PROYECTO FIN DE CARRERA
ANÁLISIS DE MEDIDAS PARA LA
SOSTENIBILIDAD DEL MODELO
ENERGÉTICO NACIONAL EN EL
HORIZONTE 2030
AUTOR: Carlos Ezquerra Pérez
MADRID, Junio 2008
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERÍA INDUSTRIAL
Autorizada la entrega del proyecto al alumno:
Carlos Ezquerra Pérez
LOS DIRECTORES DEL PROYECTO
José Ignacio Pérez Arriaga
Ignacio de Loyola Hierro Ausín
Fdo:
Fdo:
Vº Bº del Coordinador/a de Proyectos
Tomás Gómez San Román
Fdo: Fdo:
Resumen iii
Resumen
Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo energético
mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a
estos recursos. La situación en España es especialmente grave en relación con los dos
primeros aspectos. Además, España carece de una planificación global y de largo plazo
de todo el sector energético nacional que le permita proporcionar las directrices básicas
hacia la sostenibilidad energética.
Actualmente existe una gran incógnita sobre el futuro energético de España, de la
Unión Europea y del resto del mundo; pero un hecho es claro, el desarrollo sostenible se
ha convertido en un elemento central del progreso mundial y su trascendencia política
resulta clave. Las nuevas políticas públicas tienen el objetivo de ser compatibles con un
desarrollo sostenible en su triple dimensión: social, económica y medioambiental.
La Comisión Europea presentó el 28 de enero del 2008 un ambicioso plan para
reducir las emisiones de dióxido de carbono con el que trata de convencer al resto del
mundo, y especialmente a Estados Unidos, de que se sume a la lucha contra el cambio
climático. El objetivo es alcanzar un acuerdo global que suceda a Kyoto a partir de
2012. España sale bien parada del plan, pues se le exigen esfuerzos que parecen
asumibles, a diferencia de la negociación de 1997. Con este plan, Europa pretende
recortar en un 20% las emisiones de CO2 en el año 2020 con respecto a las del año
1990. España sale beneficiada con la nueva propuesta debido a que se toma como año
de referencia el 2005. El resultado es que si el protocolo de Kyoto permite a España
emitir un 15% más que en 1990 para el año 2012, la nueva propuesta de Bruselas eleva
esa cifra a un 30% para 2020.
El objetivo principal de este proyecto es modelar y analizar el sector energético
español en su conjunto, desde el punto de vista económico y técnico, para estimar los
efectos combinados que puedan producir los distintos mecanismos de ahorro energético
y en general, todos aquellos que nos conduzcan hacia un modelo energético sostenible a
largo plazo. Por tanto, el objetivo será identificar y evaluar las medidas que se le
podrían aplicar al sistema energético español con el fin de encaminarlo hacia una senda
de mayor sostenibilidad para el horizonte 2030, de tal forma que España pueda cumplir
Resumen iv
con los nuevos objetivos marcados por la comisión Europea. Por ello, en el proyecto se
analiza el potencial de las siguientes medidas:
- Ahorro y eficiencia en el sector de la edificación y en el sector servicios.
- Ahorro y eficiencia en el sector del transporte.
- Tecnología de captura y almacenamiento de CO2.
- La energía nuclear.
- El potencial de las diferentes energías renovables.
Todas estas medidas tienen un gran potencial de reducción de emisiones. Sin
embargo, no se pueden analizar estas medidas de una forma individual ya que muchas
de ellas se solaparían reduciendo el efecto que estas tienen por separado. Por ello, para
modelar el impacto conjunto de las distintas medidas hay que representar el
funcionamiento del sistema eléctrico español. De esta forma, una vez que se han
analizado las medidas comentadas anteriormente, se ha creado un modelo con la ayuda
de Microsoft Excel y Visual Basic que nos permite representar el sector energético
español para de esta manera poder ver el efecto conjunto que tendría la aplicación de las
medidas. El modelo creado es determinista y trabaja bajo la hipótesis de nudo único, es
decir, no considera la red de transporte ni la situación geográfica de las diferentes
centrales ni de los centros de consumo. El modelo creado genera distintos escenarios en
función de las entradas que se introduzcan. Las principales variables de entrada son:
- Nivel de intensidad en el ahorro y la eficiencia en el sector de la edificación, el
sector servicios y el sector del transporte.
- Porcentaje de coches y camiones híbridos enchufables, eléctricos puros e híbridos
no enchufables en el año 2030.
- Potencia instalada en el año 2030 de cada tipo de tecnología (eólica terrestre, solar
fotovoltaica, nuclear, centrales de carbón, ciclos combinados de gas natural, etc).
