LA INTRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL EN CANARIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD. EFECTOS ECONÓMICOS, MEDIOAMBIENTALES Y ESTRATÉGICOS DOCUMENTO RESUMEN

Transcripción

1 LA INTRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL EN CANARIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD. EFECTOS ECONÓMICOS, MEDIOAMBIENTALES Y ESTRATÉGICOS DOCUMENTO RESUMEN Autores: Fracisco Javier Ramos-Real y Gustavo A. Marrero Departameto de Aalisis Ecoómico. ULL Camio la horera S/N, Spai

2 1.- INTRODUCCION El crecimieto poblacioal y ecoómico ha cotribuido al espectacular aumeto de la demada de eergía eléctrica que hemos registrado e las últimas décadas e Caarias. Por otro lado, las previsioes idica que seguirá creciedo a pesar del estacamieto coyutural producido por la actual crisis ecoómica. Para poder ateder las ecesidades de cosumo eléctrico es ecesario plaificar y desarrollar el sistema eléctrico de las islas a partir de la costrucció de uevas platas eléctricas. Para ello se debe cosiderar ua capacidad istalada que atieda la demada de electricidad e hora base y e puta. De mometo, la tecología de base del sistema se seguirá sustetado e los combustibles fósiles (fuel-oil, diesel-oil y gas). E el caso de Caarias, la uclear y las cetrales de carbó o so factibles desde u puto de vista técico, de espacio y de impacto medioambietal. El objetivo de este artículo es evaluar los efectos de la itroducció del gas atural e el sistema eergético caario. Las tecologías que cosideramos so las restrigidas a las posibilidades y la realidad eergética de Caarias. E este setido, la itroducció del Gas Natural se preseta como alterativa a la eergía de base de los dos grades sistemas isulares de Teerife y Gra Caaria que, actualmete se cubre mayoritariamete co fuel-oil. Por lo tato, la comparació relevate se produce etre platas de geeració de electricidad que use fuel-oil y las que use Gas Natural Licuado (GNL). 1 Además de estas dos tecologías, y como tecologías complemetarias a las fósiles, la iclusió de las reovables tiee u alto iterés, o solamete medioambietal, sio tambié de diversidad del sumiistro y del riesgo e, icluso, de reducció del coste medio de geeració de eergía eléctrica. Para alcazar uestro objetivo se ha estructurado el trabajo de la siguiete forma. El objetivo del capítulo 2 es mostrar ua paorámica de la importacia del Gas Natural como fuete de eergía primaria y la evolució del mercado mudial, haciedo especial meció al caso español. Se aaliza tambié la situació eergética actual de uestro archipiélago e el marco de la situació de España y la Uió Europea y se valora el efecto sobre el ivel de emisioes de CO2 si se itroduce las medidas cotempladas e el PECAN E el capítulo 3 se realiza la comparació de los costes de las diferetes tecologías factibles e uestro sistema eléctrico. E este estudio evaluaremos ecoómicamete la reducció de emisioes de CO 2 que esta actuació colleva. Para cosiderar la icertidumbre realizamos u experimeto de Mote Carlo, el cual os permite realizar u aálisis probabilístico de los resultados. E este mismo capítulo cosideramos el mix eergético de geeració de electricidad (la cartera eergética), e lugar de tecología aisladas. E él realizamos u aálisis cojuto sobre los costes medios de geeració de electricidad y el riesgo de los costes, que está medido por la variabilidad (variaza) de los mismos. El trabajo fializa co el capítulo 4 de resume y coclusioes. 2.- DIVERSIFICACIÓN ENERGÉTICA Y MERCADO DEL GAS NATURAL. EL CASO CANARIO El Gas Natural es u factor fudametal para hacer frete a la creciete demada de eergía e el mudo, especialmete para la geeració de electricidad y, debido a su bajo coteido de CO2, u factor importate para los objetivos del cambio climático. Etre las alterativas eergéticas el gas es recoocido como ua eergía oble por su eficiecia, limpieza y precios competitivos co u coeficiete reservas/producció de 60 años desde Debido a las especificidades de Caarias, la alterativa de traer gas por medio de gaseoductos o es ecoómicamete viable, por lo que sólo tratamos e este trabajo las cetrales de gas que use GNL.

3 2.1.- El mercado del Gas Natural La globalizació del comercio del Gas es fudametal para garatizar la seguridad del sumiistro y la estabilidad de los mercados a largo plazo; el florecimieto del comercio de GNL ha supuesto ua mayor itercoexió de los mercados de gas a través de los mercados spot y de medio plazo que permite flexibilizar los mercados y hacer más competitivos los precios e el futuro. El Gas Natural se ha cosolidado como ua importate fuete eergética e España; e 2008 represetaba el 24% de la eergía primaria. E 1985 esta cifra era úicamete de u 2%, lo que da ua idea del crecimieto de esta fuete de eergía e España y su importacia, o sólo desde el puto de vista medioambietal, sio tambié como factor de competitividad de las empresas españolas. El ratio mudial de reservas probadas sobre el cosumo registrado es e 2007 de 61,6 años. E la actualidad este ratio es superior al correspodiete al petróleo. El gas atural supoe e la actualidad aproximadamete u 20,7% de la eergía primaria cosumida e el plaeta. El crecimieto de la demada de gas atural fue e 2007 u 4,5% e la OCDE mietras que el de la demada total de eergía sólo fue del 1%. Este crecimieto fue aú mayor para los países o perteecietes a la OCDE y o ha sido icompatible co el gra desarrollo de las eergías reovables. E el año 2007, el volume de gas atural comercializado e forma gaseosa supuso aproximadamete el 75% de las exportacioes a ivel iteracioal, frete al 25% del comercio mudial e forma de GNL. Los países co u mayor volume de exportacioes so la Federació Rusa, co el 25,0% del total, Caadá, co el 11,9%, y Noruega, co el 9,5%. Cabe destacar, e el caso europeo, el elevado volume de importacioes procedetes de Rusia, así como de Noruega, ambos por gasoducto; y de Argelia, tato por gasoducto como e forma de GNL. E el gráfico 1 se puede apreciar los pricipales flujos de comercio de gas e la actualidad (2007), tato e su forma gaseosa como licuada. Se observa el gra peso del mercado europeo e el mercado mudial. GRAFICO 1. Pricipales flujos de comercio del gas e 2007

