composición de mercado y la corrección de los efectos calendariolaboralidad, se cuantifica el incremento de demanda consecuencia de los descensos de temperatura. Así, el modelo permite realizar una estimación a futuro de cual será la demanda punta invernal de cada año correspondiente a un determinado volumen anual de demanda para una composición doméstico-industrial dada. Para la estimación de la demanda punta de gas para generación eléctrica se ha considerado el número de centrales necesarias para la generación de electricidad con gas en dicha punta invernal establecido por el operador del sistema eléctrico. Para el año 2016 se ha determinado que para la cobertura de la demanda punta eléctrica es necesario suministrar gas de manera simultánea a una potencia instalada de MWe en ciclos combinados en el sistema peninsular y Baleares y MWe adicionales de centrales de ciclo abierto de gas. La capacidad de entrada al sistema gasista y las nuevas infraestructuras de transporte que se precisarán en los próximos años serán aquellas que permitan la cobertura de manera simultánea, en condiciones adecuadas de operación y seguridad, de la máxima demanda invernal convencional y de generación eléctrica. 278

296 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas 2 Planificación del MITYC a 2030 Como continuación a la Planificación , el MITYC desarrolló el escenario de sostenibilidad (escenario de Eficiencia de la Planificación de la Planificación ) como escenario base para el análisis de muy largo plazo que llegaría hasta Se trata de un estudio energético a nivel de España, por lo que no modeliza el sector eléctrico peninsular en detalle. El estudio analiza 2 escenarios (E1 y E2). El escenario E1 es continuista, mientras que el escenario E2 cumple con los objetivos del 20% en ahorro energético y 20% de consumo energético a partir de energías renovables. Adicionalmente realiza 5 análisis de sensibilidad alrededor del escenario E2, tomando como variables la nuclear, el precio del CO2 y el precio de la energía. Tras las hipótesis regulatorias sobre energía nuclear, Energías renovables, eficiencia, etc, el gas hace de comodín cubriendo las necesidades restantes de potencia y energía. Una de las principales carencias de estos escenarios respecto al sector eléctrico es la evaluación de las necesidades de potencia, por lo que en la mayoría de los escenarios, se observa que la potencia térmica es muy inferior a la que resultaría de aplicar criterios de fiabilidad (índice de cobertura, LOLP ). Como consecuencia las horas de utilización resultan elevadas, tanto para el carbón como para el gas. En todos los escenarios las renovables mantienen una producción muy constante, destaca que se alcanzarían los 35 GW eólicos instalados en el sistema y que a las centrales de biomasa se les llega a asignar una producción de hasta 43 TWh en alguno de los casos del Se consideran las siguientes hipótesis macroeconómicas: 279

297 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Evolución del PIB y la población PIB Población (Mill. hab.) 41 42,9 45, , , Figura 50. Evolución del PIB y la población a ,2 0,18 Intensidad energética primaria final 0,16 0,14 0,12 0,1 0, Figura 51. Evolución de la intensidad energética a Escenario tendencial ( business as usual ) - E1: El escenario E1 destaca por su mayor crecimiento de la demanda (2,4%), lo que desemboca en elevadas producciones en 2030: gas (175 TWh) y carbón (85 TWh) Las centrales de carbón existentes se sustituirían por nuevos grupos, manteniendo la potencia actual del sector El mix de generación se establecería de la siguiente manera: 280

298 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Mix de generación en un escenario "business as usual" 4,9 18,5 7,5 12,9 8,4 13,1 12,1 21,5 7,5 12,9 7, ,7 20,1 7,4 7,5 12,9 12,9 6,1 4,3 27,9 28,4 26, ,4 18,8 47,3 18,9 7,6 12,9 3 (GW Renovables Hidráulica Nuclear Carbón Petróleo Gas Natural Figura 52. Mix de generación a 2030 en el escenario business as usual Mix de producción (TWh) en un escenario "business as usual" 11,2 40,3 63,7 70,3 24,6 23,1 25,9 40,9 21,4 56,4 40,7 61,3 59,7 76,3 70,2 9,2 72,4 86,3 137,4 156, ,6 40,4 59, ,4 129,2 40,8 59,9 67,3 17,6 Resto renovables Hidráulica Nuclear Carbón Petróleo Gas Natural Figura 53. Mix de producción a 2030 en el escenario business as usual 281

299 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas 2.2 Escenario E2 y sus análisis de sensibilidad Parte de una serie de hipótesis comunes y posteriormente se analiza la sensibilidad ante diversos factores: La demanda crece a un ritmo del 1,0-1,4%, con objeto de cumplir con los objetivos comunitarios 2020: 20% en eficiencia y renovables. La producción de carbón se mantiene entre 40 y 50 TWh, gracias a la instalación de nuevas centrales (entre y MW) que habrán sustituido a los equipos actuales en Excepcionalmente, en un caso se alcanzan hasta 62 TWh. Dado que el carbón apenas sufre variaciones, es la producción de gas la que absorbe la diferencias entre los escenarios (renovables, demanda y nuclear). El rango de producción del gas es muy amplio, entre 70 y 150 TWh. Caso de sensibilidad al precio de la energía: Sólo se contempla un caso con precios altos (92 euros por barril en 2030), donde se reduce notablemente la demanda de petróleo, por lo que dependencia energética, intensidad energética y emisiones alcanzan valores muy positivos. En el sector eléctrico el carbón alcanza 62 TWh, mientras que el gas se queda en 70 TWh. Caso de sensibilidad al precio del CO2: Mientras los escenarios E1 y E2 asumen un precio del CO2 de tan sólo 5 /t a largo plazo, se plantea una sensibilidad ante este factor. Se estudia un escenario en el que el CO2 alcance los 35 /t. Se obtienen los siguientes resultados: Se introducen centrales de carbón con secuestro de CO2 incorporado, llegando éstas a alcanzar un 25% de la producción de carbón. Supone que esta tecnología resultará rentable para un valor de CO2 superior a los 20 /t. Se reduce notablemente la demanda y, como el carbón se mantiene casi constante, el gas ( comodín ) reduce su producción un 32% con respecto al caso de 5 /t. Caso de sensibilidad al desarrollo nuclear: Las tres alternativas contempladas son: alargamiento de vida útil, cierre y expansión. En cualquiera de ellas la energía se compensa mayoritariamente con el gas. 282