- Porcentaje de las centrales de carbón que disponen de la tecnología de CAC en el
año 2030.
Resumen v
- Precio del carbón, del gas natural y del CO2.
- Cantidad de cogeneración en la industria y porcentaje de viviendas con acceso al
Distric City en Cooling.
- Incremento del rendimiento medio de las centrales de carbón y de gas natural en el
año 2030 con respecto al rendimiento medio actual.
El modelo calcula para cada escenario la evolución de las emisiones de CO2 desde
hoy hasta el año 2030, así como los costes de generación eléctrica y el ahorro de energía
final respecto de un escenario tendencial.
Posteriormente, mediante el modelo creado, se han planteado varios escenarios de
simulación donde se ha evaluado la sostenibilidad del sector energético español. Se han
analizado las posibilidades de reducción de emisiones de este sector mediante el
impacto del fomento de las energías renovables, el ahorro y la eficiencia energética, la
implantación de los coches híbridos enchufables y otras medidas, para intentar alcanzar
la necesaria sostenibilidad del sector energético en España. Para cada uno de los
escenarios se analizan las distintas maneras de cubrir el mix energético en el año 2030,
por lo que se analiza el caso en el que se aumentara la potencia nuclear o no se
aumentara, así como el caso en el que la tecnología de captura y almacenamiento de
CO2 estuviese disponible o no lo estuviese en el horizonte temporal considerado en el
proyecto.
Por último, y a la vista de los resultados arrojados por las diferentes simulaciones, se
han obtenido las pertinentes conclusiones y recomendaciones, entre las que se puede
destacar que, si bien bajo las políticas actuales no es posible conseguir un marco de
desarrollo sostenible para el sector energético español, esto si sería posible bajo unas
políticas más decididas de ahorro y eficiencia y promoción de las energías renovables.
Por lo tanto, se muestra en las conclusiones finales como es posible cumplir con los
nuevos objetivos de España para el año 2020 y continuar con una disminución de las
emisiones de CO2 hasta el año 2030.
Resumen vi
Summary
Three elements are conditioning the sustainability of the world energy model: limited
resources, the environmental impact and the lack of equity in the access to these
resources. The situation in Spain is especially worrysome in the two first aspects.
Besides, Spain does not have a long term and global indicative plan for the national
power sector, which could provide the basic guidelines towards achieving a more
sustainable energy model.
In these days, there is an enormous doubt about the energy prospective in Spain, the
European Union and the rest of the world; but a clear fact is that the sustainable
development has become into a core element of the worldwide progress and its political
importance is strategy. The new public policies, in its purpose have to be compatible
with a sustainable development in its triple dimension: social, economic and
environmental.
The European Commission introduced on January 28, 2008 an ambitious plan to
reduce emissions of carbon dioxide with which tries to convince the rest of the world,
and especially to the United States, to join the fight against climate change. The aim is
to reach a comprehensive agreement to succeed Kyoto from 2012. Spain goes well stop
in the plan because it requires efforts that are more likely to be achieved, unlike the
negotiation of 1997. With this plan, Europe pretends a 20% cut in CO2 emissions in
2020 compared to 1990. Spain is favoured in the new proposal because it is taken as the
reference year 2005. The result is that if the Kyoto Protocol allows Spain to deliver 15%
more than in 1990, the Brussels proposal raises that number to 30% by 2020.
The primary target of this project is to model and to analyze the Spanish energy
sector as a whole, from the economic and technical point of view, to estimate the
combined effects that can produce the various mechanisms for energy saving and in
general all those that will lead us towards a sustainable energy model in the long term.
Therefore, the objective will be to study the Spanish energy system, in order to identify
and evaluate measures that could be applied to route on a path of greater sustainability
for the horizon 2030, trying to meet the new targets set by the European commission. In
consequence, the next following measures are analysed in the project:
- Saving and efficiency in the residence and services sector.
Resumen vii
- Saving and efficiency in the transport sector.
- The technology of capture and storage of CO2.
- The nuclear power.
- The potential of the different renewable energies.
All these measures have a great potential but these measures can’t be analyzed
individually because many of them overlap reducing the effect that they have
separately. Therefore, to model the overall impact of the various measures, the Spanish
energy system must be represented. Thus, a model was created using Microsoft Excel
and Visual Basic. The model created is deterministic and works under the assumption of
a single node, it does not consider the transmission grid nor the location of the various
central or centres of consumption. The created model generates different sceneries
depending on the income variables. The principal variables of entry are:
- Level of intensity in the saving and the efficiency of the residential, services and
transportation sector.