4 El sector del gas atural e España se caracteriza por haber sufrido u cotiuado y fuerte desarrollo durate los últimos años, alcazado porcetajes de crecimieto e la demada sesiblemete superiores al crecimieto global de la demada eergética. La demada total de gas atural fue de Ktep e 2008 co u aumeto del 10,1% respecto a 2007, alcazado su peso e el cosumo total de eergía u 24,5%, destacado el icremeto de su uso e geeració eléctrica e las uevas cetrales de ciclo combiado, así como e cogeeració. E el año 2007 la cuatía de gas cosumida e geeració eléctrica ha sido similar a la de usos fiales. Etre eero y mayo de 2009, la demada del mercado gasista acioal preseta u desceso del 16,7% respecto al mismo período del pasado año, pricipalmete motivado por el desceso del 27,0% e la demada para el sector eléctrico. La reducció más importate se produce e las importacioes de GNL de Nigeria. Las importacioes de gas atural, e forma de gas atural licuado (GNL) y de gas atural (GN) a través de los gasoductos de coexió iteracioal, alcazaro e lo que va del año GWh, lo que supoe ua dismiució del 17,7% respecto del mismo periodo del año aterior. El 74% de las importacioes se realiza e forma de GNL e lo que va de año. La peculiaridad del sistema de gas español, e comparació co otros países europeos, es la elevada depedecia de las importacioes y el elevado protagoismo de las platas de regasificació e el aprovisioamieto. Este alto porcetaje de abastecimieto exterior determia que se establezca obligacioes para la diversificació por orige del sumiistro y el mateimieto de existecias míimas de seguridad. E el mercado mudial actual está afiazádose el comercio de gas a través de los deomiados hubs, que se crea a partir de ua cocetració o cetralizació de operacioes comerciales relacioadas co el gas atural e ua localizació física. Los mercados spot de gas del Reio Uido, Bélgica y Holada, fuertemete itercoectados, muestra ua otable covergecia de precios. Si embargo, estos precios de mercado spot parece teer poco impacto e el resto del cotiete (Fracia, Alemaia), dode los precios se forma a partir de cotratos a largo plazo co las compañías de los países productores (Gazprom, Soatrach y Statoil), ligados a la evolució de los precios de ua cesta de productos petrolíferos. Así ocurre tambié co la evolució del Coste de Materia Prima (CMP) e España, que es el ídice utilizado e el cálculo de las tarifas de gas reguladas. E la fórmula que rige la evolució del CMP e España, la revalorizació del euro frete al dólar compesa e gra medida los icremetos e el precio del crudo. A partir del 1 de eero de 2008 el CMP e España experimeta ua subida del 2,79%. E el gráfico 2 se represeta la evolució del precio del gas atural e el sistema español, comparado co el precio del gas e hubs iteracioales, tato de mercados spot como de futuros. E la actualidad España se sitúa etre los cuatro primeros países del mudo como destio de buques metaeros y se matiee como líder europeo co 6 de las 14 platas de regasificació actualmete e operació e la UE. Las 6 platas dispoibles e el sistema 2 permite ua gra diversificació de las fuetes de aprovisioamieto y así, e el ejercicio 2008 se importa gas procedete de 10 orígees diferetes, lo que hace que España tega ua posició privilegiada e cuato a seguridad del sumiistro. 2 Situadas e los puertos de Barceloa, Cartagea, Huelva, Bilbao, Saguto y Mugardos

5 Gráfico 2. Evolució del precio del gas (e /MWh) e alguos putos de itercoexió europeos e comparació co el coste de la materia. Año Política Eergética, diversificació y seguridad del abastecimieto. El caso caario La Uió Europea se muestra como ua de las áreas ecoómicas más activas e la toma de medidas para combatir las emisioes de gases de efecto iveradero. Estas medidas se deriva de la firma de determiados acuerdos de carácter iteracioal. Etre estos acuerdos, además de ratificar el protocolo de Kyoto e 2002, destaca el acuerdo de diciembre de 2008 (el pla 20/20/20), por el que los países miembros de la UE se compromete a reducir las emisioes e u 20% e 2020 respecto a los iveles de E este pla, además, se efatiza el papel que tiee el cambio del modelo eergético como medio para alcazar objetivos de carácter medioambietal. Etre otras medidas, para el horizote de 2020, se establece el propósito de reducir e u 20% el cosumo eergético primario y de aumetar hasta u 20% el peso de las eergías reovables e el cosumo eergético primario. Las políticas eergéticas de la UE se traslada a España y a la Comuidad de Caarias e forma de plaes y decretos co el objetivo, etre otros, de reducir las emisioes. Toda esta ormativa sigue co carácter geeral las directrices de Kyoto y del pla 20/20/20. Por ejemplo, e España, el Pla Nacioal de Asigacioes de Derechos de Emisió (RD 1866/44 de 6 de septiembre) determia los esfuerzos que ha de realizar los diferetes sectores ecoómicos e España para cumplir co la limitació del Protocolo especificados para cada país e la Directiva 2003/87 CE. E el caso de Caarias, la política eergética persigue los mismos objetivos que los del espacio europeo, debiedo añadir sigularidades específicas del sector eergético e Caarias. La Política Eergética del archipiélago se ha plasmado e el Pla Eergético de Caarias 2006