300 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas La alternativa de expansión resulta muy poco significativa, ya que sólo considera MW adicionales en 2030 (que corresponderían a un grupo adicional en Vandellós, Ascó y Trillo). Caso de sensibilidad a la utilización de todo el potencial viable de renovables Escenario de sostenibilidad Resulta el escenario protagonista del estudio. Este nuevo escenario es más coherente desde el punto de vista de modelización del sistema eléctrico, especialmente en lo relativo a las potencias. Además el MITYC le da mayor protagonismo. Por todo ello, este escenario se ha analizado con mayor detalle. Considera las siguientes hipótesis: Demanda (SEP) Potencia: idéntica al escenario de eficiencia de REE hasta el año 2030: 65,8 GW (+1,7%) Energía: Se considera algo inferior al escenario de eficiencia de REE, aprox. 395 TWh, (+1,9%) Energías renovables: Objetivo 38% sobre producción bruta. Hipótesis refrendadas por el estudio del MITYC-IDAE sobre el potencial renovable y las previsiones de costes de inversión. Eólica: Se impone un techo de 40 GW, que se alcanzaría en (PEG 2016: 29 GW en la península). Al final del periodo renovación de los parques para mantener los 40 GW. Solar: Se suponen MW de esta tecnología (7 termoeléctricos y 5 fotovoltaicos). Valor por encima de todos los escenarios planteados hasta ahora. Biomasa: Impone hasta MW instalados para el año Aunque se prevé que el mayor crecimiento de la demanda ocurra en los próximos 5 años. 283

301 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Se contempla que los biocombustibles supongan un 10% de la demanda del carburante para transporte terrestre. La tecnología solar térmica alcanzará un 25% del consumo energético final gracias a su implantación como calefacción y para producción de agua caliente sanitaria (ACS). Se obtienen los siguientes resultados: Carbón: 45 TWh. Este nivel de producción parece una constante en los escenarios de la Admón. La cuota de carbón (10%) se presenta junto con la de EERR, dando la impresión de que es uno de los indicadores utilizados para medir la sostenibilidad del escenario (seguridad de suministro). No se discute su competitividad frente al ciclo combinado. Ciclos combinados: unos GW (niveles muy similares a los previstos ya en 2016) y h.u. Turbinas de gas: Unos 4 GW. Coherente con las necesidades expresadas por REE para hacer frente a las rampas de subida y bajada de la curva de carga de requerimiento en un escenario intensivo en energía renovable no gestionable. Gran hidráulica y bombeo puro: no hay incrementos con respecto a la potencia prevista en el PEG Se obtienen los siguientes balances para el año 2030: 284

302 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas Tabla 36. Balance en potencia a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC Donde la punta de demanda peninsular se estima en MW y la potencia disponible en MW, obteniendo un índice de cobertura del 10% Tabla 37. Balance energético a 2030 del escenario de eficiencia del MITYC 285

303 Prospectiva energética Análisis de prospectivas energéticas , GW b.a ,5 17,9 9, Hidráulica Bombeo puro Nuclear Carbón CC TG Fuel-oil Cogeneración Eólica Biom asa Fotov+Term oel M inihidráulica RSU + biogás Figura 54. Incrementos de potencia instalada respecto a Crecimiento en potencia: en el periodo : Sólo crecerían significativamente la potencia eólica y las tecnologías solares, con unos 10 GW adicionales cada una de las dos, mientras la potencia térmica se mantiene casi constante. Crecimiento en energía: hasta el 2016 apenas crece el hueco térmico. Sin embargo en el muy largo plazo, la menor inversión en nuevas EERR da lugar a un lento crecimiento del hueco térmico y a una mayor utilización del parque térmico. En el largo plazo la emisiones de CO2 se mantienen casi constantes debido a la mejora en la eficiencia de las centrales térmicas Conclusiones y señales a la inversión en el periodo Incremento de potencia solar, extensión de vida útil de las centrales nucleares, leve mejora de la utilización de los ciclos y renovación del parque de carbón y eólico. Se apuesta por el escenario de sostenibilidad en 2030: eficiencia y renovables para contener el hueco térmico 150 TWh b.a. (+0,4% anual respecto al hueco actual). Con esta estrategia, la Administración se garantiza no depender ni de nueva nuclear, ni del desarrollo del CCS para cumplir sus objetivos de sostenibilidad. La nueva 286