- Percentage of cars and trucks in 2030 that are plug-in vehicles, electric vehicles and
hybrid vehicles.
- MW installed in the year 2030 of every type of technology (wind, solar
photovoltaic, nuclear, coal plants, combined cycles of natural gas, etc).
- Percentage of the coal plants that have capture and storage of CO2 in the year 2030.
- Price of coal, natural gas and CO2.
- Quantity of cogeneration in the industry and percentage of houses with access to
Distric City in Cooling.
- Average efficiency improvement in the coal and gas natural plants.
The model calculates the evolution of the CO2 emissions from today to the year
2030 as well as the costs of electric generation. It also calculates the total amount of
final energy that is saved compared to a scenario where no measures would be applied.
Resumen viii
Lately, several scenes of simulation have been considered in order to evaluate the
sustainability of the current Spanish energetic sector and the possibilities of reduction of
the CO2 emissions. Several measures are analysed such as the impact of the promotion
of the renewable energies, the saving and the power efficiency, the plug-in vehicles,
trying to reach the necessary sustainability of the electrical sector in Spain. For each of
the sceneries there are analyzed different ways of covering the energetic mix in the year
2030. There is analyzed the case where the nuclear power would be increased and the
case where it would not, as well as the case where the capture and storage of CO2
technology would be available or it would not be available by the year 2030.
Finally, in view of the results thrown by the different simulations, the pertinent
conclusions and recommendations have been obtained, emphasizing that, although
under the current policies it is not possible to obtain a frame of sustainable
development, this would be possible under determined environmental protection
policies. Therefore, as appears in the final conclusions of the project, it is shown that it
is possible to achieve the new aims of Spain for the year 2020 and to continue with a
decrease of the greenhouse emission until the year 2030.
Índice ix
Índice
RESUMEN ...............................................................................................................................................III
SUMMARY .............................................................................................................................................VI
ÍNDICE..................................................................................................................................................... IX
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS ................................................................................................... XII
1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS DEL PROYECTO.................................................................. 2
1.1 Introducción .................................................................................................... 2
1.2 Motivación ...................................................................................................... 3
1.3 Metodología .................................................................................................... 7
1.4 Objetivos........................................................................................................ 12
2 RENOVABLES .................................................................................................................................. 15
2.1 Introducción .................................................................................................. 15
2.2 Eólica Terrestre ............................................................................................. 15
2.2.1 Potencial 16
2.2.2 Costes 18
2.2.3 Conclusiones 21
2.3 Eólica Marina ................................................................................................ 22
2.3.1 Potencial 22
2.3.2 Costes 25
2.3.3 Conclusiones 26
2.4 Solar Fotovoltaica ......................................................................................... 27
2.4.1 Potencial 27
2.4.2 Costes 29
2.4.3 Conclusiones 33
2.5 Termoeléctrica............................................................................................... 33
2.5.1 Potencial 34
2.5.2 Costes 35
2.5.3 Conclusiones 37
2.6 Biomasa ......................................................................................................... 38
2.6.1 Potencial 38
2.6.2 Costes 42
2.6.3 Conclusiones 46
3 EFICIENCIA Y AHORRO EN EL SECTOR DE LA EDIFICACIÓN ...................................... 48
3.1 Introducción .................................................................................................. 48
3.2 Nuevo marco legislativo en 2007 ................................................................ 51
3.3 Medidas a aplicar en el sector residencial .................................................. 52
3.4 Resultados de la aplicación de medidas ..................................................... 62
4 EFICIENCIA Y AHORRO EN EL SECTOR DEL TRANSPORTE .......................................... 69
4.1 Introducción .................................................................................................. 69
4.2 Contexto legislativo español y europeo...................................................... 78
4.3 Medidas a aplicar en el sector transporte ................................................... 81
4.3.1 Eficiencia en los vehículos 81
4.3.2 Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de Transporte 88
4.3.3 Plan de Movilidad Urbana Sostenible. 90
4.4 Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas.............................. 93
5 ENERGÍA NUCLEAR ...................................................................................................................... 98
5.1 Introducción .................................................................................................. 98
5.2 Conceptos básicos del funcionamiento de una central nuclear................ 98
5.3 Problemas principales ................................................................................ 101
5.3.1 Residuos 102
5.3.2 Seguridad 105
5.3.3 Proliferación 106
5.3.4 Percepción Social 107
5.3.5 Costes 107
6 CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CO2.......................................................................... 116
6.1 Introducción ................................................................................................ 116
6.2 Descripción de la tecnología de CAC ....................................................... 118
6.3 Estimación de los costes ............................................................................. 121
6.4 Limitaciones de la tecnología de CAC...................................................... 122
7 MODELO ......................................................................................................................................... 123