6 (PECAN 2006). El objetivo pricipal del Peca 2006 es garatizar la existecia de u sistema eergético e Caarias co calidad y catidad suficiete para ateder la creciete demada al meor coste posible. Este sistema eergético debe cumplir la premisa de sosteibilidad, co el máximo respeto a los criterios medioambietales. La creciete participació del gas atural e la geeració de electricidad e cetrales eléctricas de ciclo combiado permitirá, juto a la mayor diversificació de las fuetes eergéticas utilizadas, la obteció de importates ecoomías a través de u redimieto más elevado, así como de ua dismiució otoria de los iveles de cotamiació. El uso del gas atural propuesto e el PECAN 2006 supodría llegar a u 20% e el balace de eergía primaria e el año 2015, lo que represeta aproximadamete u 70% de la producció térmica de electricidad e régime ordiario, equivalete a u 40,5% sobre el total de producció eléctrica eta. El Gobiero de Caarias, a través de la Agecia Caaria de Desarrollo Sosteible y de Lucha cotra el Cambio Climático, ha elaborado la Estrategia Caaria de lucha cotra el Cambio Climático cetrada e el Pla de Mitigació de emisioes de gases de efecto iveradero e Caarias. La elecció del período de referecia refleja, de ua parte, los dilatados plazos de alguas actuacioes para poder hacer otar sus efectos y, de otra, u carácter práctico, cual es la coicidecia temporal co el esceario de futuro cubierto por el Pla Eergético de Caarias (PECAN 2006), ya que el sector eergético es resposable de más del 90% de las emisioes actuales de GEI e Caarias. Para el sector de la eergía los objetivos de reducció de GEI se mide e relació al esceario tedecial de cosumo eergético previsto e el PECAN Estas reduccioes so de Gg de CO2 Eq. e el año 2010 y de Gg de CO2 Eq. e el año Estas catidades asigadas al sector eergético correspode al 90% del total de la reducció prevista e el global del Pla de Mitigació. E la tabla 1 se desarrolla de forma más exhaustiva, para el sector eergético los objetivos sectoriales de reducció de emisioes totales auales de GEI de la ECLCC sobre valores tedeciales. Las medidas relacioadas co la trasformació de electricidad supoe el 60% del objetivo propuesto, destacado el peso de la implatació del gas atural (18% del total) y las eergías reovables (27,5%). Tabla 1 Fuete: Gobiero de Caarias

7 Podemos destacar que, de o cumplirse el ahorro de emisioes que la itroducció del Gas Natural aporta e el Pla de Mitigació e el año 2015, el aumeto de las emisioes sobre 1990 sería de u 36%. Esta cifra supoe 14 putos porcetuales más que lo previsto e el cojuto de medidas de este pla (22%), lo que se aleja sustacialmete del objetivo del 15% permitido para España. Estos resultados de reducció de emisioes cocuerda co los resultados de hacer ua extrapolació a partir de los países europeos que se ha realizado co técicas ecoométricas por parte de uestro equipo de ivestigació. La metodología que se emplea es la de pael de datos pues permite gaar eficiecia e las estimacioes, al mismo tiempo que posibilita trabajar co dimesioes temporales reducidas, evitado así la distorsió que puede aparecer por cambios estructurales e las series. Nuestras estimacioes aputa a que este proceso, e la líea que aputa el PECAN (20% gas y 8% reovables e eergía primaria), supodría ua reducció de las emisioes por habitate e u 23%. De cumplirse úicamete co el objetivo de las reovables y o hacerlo co el gas, las reducció sería de 16%; 7 putos meos. Este 7 % supoe (si corregir por efecto població) u ahorro de 950 Gg de CO2 (miles de Tm), resultado que es coherete co el objetivo del pla de Mitigació, que estima ua reducció de 900 Gg. 3.- COSTES, FRONTERA ENERGÉTICA EFICIENTE Y EVALUACIÓN DEL MIX ENERGÉTICO EN CANARIAS E esta tercera parte del artículo os cetraremos e los costes de geeració de electricidad e Caarias. Cosideraremos las pricipales tecologías existetes e Caarias, que so las platas de fuel-oil, la de diesel, la eólica o-shore y la foltovoltaica, y la úica alterativa factible a corto plazo que so las platas de Gas Natural de ciclo combiado. Fudametalmete, existe dos aspectos de los costes que les iteresa al gestor eergético y a los agetes ecoómicos e geeral. El primero so los costes medios. Pero tambié hay ua dimesió de los costes que es muy relevate y que se suele dejar de lado e este tipo de estudios, que es el relacioado co la icertidumbre o la volatilidad de la evolució futura de los costes. E este setido, o es lo mismo que los costes medios de ua tecología sea de 10 cets euro/kwh y que tegamos ua icertidumbre futura acerca de su fluctuació de más/meos 5 euros, que la icertidumbre sea de más/meos 1 euro. Los agetes ecoómicos so aversos a las fluctuacioes y prefiere claramete el segudo esceario al primero. A esta volatilidad futura os referiremos como riesgo e esta parte del artículo, el cual o es el mismo que el riesgo de sumiistro, auque sí está relacioados. Esta doble dimesió de los costes (coste medio y riesgo) la estudiaremos de maera idividual pero tambié e el total del mix eergético, para poder evaluar así el mix eergético actual e Caarias y aalizar y cuatificar la direcció e que puede mejorar e estas dos dimesioes Los costes medios La defiició de coste medio que se utiliza y calcula e la literatura relacioada, hace referecia a u coste promedio aual de producció de electricidad a lo largo de toda la vida útil de la plata, expresados e valor presete (2008 e uestro caso), ormalmete valorado e cétimos de euro por KWh producido. El coste medio se calcula como el valor presete de los flujos de costes geerados a lo largo de la vida de la plata (C t, para cada período de tiempo t), dividida por el valor presete de la producció eergética de la plata (X t, para cada período de tiempo t), La expresió es la siguiete:

8 CC T t= 1 = T t= 1 1 t (1 + r) 1 t (1 + r) C X t t, (1) dode r es el factor descueto aplicado, T es el úmero de años de la vida útil de la plata, y hemos supuesto que el flujo de costes y de producció pueda variar a lo largo de la vida de la plata. Como se muestra e el gráfico 3, existe distitos tipos de costes, cuya magitud depederá de cada tecología cosiderada. E primer lugar teemos los costes de iversió o de capital, que hace referecia al total de costes de plaificació y ejecució y el pago de itereses de la iversió o su coste de oportuidad. E segudo lugar está los costes de producció, que básicamete so el coste de combustible (e caso de ser ecesario) y los costes de operació y mateimieto (OM), que puede ser fijos o variables. E tercer lugar tambié cosideraremos otros costes, como so los de geeració de emisioes (que se imputará a las tecologías fósiles) y los costes de itermitecia o de iterrumpibilidad, que se imputará a las reovables co ua cuota de mercado relevate (superior al 15% aproximadamete). Gráfico 3 Estimar y predecir estos costes o es tarea fácil, ya que básicamete o dispoemos de series históricas y la iformació publicada es escasa. Lo que sí se cooce es la relació que existe etre estos tipos de costes co ua serie de parámetros claves sobre los cuales sí dispoemos de iformació, y cuyos valores depede de la tecología, el tamaños de la platas y de otras codicioes propias de la ecoomía que estamos aalizado. E el Apédice 1 mostramos la relació exacta etre estos parámetros y cada tipo de costes. La iformació de estos parámetros la hemos obteido de la AIE, de la NEA, de la escuela de igeieros de UK, del Miisterio de Idustria español y de coversacioes co expertos e la materia, lo que os ha permitido adaptar estos valores al caso de Caarias. De qué tipo de parámetros estamos hablado? Los gráficos siguietes muestra uos valores promedios y represetativos de estos parámetros para las cico tecologías cosideradas e Caarias.

9 Gráfico 4 Overight ivt. Cost, US$/KW 4100 Capacidad de la plata, % Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Coste adquisició combustible, US$/GJ Factor de eficiecia, % Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Costes de OM (total), US$/KW Coste Emisioes CO2, Euros/MWh (supuesto: precio emisioes = 15 E/Tm.CO2) Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Gas Diesel Fuel Eólica Fotov. Comezaremos por los parámetros que afecta al coste de iversió (ver apédice 1 para el cálculo exacto de cada compoete). E primer lugar, y el más importate, es el que se cooce como el overight ivestmet cost, que se refiere al desembolso total de la iversió (gastos de costrucció y plaificació) expresado e valor presete. Para las distitas tecologías aalizadas, destacamos que el desembolso de ua plata fotovoltaica es más del doble (uos 4 mil dólares/kw), seguido de las platas de diesel, de la eólica, la de fuel y las de CC de gas, que es la más barata segú este parámetro. Pero para calcular el coste de iversió por KWh tambié es muy importate lo que se cooce como la capacidad productiva de uso de la plata (el factor de carga). Este parámetro costituye ua de las grades diferecias que tiee aú las platas basadas e eergías fósiles respecto a las de eergía reovables. El factor de carga de las primeras roda el 75% e Caarias (e la Peísula y resto Europa es del 85% de media), mietras que la capacidad de las segudas está etre el 25% y el 30% de media. Para el cálculo de este coste de iversió tambié so importates el tiempo de costrucció de la plata, que va desde u año para la fotovoltaica a los 2-3 de la de fuel, la de diesel y la de CC de gas; la vida útil de la plata, que va desde los 20-

10 25 años para la eólica o la fotovoltaica a los de las otras; y el factor descueto, que va del 5% al 10% para todas las platas. Co relació a los parámetros que afecta al coste de combustible (tambié expresado e cets. de euro/kwh), además de la vida útil de la plata, el factor de carga y el factor descueto, hay tres parámetros claves. E primer lugar, el más importate, está el coste de adquisició actual del combustible, e el que se icluye el coste de la materia prima, el trasporte, los fletes, el refiado para el fuel-oil y el diesel o la regasificació para el gas. Para las reovables este coste es cero. Pero destacamos e el gráfico que las diferecias etre el coste del combustible etre las distitas eergías fósiles es muy destacado: el coste de adquisició del fuel-oil casi duplica al del gas y el del diesel casi lo triplica. El segudo parámetro importate es la tasa de crecimieto esperado de la adquisició del combustible durate la vida útil de la plata, que asumimos se coloque e el rago del 0-3% aual para los tres combustibles cosiderados. Y por último, teemos el factor de eficiecia del combustible, que represeta el porcetaje de Toeladas equivaletes de petróleo que termia siedo utilizadas para cosumo fial, el cual tambié difiere etre las tecologías fósiles. Como se aprecia e el gráfico 4, la eficiecia del gas por CC es del 50%, mietras que el del diesel es iferior al 45% y el del fuel al 40%. Co relació al coste total de OM (cosiderado el fijo y el variable expresado e térmios de KWh), teemos que el diesel es el más costoso, seguido del fuel y el gas. Para las reovables estos costes so más reducidos, auque e Caarias, debido a aspectos climáticos (la calima, el polvo e suspesió, etc.), so más elevados que e otros lugares y se aproxima a los de las platas de eergías fósiles. Por último teemos los costes de emisioes de CO2, co lo que se iteta iteralizar el coste social de las emisioes e los costes privados. Este coste se calcula como el precio de las toeladas de emisioes, que es comú a todos y se determia e el mercado de emisioes a ivel europeo. Actualmete está sobre los euros/tm de CO2 (las previsioes es que este coste suba por ecima de los iveles actuales) multiplicado por el factor de emisioes de cada tecología, que es e toro a los 0,40-0,45 Tm de CO2 por KWh para el CC de gas, etre 0,55-0,60 para el fuel-oil y etre 0,50-0,55 para el diesel. Por este motivo, tal y como muestra el gráfico 4, el mayor coste de CO2 lo asume las platas de fuel-oil y el meor las de CC de gas. Por último teemos el coste de iterrumpibilidad que sólo lo supoemos para la eólica, ya que es la úica tecología etre las reovables que se prevé que tega u grado de peetració superior al 15% e los próximos años; este coste se estima sobre los Euros/MWh. E realidad, uestra iformació sobre estos parámetros o es exacta. Dispoemos de u rago de valores, uos más probables que otros. Así, para calcular el coste medio realizamos u experimeto de Mote Carlo, cuyo procedimieto está resumido e el gráfico 5. Este experimeto cosiste e seleccioar de maera aleatoria u cojuto de estos parámetros (etre los factibles) y calcular u valor de los costes, y repetir este ejercicio u úmero amplio de veces (5000 e uestro caso). Así, obtedremos ua distribució de probabilidad de los costes e lugar de u valor putual. Gráfico 5