7.1 Variables de entrada................................................................................... 126
7.1.1 Datos de entrada 126
7.1.2 Inputs 129
7.2 Demanda de energía final y estructura de la generación eléctrica......... 134
7.2.1 Demanda de energía final 135
7.2.2 Cobertura de la demanda eléctrica 137
7.3 Salidas del modelo...................................................................................... 140
8 ANÁLISIS DE ESCENARIOS Y CONCLUSIONES ................................................................ 144
8.1 Escenario tendencial................................................................................... 144
8.2 Escenarios alternativos............................................................................... 150
8.2.1 Escenario E1 151
8.2.2 Escenario E2 159
8.3 Conclusiones y objetivos de España ......................................................... 168
9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 177
Resumen xii
Índice de Figuras y tablas
Ilustración 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible. ................................................................... 2
Ilustración 2: Relación entre temperatura y CO2.................................................................................. 5
Ilustración 3: Evolución de las emisiones de CO2 ................................................................................ 6
Ilustración 4: Triángulo de Estabilización.............................................................................................. 8
Ilustración 5: Trayectorias de estabilización del CO2 .......................................................................... 9
Ilustración 6: El potencial de eólica terrestre en España. ................................................................... 17
Ilustración 7: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado ............................................. 19
Ilustración 8: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre. ............................................. 20
Tabla 1: Parque eólico año 2005............................................................................................................. 21
Ilustración 9: Potencial de la eólica marina en España....................................................................... 23
Ilustración 10: Cantidad de energía media por superficie en España. Fuente: ASIF.......................... 27
Ilustración 11: Potencial de la fotovoltaica en España........................................................................ 28
Ilustración 12: Costes de una instalación fotovoltaica conectada [ASIF, 2005].............................. 31
Ilustración 13: Costes de una instalación fotovoltaica aislada [ASIF, 2005]. ................................... 32
Ilustración 14: Potencial de la termosolar en España [Greenpeace, 2005]. ...................................... 35
Ilustración 15: Precios de las tecnologías renovables [Barquín, 2003].............................................. 37
Ilustración 16: Potencial de la biomasa en España [Greenpeace, 2005]. .......................................... 39
Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa. ......................................................................................... 44
Ilustración 17: Consumo de energía primaria por sectores [IDAE]. ................................................. 49
Ilustración 18: Consumo de energía en los hogares [IDAE]. ............................................................. 50
Ilustración 19: Eficiencia de electrodomésticos [IDAE, 2007]............................................................ 57
Ilustración 20: Clasificación electrodomésticos [IDAE, 2007]. .......................................................... 58
Tabla 3: Consumo vivienda. .................................................................................................................. 63
Tabla 4: Ahorro viviendas. ..................................................................................................................... 65
Ilustracióm 21: Estructura de consumo sector transporte [IDAE]. ................................................... 70
Ilustracióm 22: Estructura de consumo transporte carretera [IDAE]............................................... 70
Ilustración 23: Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por sector en
España, Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad
Ambiental 2005............................................................................................................................. 71
Ilustración 24: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte
en España, 1990–2003.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de
Calidad Ambiental 2005. ............................................................................................................. 72
Ilustración 25: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte
en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. ............................................................... 73
Ilustración 26: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes
del transporte.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. ......................................................... 74
Ilustración 27: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio
de Medio Ambiente. .................................................................................................................... 75
Ilustración 28: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias acidificantes
procedentes del transporte. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. .................................. 76
Ilustración 29: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del ozono. Fuente:
Ministerio de Medio Ambiente. ................................................................................................. 77
Ilustración 30: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas. Fuente: Ministerio de
Medio Ambiente........................................................................................................................... 78
Ilustración 31: Emisiones totales de contaminantes atmosféricos. Fuente: Ministerio de
Medio Ambiente........................................................................................................................... 78
Tabla 5: Ahorro en el sector del transporte. [IDAE, 2007] ................................................................. 95
Ilustración 32: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005]. .................. 109
Ilustración 33: Costes de inversión centrales nucleares [Foro nuclear, 2007]................................ 110
Ilustración 34: Costes de inversión centrales nucleares [Eurelectric, 2007]................................... 111
Ilustración 35: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales nucleares
[PCGE, 2005]. .............................................................................................................................. 113