11 f Para cada tecología cosiderada, estas distribucioes de probabilidad está resumidas e los siguietes histogramas de frecuecia (gráfico 6). Segú el histograma del gas, e los casos más desfavorables (y que so muy poco probables), el coste podría llegar a ser de 9,5 cets. euro/kwh; e los más favorables (que tambié so muy poco probables) el coste estaría sobre los 5,5 cets. euro/kwh. Por su parte, lo más frecuete es que el coste esté e toro a los 7 cets. euro/kwh. Además, cosiderado los percetiles 5 y 95 de la distribució, el coste de geeració eléctrica co gas CC rodaría los 5,75-8,5 cets. euro/kwh. Para las platas de fuel-oil estos ragos estaría etre los 10 y 17, co ua media de algo más de 13 euros cets. euro/kwh. Nótese además que el percetil 95 del gas se matiee icluso por debajo del percetil 5 del fuel. El diesel es aú más caro; e realidad es el más caro de todos, icluso más que la fotovoltaica, y su coste está e el rago de los 15 y 24 cets. Euro/KWh, co 19 de valor medio. La eólica es la úica cuyos costes se puede asemejar hoy e día al CC de gas. Su coste estaría compredido etre los 6 y los 8 cets. Euro/ KWh, co u coste medio de 7,2; por último, la fotovoltaica roda etre los 11 y los 16, co u coste medio de 13,5. La Tabla 2 Muestra los valores medios y los percetiles 5 y 95 para cada tecología Gráfico 6.- Histogramas de frecuecia de Costes de geeració de electricidad Coste geeració electricidad e Caarias: Gas Natural (LNG) Coste geeració electricidad e Caarias: Diesel recuecia, simulació MC Coste, Cet.Euros/KW h frecuecia, simulació MC Coste, Cet.Euros/KW h Coste geeració electricidad e Caarias: Fuel-oil 800 Coste geeració electricidad e Caarias: Eólica, o-shore frecuecia, simulació MC frecuecia, simulació MC Coste, Cet.Euros/KW h Coste, Cet.Euros/KW h 800 Coste geeració electricidad e Caarias: Fotovoltaica frecuecia, simulació MC Coste, Cet.Euros/KW h

12 Tabla 2. Estimació de coste de geeració eléctrica e Caarias por tipo de tecología (cets. Euro/KWh) Eólica (oshore) GAS Diesel Fuel-Oil Fotovoltaica Media Percetil Percetil Estimació probabilística del 'bus bar levelizaed cost '; 5000 simulacioes de Mote Carlo L os costes icluye los costes de emisioes de CO2 y los costes de itermitecia de la eólica La Tabla 3 muestra los resultados de costes distiguiedo por cada tipo de costes. Si etrar mucho e detalle, destacamos que las platas de CC de gas preseta e todas las categorías (icluida e la de emisioes) uos costes sigificativamete iferiores que los de las platas de diesel y de fuel-oil. Además, tambié destacamos que las estructuras de los costes de las platas basadas e eergías fósiles difiere de maera otable de la de las platas de eergías reovables. Las primeras tiee a los costes de combustible como los más importates, mietas que e las segudas es el coste de iversió el que supoe el mayor porcetaje. Tabla 3. Estimació de los costes por tipo de tecología y tipo de costes e Caarias, Cets. Euro/KWh GAS Diesel Fuel-Oil Eólica (o-shore) Fotovoltaica costes de combustible Media 4.5 (63%) 15.2 (80%) 10.7 (78%) Percetil Percetil costes de iversió Media 1.3 (19%) 2.3 (12%) 1.5 (11%) 4.8 (67%) 12.8 (95%) Percetil Percetil Media 0.4 (6%) 0.6 (3%) costes de OM 0.3 (3%) 0.6 (9%) 0.7 (5%) Percetil Percetil Otros costes ( ej., iterrumpibilidad de la eólica) Media (24%) 0.0 Percetil Percetil Costes de emisioes de CO2 Media 0.86 (12%) 1.07 (5%) 1.17 (8%) Percetil Percetil Estimació probabilística del 'bus bar levelizaed cost'; 5000 simulacioes Ahorros totales e costes auales Hagamos u simple ejercicio sobre cuál sería el ahorro e costes de geeració de electricidad e Caarias por cambiar el mix eergético existete actualmete. Vamos a calcular los ahorros de costes por itroducir el Gas y alcazar el objetivo de peetració del 30% de las reovables e geeració. Tomamos como referecia el año 2015 por ser el que el PECAN 2006 cosidera como horizote. Los ahorros so para ese año pero puede servir como base para los demás años.

13 Supogamos que partimos de u sistema e el que el 74% de la electricidad se geera co fueloil, el 22,5% co diesel-oil y el 3,5% co eólica 3. Esta relació o se aleja mucho de la actual oferta de electricidad e Caarias. A partir de estas proporcioes y usado los costes promedio calculados ateriormete para estas tecologías, el coste poderado promedio para cada KWh de geerado e Caarias sería de 14,72 cétimos de euro. Si tomamos como dato la eergía puesta e red e el año 2007 (9.361 MWh), esto supoe u coste total de uos 1.377,75 milloes de Euros. Supoiedo los escearios de aumeto de la demada propuestos por el PECAN, la eergía puesta e red e 2015 sería de uos MWh. Si mateemos el mix cosiderado ateriormete, el coste total sería de 1.652,98 milloes de euros. Supogamos ahora la situació dode se cumple los objetivos del PECAN 2006 que correspode aproximadamete a: 22,5% de diesel, 30% eólica, fuel 7% 4 y gas 40,5%. Etoces el coste promedio sería de 10,28 cétimos de Euro y u el coste total alcazaría la cifra de 1.154,3 milloes de Euros. El ahorro total sería de 498,6 milloes de euros, de los cuales, 304,3 (u 61%) correspode a la sustitució del fuel-oil por gas y 194,4 a la eólica (39%). Del total de los 304,3 milloes, aproximadamete 48 milloes correspode a la valoració de las emisioes de CO2. E defiitiva, si el coste de la electricidad se pagara ítegramete por el cosumidor caario, la o itroducció del Gas supodría pagar u precio promedio u 26,3% más caro La icertidumbre y el riesgo de los costes. Desde el puto de vista del productor, iversor o gestor eergético, la icertidumbre o la volatilidad acerca de la evolució futura de los costes (lo que llamaremos riesgo e esta secció) es u aspecto muy importate a teer e cueta. Esta volatilidad depede de muchos factores, como es la evolució futura del precio del petróleo, del gas, de los costes de OM, de la evolució del mercado de emisioes de CO2, de la regulació de las reovables, del tamaño de las platas, del factor descueto, del moto total de la iversió, etc. Alguo de estos factores so comues a alguas tecologías, y otros so muy distitos. Por ejemplo, el riesgo que proviee del combustible y del mercado de emisioes será comú para las platas basadas e eergías fósiles, mietas que el riesgo proveiete de la regulació y de los altos costes de iversió será algo comú para las reovables. E geeral, estimar estas variazas (como medida del riesgo o volatilidad) es ua tarea muy difícil. Al o teer series históricas de los costes i procedimietos estadísticos de aproximació, hay que recurrir a procedimietos idirectos sobre los que o etramos e detalle e este artículo. Tomamos como referecia los resultados y la metodología de coocidos trabajos utilizados e la literatura para u mejor etedimieto de estos aspectos. Co respecto a las variazas de las tecologías idividuales destacamos lo siguiete. La variaza de los costes de las tecologías basadas e fósiles so similares etre sí, y su volatilidad proviee básicamete de la volatilidad del coste del combustible. Por su parte, la volatilidad de los costes de las reovables es sigificativamete meor que la de las fósiles; so similares etre ellas y su riesgo proviee básicamete de su alto coste iversor y de la regulació. E resume, el gestor eergético debe cosiderar la dimesió coste medio-riesgo. Si embargo, cetrarse e comparacioes etre tecologías ua a ua o es lo más relevate i realista. E realidad, lo relevate y útilo es eteder cómo cambia el coste medio y la variabilidad de los costes (el riesgo) e el mix eergético, y aalizar cuestioes como las siguietes: partiedo de u determiado mix eergético (por ejemplo el actual e Caarias), podemos reducir el coste medio y/o el riesgo, si perjudicar a la otra dimesió? E el caso de que la respuesta a esta preguta fuese afirmativa, el mix iicial sería ieficiete; por su parte, si la respuesta fuese egativa, el mix sería eficiete, ya que o podríamos mejorar e ua 3 Por simplificar supoemos que todas las reovables so de orige eólico. 4 Por simplificar, se cosidera e esta categoría aproximadamete u 3% de cogeeració.

14 dimesió de los costes si perjudicar a la otra. Resaltamos que o vamos a hablar de optimalidad, ya que ello depede de las preferecias del gestor eergético e térmios de coste medio-riesgo. Para llevar a cabo este tipo de aálisis y cuatificar la respuesta, ecesitaremos estimar lo que se cooce como la frotera eergética eficiete. Por motivos de espacio, daremos pocos detalles sobre los aspectos técicos de cómo se estima estas froteras. La frotera eergética eficiete e Caarias y la evaluació del mix actual Ua cartera eergética viee represetada por el cojuto de todos los pesos de las distitas tecologías que se usa para producir electricidad. Así, X1 es el porcetaje de producció eergética usado gas, X2 usado diesel, X3 usado fuel, X4 usado eólica y X5 usado fotovoltaica. Estos pesos siempre ha de sumar la uidad y está sujetos a ciertas restriccioes derivadas de aspectos técicos. Mietras que X1 y X3 cosideramos que puede estar etre cero y uo, X2 tedrá u límite iferior de 0,15 debido a la ecesidad de uso de estas platas e las islas pequeñas, mietras que la eólica y la fotovoltaica tedrá u límite de 0,30 y 0,10, respectivamete, por motivos de seguridad y estabilidad e el sumiistro eléctrico. Dado estos pesos, el coste medio del mix eergético se defie como la media poderada de los distitos costes idividuales. CC = X C + X C + X C + X C + X C E base al aálisis de costes medios realizado ateriormete, cuato mayor sea los pesos del gas y de la eólica (las más baratas), meor será el coste de la cartera eergética. Pero este resultado o es ta evidete cuado miramos a la variaza de la cartera eergética. Para eteder mejor la expresió de la variaza de la cartera, supogamos sólo dos tecologías (A y B). Var Mix X Var A X Var B X X A B 2 2 ( ) = 1 ( ) + 2 ( ) cov(, ) La variaza de la cartera eergética depede de las variazas idividuales, poderadas por sus pesos, pero tambié depede de cómo co-evolucioes sus costes. Así, cuato meor sea la correlació existete etre los costes de A y B, meor será la variaza y el riesgo de la cartera eergética. Nótese, por ejemplo, que si la correlació fuera muy egativa (cercaa a -1), la variaza de la cartera eergética podría ser casi cero. Desafortuadamete para el gestor eergético, e el caso de las tecologías de geeració de electricidad, las correlacioes de los costes o so egativas. Lo que teemos so tecologías co correlacioes muy altas (cercaas al máximo que es 1), que so básicamete etre las tecologías derivadas de fuetes fósiles: e toro a 0,7-0,8 para el fuel-oil y el diesel, y algo meos, e toro a 0,5-0,6 etre el CC de gas y estas dos. Desde el puto de vista del riesgo e los costes, os podemos referir a estas tecologías como tecologías sustitutivas. Por su parte, existe otras tecologías (cuado comparamos cualquier fósil co ua reovable) cuyas correlacioes de costes so muy bajas, etre 0,1-0,2. E este caso, podríamos referiros de tecologías complemetarias. La idea es que ta sólo la combiació de tecologías complemetarias lograría reducir de maera sigificativa el riesgo de la cartera eergética. Etedido esto, se preseta la estimació de la frotera eficiete de geeració de electricidad e Caarias, cosiderado las 5 tecologías cometadas ateriormete y las restriccioes e sus pesos. Para todas las combiacioes posibles de las distitas tecologías, u mix de la frotera miimiza el riesgo (variaza) para cada ivel de coste medio. Cada puto de la curva refleja u