Ilustración 36: Costes de generación de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005]. ............... 114
Tabla 6:Estructura deconsumo actual................................................................................................. 128
Tabla 7:Estructura deconsumo en el año 2030................................................................................... 128
Ilustración 37: Entrada de inputs. ....................................................................................................... 129
Tabla 7:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007] ................................................................................ 133
Ilustración 38: Curva monótona de carga [Red Eléctrica, 2006]...................................................... 137
Ilustración 39: Curva monótona de carga año 2030.......................................................................... 138
Ilustración 40: Covertura de la curva monótona de carga............................................................... 140
Ilustración 41: Salidas del modelo....................................................................................................... 140
Tabla 8: Coeficinetes de emisiones [IDEA, 2007]. ............................................................................. 142
Ilustración 42: Población. ..................................................................................................................... 145
Ilustración 43: Parque de viviendas. ................................................................................................... 146
Ilustración 44: Parque de automóviles. .............................................................................................. 146
Ilustración 45: Consumo de energía final en el escenario tendencial............................................. 147
Ilustración 46: Consumo de energía final por sectores en el escenario tendencial....................... 147
Ilustración 47: Consumo de energía final por fuentes en el escenario tendencial........................ 148
Ilustración 48: Potencia instalada escenario tendencial. .................................................................. 149
Ilustración 49: Estructura de generación eléctrica escenario tendencial........................................ 149
Ilustración 50: Consumo de energía final en el escenario E1. ......................................................... 152
Ilustración 51: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E1...................................... 152
Ilustración 52: Producción eléctrica en el escenario E1. ................................................................... 153
Tabla 9:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007]. ............................................................................... 154
Tabla 9: Potencia instalada escenario E1. ........................................................................................... 155
Tabla 10: Generación eléctrica escenario E1. ..................................................................................... 156
Tabla 11: Costes y emisiones de CO2 escenario E1........................................................................... 156
Ilustración 53: Evolución emisiones de CO2 carbón prioritario escenario E1. ............................. 157
Ilustración 54: Evolución emisiones de CO2 gas natural prioritario escenario E1....................... 157
Ilustración 55: Evolución emisiones de CO2 con mejora de rendimiento. .................................... 159
Ilustración 56: Tipos de vehículos en el 2030..................................................................................... 160
Ilustración 57: Consumo de energía final en el escenario E2. ......................................................... 161
Ilustración 58: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2...................................... 161
Ilustración 59: Consumo de energía final en el escenario E2 con las nuevas medidas................ 162
Ilustración 60: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2 con las nuevas
medidas. ...................................................................................................................................... 163
Tabla 12: Potencia instalada escenario E2. ......................................................................................... 165
Tabla 13: Emisiones de CO2 y costes de generación del escenario E2 en el 2030 . ....................... 165
Tabla 14: Generación eléctrica escenario E2. ..................................................................................... 166
Ilustración 61: Generación eléctrica escenario E2 con gas natural prioritario. ............................. 166
Ilustración 62: Generación eléctrica escenario E2 con carbón prioritario. ..................................... 167
Ilustración 63: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 gas natural prioritario....................... 167
Ilustración 64: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 carbón prioritario. ............................. 168
Ilustración 65: Triángulo de estabilización Español. ........................................................................ 169
Ilustración 66: Objetivos de España. ................................................................................................... 170
Ilustración 67: Cumplimiento de objetivos carbón prioritario. ....................................................... 171
Ilustración 68: Cumplimineto de objetivos gas natural prioritario. ............................................... 171
1 Introducción y objetivos del
proyecto
Introducción y objetivos del proyecto 2
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
1 Introducción y objetivos del proyecto
1.1 Introducción
Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo energético
mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a
estos recursos. La situación en España es especialmente grave en relación con los dos
primeros aspectos. Además, España carece de una planificación global y de largo plazo
de todo el sector energético nacional, que le permita proporcionar las directrices
básicas hacia la sostenibilidad energética.
El objetivo de este proyecto es estudiar el sistema energético español, con el fin de
identificar y evaluar las medidas que se le podrían aplicar para encaminarlo en una
senda de mayor sostenibilidad para el horizonte 2030.
En el último cuarto del siglo pasado y los inicios del siglo XXI se ha percibido una
creciente preocupación por el abastecimiento energético, por el agotamiento de las
principales fuentes de energía actuales y por la sostenibilidad del modelo energético
vigente. Esta sostenibilidad debe tener una triple dimensión: social, económica y
medioambiental, de tal manera que la producción y el consumo de energía no pueden
entenderse fuera de estas tres dimensiones.
Ilustración 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible.