15 ivel de coste medio y de variaza asociado a u determiado mix eergético. Nótese que estar a la izquierda de la curva sería ifactible, mietras que estar a la derecha estaría asociado a u mix eergético ieficiete. Tambié estar por ecima de lo que se llamaría la cartera de Míima Variaza (MV) (represetada por u triágulo claro e el gráfico 7) sería el resultado de ua combiació ieficiete, ya que mediate ua recombiació se coseguiría u meor coste medio a u mismo ivel de riesgo. Gráfico Frotera carteras eergéticas eficietes e Caarias. Aálisis media-variaza gas: 0% diesel: 51,7% fuel: 25,9% eólica: 12,4% fotov.: 10% gas: 0% diesel: 22,5% fuel: 74% eólica: 3% fotov.: 0,5% Actual MV h Coste, cets. euro / KW gas: 36,5% diesel: 15% fuel: 8,5% eólica: 30% fotov.: 10% gas: 19,1% diesel: 20,7% fuel: 20,2% eólica: 30% fotov.: 10% gas: 36,5% diesel: 15% fuel: 8,5% eólica: 30% fotov.: 10% gas: 75% diesel: 15% fuel: 0% eólica: 10% fotov.: 0% CCII CRII Media CCII, CRII Media CRII, MV Riesgo (variaza cartera) El mix actual e Caarias está aproximadamete costituido por u 0% de gas, u 22,5% de diesel, u 74% de fuel-oil, u 3% de eólica y u 0,5% de fotovoltaica. Está represetado e el gráfico por u cuadrado. Vemos que esta cartera es altamete ieficiete al estar muy alejada de la frotera e ambas dimesioes (coste medio y riesgo). Su coste medio supera los 14 cets. de euro/kwh, mietras que su riesgo está próximo al máximo posible. E este setido, la cartera de míima variaza propoe ua diversificació muy uiforme de las tres tecologías fósiles (casi u 20% cada ua), mietras que la eólica y la fotovoltaica se colocaría e sus cotas superiores (el 30% y 10%, respectivamete). La reducció de riesgo es sobre el 35% respecto a la iicial. Por su parte, la cartera de igual riesgo que la iicial (represetado por ua estrella sobre la frotera) tambié implicaría u cambio radical del mix iicial: el peso del gas pasaría a ser casi del 75%, el diesel se iría al míimo factible (el 15%), el fuel al 0%, al igual que la fotovoltaica, mietras que la eólica se colocaría e el 10%. La reducció de costes respecto a la iicial es casi la mitad. Cualquier posició ete esta cartera y al de MV mejoraría a la iicial e las dos dimesioes. Por ejemplo, tal y como está marcado e la gráfica co u rombo, ua alterativa que mejoraría la cartera iicial e ambas dimesioes supodría casi u 37% de gas, u 15% de diesel, u 8% de fuel-oil, u 30% de eólica y u 10% de fotovoltaica. Usado este mix, la reducció de costes medios sería de casi u 40% y del riesgo de u 30% respecto a la iicial. U hecho muy destacado es que esta cartera se asemeja bastate a la propuesta por el PECAN, que, aproximadamete es del 40% de gas, 25% de diesel, 8% de fuel, 25% de eólica y 5% de fotovoltaica. De hecho, esta cartera está muy cerca a la frotera eficiete como se puede observar e el gráfico 8.

16 Gráfico Frotera carteras eergéticas eficietes e Caarias. Aálisis media-variaza gas: 0% diesel: 22,5% fuel: 74% eólica: 3% fotov.: 0,5% Actual, MV Coste, cets. euro / KWh gas: 19,1% diesel: 20,7% fuel: 20,2% eólica: 30% fotov.: 10% gas: 40,5% gas: 33% diesel: 15% fuel: 11,7% eólica: 30% fotov.: 10% gas: 41,2% diesel: 15% fuel: 3,8% eólica: 30% fotov.: 10% diesel: 22,5% fuel: 7% eólica: 25% fotov.: 5% gas: 49,2% diesel: 15% fuel: 0% eólica: 30% fotov.: 5,8% CCII CRII Media CCII, CRII Media CRII, MV PECAN 2015 Riesgo (variaza cartera) 4.- CONCLUSIONES E este trabajo se ha aalizado la itroducció del gas atural e Caarias y las vetajas que puede supoer e térmios ecoómicos y de cumplimieto de los objetivos de la política eergética. La política eergética española se elabora co el propósito de reforzar los objetivos de garatía, fiabilidad y calidad del sumiistro eléctrico, así como de respeto al medio ambiete. Tambié co la determiació de dar cumplimieto a los compromisos de España e el ámbito iteracioal que se deriva de uestra perteecia a la Uió Europea. Estos mismos objetivos está reflejados e el PECAN La creciete participació del gas atural e la geeració de electricidad e cetrales eléctricas de ciclo combiado permitirá, juto a la mayor diversificació de las fuetes eergéticas utilizadas, la obteció de importates ecoomías a través de u redimieto más elevado, así como de ua dismiució otoria de los iveles de cotamiació. El uso del gas atural propuesto e el PECAN 2006 supodría llegar a u 20% e el balace de eergía primaria e el año 2015, lo que represeta aproximadamete u 70% de la producció térmica de electricidad e régime ordiario, equivalete a u 40,5% sobre el total de producció eléctrica eta. De esta forma, juto co el fometo de las reovables, pasamos de u 99,13% de depedecia de esta fuete a u 72%. Por otro lado, de o cumplirse el ahorro de emisioes que la itroducció del Gas Natural aporta e el Pla de Mitigació, el aumeto de las emisioes e 2015 sobre 1990 sería de u 36%. Esta cifra supoe 14 putos porcetuales más que lo previsto e el cojuto de medidas de este pla (22%), lo que se aleja sustacialmete del objetivo del 15% permitido para España. El gas es la tecología más barata para geerar electricidad, supoiedo casi u tercio del coste del diesel-oil y u poco más de la mitad del fuel-oil. Por lo tato, es la tecología fósil meos costosa co u alto marge de diferecia. El alto precio de los derivados del petróleo respecto al gas, juto a su meor eficiecia, determia la gra diferecia del coste etre estas tres tecologías. El ahorro total aual por la itroducció del Gas Natural e 2015 sería de 304,3 milloes de euros. Del total, aproximadamete 48 milloes correspode a la valoració de las emisioes de CO2. E defiitiva, si el coste de la electricidad se pagara ítegramete por el