Actualmente existe una gran incógnita sobre el futuro energético de España, de la
Unión Europea y del resto del mundo; pero un hecho es claro, el desarrollo sostenible
Introducción y objetivos del proyecto 3
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
se ha convertido en un elemento central del progreso mundial y su trascendencia
política resulta clave. La sostenibilidad energética es un problema de carácter mundial.
Como se ha señalado anteriormente, existe una preocupación creciente por el
desarrollo sostenible, que lo ubica dentro de las prioridades políticas de la Unión
Europea, habiéndolo incorporado oficialmente como tal en la pasada Cumbre de
Estocolmo. Las nuevas políticas públicas, tienen el objetivo de ser compatibles con un
desarrollo sostenible en su triple dimensión: social, económica y medioambiental. La
adopción de estas nuevas políticas medioambientales exige el desarrollo de nuevos
instrumentos económicos, entre los que destacan los mercados de emisiones de gases
de efecto invernadero y los mecanismos competitivos de promoción de energías
renovables.
1.2 Motivación
Este proyecto surge motivado por la creciente preocupación por el “cambio
climático”. Muchos estudios, por ejemplo el [IPCC, 2007], muestran la crítica
importancia de la intervención humana en el cambio climático más reciente y el que se
prevé que tendrá lugar, con consecuencias en general muy negativas para la
civilización actual.
La existencia de impactos medioambientales antropogénicos en la producción y uso
de la energía se ha observado desde hace tiempo. La deforestación de muchas áreas o
la contaminación asociada a los procesos industriales son casos bien conocidos. Pero,
aunque graves, se trataba de impactos locales. En los últimos cien años los efectos
locales han pasado a ser amenazas globales. Es un hecho reciente el reconocimiento de
la asociación de la energía con problemas medioambientales de carácter global, que ya
afectan la salud humana y la calidad de vida, pero muy particularmente las de las
generaciones futuras.
La utilización de combustibles fósiles, ya sea en pequeñas instalaciones distribuidas
o en grandes instalaciones, lleva asociada un considerable impacto ambiental. La
combustión de combustibles fósiles da origen a emisiones a la atmósfera de óxidos de
nitrógeno y dióxido de carbono. Además el carbón y el petróleo dan lugar a óxidos de
Introducción y objetivos del proyecto 4
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azufre y partículas en suspensión. Todas estas sustancias pueden afectar seriamente a
la salud de las personas.
Los gases de efecto invernadero absorben energía infrarroja calentando la superficie
terrestre y la atmósfera. El efecto de calentamiento que producen estos gases se llama
efecto invernadero, es decir, la energía solar queda atrapada por los gases, del mismo
modo en que el calor queda atrapado detrás de los vidrios de un invernadero. Si no
existiera este fenómeno, la temperatura de la superficie de la tierra sería de unos veinte
grados bajo cero.
El gas de efecto invernadero más importante de origen antropogénico es el CO2,
que se emite en la combustión de combustibles fósiles y de biomasa, lo que produce
más CO2 que cualquier otra actividad humana.
Las consecuencias de estas emisiones se relacionan con el cambio climático. Desde la
Revolución Industrial hasta ahora la concentración de CO2 en la atmósfera ha pasado
de 280 ppmv (partes por millón en volumen) a 360 ppmv y puede llegar a 750 ppmv a
final del presente siglo. Las mejores estimaciones disponibles hasta la fecha indican que
la temperatura media puede aumentar entre 1,5 y 6 grados centígrados para el año
2100. Estabilizar la concentración de CO2 en la atmósfera a cualquier nivel requeriría
cortar las emisiones de CO2 a la mitad de lo que son ahora, y esto tendría que
conseguirse en las próximas décadas para que el nivel estable no superase en mucho al
actual. Aunque se consiga estabilizar la concentración de CO2, el aumento de
temperatura y la subida de nivel del mar continuarán durante cientos de años. La
credibilidad de estas afirmaciones parece razonable.
En el siguiente gráfico se muestra la relación entre las variaciones en la
concentración de CO2 en la atmósfera y las variaciones de temperatura durante los
últimos 400.000 años.
Introducción y objetivos del proyecto 5
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Ilustración 2: Relación entre temperatura y CO2
Pero la variación de la temperatura media es sólo una de las muchas
manifestaciones del cambio climático, algunas de ellas de potencial carácter
catastrófico: patrones de precipitaciones, corrientes marinas y circulación atmosférica,
productividad agrícola, ámbito de propagación de animales y de enfermedades, e
intensidad y frecuencia de condiciones climáticas extremas.
Nótese que un aumento en la temperatura media de, por ejemplo, 3 ºC, puede
suponer aumentos de más de tres veces este valor en determinadas regiones de la
Tierra.
Por este motivo se están proponiendo y se han puesto en marcha nuevas políticas
orientadas a frenar este problema. Los gobiernos acordaron en 1997 Protocolo de Kyoto
del Convenio Marco sobre Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). El acuerdo ha
entrado en vigor sólo después de que 55 naciones que suman el 55% de las emisiones
de gases de efecto invernadero lo hayan ratificado. En la actualidad son 129 países los
que lo han ratificado alcanzando el 61,6 % de las emisiones como indica el barómetro
de la UNFCCC.
La Comunidad y sus Estados miembros han acordado cumplir conjuntamente sus
compromisos de reducir las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero
contemplados en el Protocolo de Kyoto en un 8% respecto a los niveles de 1990 en el
período comprendido entre 2008 y 2012. La Directiva pretende contribuir a que se
cumplan en mayor medida los compromisos de la Comunidad Europea y sus Estados
Introducción y objetivos del proyecto 6
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miembros, mediante un mercado europeo de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero eficaz y con el menor perjuicio posible para el desarrollo económico y la
situación del empleo.
Para reducir las emisiones de los sectores industriales en Europa, la Comisión
Europea ha establecido la Directiva Europea de Comercio de Emisiones, por la cual los
25 países de la UE tienen que diseñar un Plan Nacional de Asignación de Derechos de
Emisión (PNA) donde se fija el número de derechos de emisión que se distribuirán a
las instalaciones industriales.
La situación española es especialmente preocupante. España desde hace tres lustros
mantiene un importante crecimiento del consumo de energía eléctrica y de intensidad
energética, incrementándose cada vez más la dependencia de las fuentes fósiles y por
lo tanto aumentando las emisiones de CO2.
Esto hace que España se encuentre cada vez más lejos de cumplir los objetivos a los
que se comprometió en el protocolo de Kyoto. En la siguiente gráfica podemos
observar la evolución de las emisiones de efecto invernadero en España (1990-2005),
junto con una estimación para el 2011 de seguir este ritmo de crecimiento.
Ilustración 3: Evolución de las emisiones de CO2
De seguir con esta tendencia en 2008-2012 las emisiones en España serán superiores
en un 52,64% a las del año base, lo que supone un 28,64% por encima de lo permitido
en el acuerdo firmado, por el que podemos sobrepasar en un 24% las emisiones del año
base (1990). Ante esta situación, España esta obligada a acudir a los mecanismos de
Introducción y objetivos del proyecto 7
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flexibilidad, para poder cumplir con el objetivo de Kyoto, y a adquirir en el mercado de
comercio de emisiones o a través de Mecanismos de Aplicación Conjunta o de
Desarrollo Limpio un total de derechos muy por encima del 15%.
En el año 2005 las emisiones totales de GEI alcanzaron las 442.425 MT de CO2-
equivalente. Esta cifra supone un 52,8% de aumento respecto a las emisiones del año
base, y un aumento del 3,39% respecto a las emisiones de 2004. El objetivo para la
primera fase es estabilizar las emisiones como las del año 2002, pero como hemos
podido comprobar de momento no se ha conseguido, ya que van en aumento.
Mi motivación surge ante la preocupación de los posibles efectos de una cantidad
excesiva de emisiones de CO2 y debido a la necesidad de un cambio en el panorama
energético español, de tal manera que España pueda alcanzar una senda de mayor
sostenibilidad en el futuro.
1.3 Metodología
La metodología de este proyecto es la seguida por el estudio realizado por Robert
Socolow y Stephen Pacala de la Universidad de Princeton en el informe [Socolow,
2004] acerca de las posibles medidas de estabilización de la concentración de CO2 en la
atmósfera.
En este estudio se establece como unidad de medida de mitigación la “cuña”. Una
cuña representa una actividad que supone una reducción de las emisiones de carbono
de 1Gt al año en 2054, respecto a una situación “Business as Usual” (BAU) en la que
apenas se hubieran aplicado medidas de reducción de emisiones. Esta reducción de
emisiones comienza siendo nula hoy en día y aumenta de forma lineal hasta conseguir
una reducción de 1 Gt de carbono al año dentro de 50 años. De esta forma, el total de
emisiones conseguidas por una cuña a lo largo de 50 años es de 25 Gt de carbono. Para
conseguir la estabilización de la concentración de CO2 en la atmósfera en el valor de
500 ppm, la tarea en los próximos años, según [Socolow, 2004], es conseguir implantar
alrededor de siete cuñas, con lo que se conseguirían evitar 175 Gt de emisiones de
carbono.