17 cosumidor caario, la o itroducció del Gas supodría pagar u precio promedio u 26,3% más caro. El actual mix eergético e Caarias está cocetrado e u 95% e fuel-oil y diesel. Demostramos que es altamete ieficiete e la doble dimesió coste medio-riesgo. Cocluimos como itroducir el gas e el actual mix eergético reduce el coste medio sigificativamete, y e meor medida el riesgo. Por su parte, la diversificació co reovables permitirá reducir otablemete el riesgo y, e meor medida, el coste medio. E defiitiva, ua cartera compuesta por el 36% de gas, u 15% de diesel, u 9% de fuel-oil, u 30% de eólica y u 10% de fotovoltaica, permitirá reducir el riesgo e casi u 30% y el coste medio de geeració de electricidad e casi u 40%. Esta cartera se asemeja mucho a la propuesta por el PECAN. La complemetariedad de esta fuete eergética co las eergías reovables permite reducir el riesgo e los costes. Las gaacias que para Caarias puede teer itroducir el gas y cambiar el mix eergético a u sistema gas-reovables, co apoyo de otras fósiles: meor coste medio, meores emisioes de CO2 y de otros cotamiates, meores fluctuacioes de costes y precios e el futuro, meor riesgo de sumiistro, mayor versatilidad para hacer frete a i mprevistos e sumiistro eléctrico, meor depedecia del exterior y meor vulerabilidad del exterior. Podemos cocluir que la alterativa del gas como sustituto del petróleo y complemeto de las reovables resultaría ser la opció más favorable desde el puto de vista de la diversificació y seguridad e el sumiistro así como desde el puto de vista ecoómico y medioambietal. Además, destacamos la posibilidad de otros beeficios sobre los que o hemos hablado e este artículo, y que está relacioados co los beeficios sociales e materia de empleo, de exteralidades positivos hacia otros sectores ecoómicos, etc. E cualquier caso, o parece que los posibles costes medioambietales y ecoómicos ecesarios para poder itroducir el gas atural e Caarias pueda superar, i siquiera creemos que se acerque, a los beeficios que supodría su itroducció e el archipiélago.

18 Apédice 1. Fórmulas de costes Sea N el úmero de años de vida de la plata, r el factor descueto, lf el factor de carga de la plata (load factor), 8760 es el úmero de horas que tiee el año. El coste de iversió (CI): Deotemos el overight ivestmet cost como ci (US$/KW). Supogamos que la iversió se realiza durate T periodos, ates de la puesta e marcha de la plata. Defiamos los pesos Wk, k=1,2,,t, como los porcetajes de la iversió que se realiza e cada periodo. Para llevar estas iversioes al periodo presete (el periodo de puesta e marcha de la plata), aplicamos la T ( k 1) siguiete fórmula: ci W k (1 + r). T k = 1 Este térmio tiee que ser igual al valor presete de ua aualidad costate que costituye el coste de iversió aual, I, además del correspodiete pago de itereses. Así, la siguiete igualdad ha de cumplirse: ci T T ( k 1) Wk (1 + r) = = 2 k = 1 (1 + r) (1 + r) (1 + r) r (1 + r) ci I = (1 I(1 + r) I(1 + r) 1 T r (1 + r) T ( k 1) Wk (1 + r) + r) 1 k = 1 I(1 + r) I(1 + r) (1 + r) 1 Para obteer el coste promedio aual por KWh, ta sólo teemos que dividir esta expresió por la catidad de KWh geerada al año, que se obtiee multiplicado el úmero de horas del año, I 8760, por el factor de carga. Así: CI = 8760 lf Coste del combustible (CF): Sea cf el coste del fuel como iput productivo expresado e US$/GJ, gf la tasa de crecimieto aual de cf a lo largo de la vida de la plata, η el factor de eficiecia del combustible. El coste promedio aual del combustible se calcula: N N (1 + gf ) (1 + gf ) cf lf 8760 = 1 (1 + r) cf = 1 (1 + r) CF = = N N lf 8760 η 1 η (1 + r) (1 + r) = 1 = 1 Coste de operació y mateimieto, icluye fijo y variable (COM) Sea com el coste de operació y mateimieto como iput productivo (US$/MW); gcom la tasa de crecimieto aual de com a lo largo de la vida de la plata. El coste de OM promedio se calcula: N N (1 + gcom) (1 + gcom) com lf 8760 = 1 (1 + r) = 1 (1 + r) COM = = com N N lf (1 + r) (1 + r) = 1 = 1