Introducción y objetivos del proyecto 8
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Estas siete cuñas conformarían el llamado “Triangulo de Estabilización”.
Ilustración 4: Triángulo de Estabilización
El Triángulo de Estabilización se basa en la elección entre dos posibles trayectorias
para los próximos 50 años:
- Una trayectoria basada en la estabilización de la concentración de CO2 en al menos
el doble de la preindustrial (500ppm). Esto sólo se puede lograr si se actúa de forma
inmediata, manteniendo constantes las emisiones actuales de 7 GtC al año hasta 2054.
Después sería necesario disminuir dichas emisiones de forma lineal hasta 2104, año en
que se alcanzarían unas emisiones netas nulas.
- Una trayectoria en la que se llegaría a triplicar la concentración de CO2
preindustrial (850ppm). A esta situación se llega si no se actúa de forma inmediata,
permitiendo que las emisiones se dupliquen hasta alcanzar las 14 Gt de carbono
emitido al año en 2054, momento en el que se mantendrían constantes hasta 2104. A
partir de ese año se comenzarían a reducir las emisiones de forma lineal hasta alcanzar
en 2154 unas emisiones netas nulas.
Introducción y objetivos del proyecto 9
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Ilustración 5: Trayectorias de estabilización del CO2
En este estudio también se presentan quince actividades que podrían considerarse
como cuñas, las cuales están divididas en tres categorías:
Categoría I: Eficiencia y Conservación
1. Eficiencia del transporte: Suponiendo que en 2054 haya 2.000 millones de vehículos
(aproximadamente tres veces los que hay hoy en día) y que de media recorriesen al año
10.000 millas (16.000 km), se podría constituir una cuña si en lugar del consumo medio
actual de 30 millas por galón (5 km por litro) se consiguiera que en 2054 los vehículos
recorrieran 10 km por cada litro de combustible.
2. Reducir el uso del transporte: También se podría obtener una cuña si el consumo
medio de los 2.000 millones de vehículos en 2054 continuara siendo de 5 km/l, pero
que la distancia recorrida al año se redujera a la mitad.
3. Eficiencia de los edificios: Tomando medidas de eficiencia energética en calefacción,
refrigeración, ACS e iluminación se pueden conseguir importantes ahorros energéticos
que conllevan reducciones de emisiones significativas. En un estudio realizado por el
IPCC en 1996, se afirma que la mitad del potencial de ahorro de los países
desarrollados se encuentra en los edificios.
Introducción y objetivos del proyecto 10
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4. Eficiencia de las centrales: Se puede crear una cuña si la mitad de la electricidad
obtenida a partir de carbón en 2054 se produjera en centrales con una eficiencia del
60% en lugar del 40% actual.
Categoría II: Descarbonización de la electricidad y los combustibles
5. Sustitución de carbón por gas natural: Las emisiones de carbono por unidad de
electricidad son en torno a la mitad en las centrales de gas que en las de carbón. Debido
a que 700 GW de plantas de carbón emiten 1 Gt de carbono al año, sería necesario para
formar una cuña, la sustitución de 1400 GW de centrales de carbón por centrales de gas
en 2054. La potencia que se debería cambiar a gas es cuatro veces mayor que la actual.
6. Captura de carbono en centrales eléctricas: La captura y almacenamiento de carbono
(CAC) evita en torno al 90% de las emisiones de una central de combustible fósil. Por
tanto, se conseguiría una cuña instalando CAC en 800 GW de centrales de carbón o
1600 GW de centrales de gas, en los próximos 50 años.
7. Captura de carbono en plantas de hidrógeno: El hidrógeno obtenido en el momento de
la captura del CO2 se puede utilizar para sustituir a los combustibles fósiles tanto en el
transporte como en la generación de electricidad. Una cuña requeriría la instalación de
CAC en centrales de carbón que produjeran 250 MtH2 al año, o en el caso del gas
natural, con una producción de 500 MtH2 al año. El primer valor corresponde a seis
veces la producción actual de hidrógeno.
8. Captura de carbono en centrales de sinfuel: El sinfuel es un combustible diésel
sintético que se obtiene a partir de gas natural o carbón. Actualmente, la instalación
más grande de sinfuel del mundo es Sasol en Sudáfrica, que produce 165.000 barriles al
día. Una cuña requiere 200 instalaciones como la de Sasol con CAC en 2054.
9. Fisión nuclear: Una cuña de electricidad nuclear sustituiría 700 GW de centrales de
carbón eficientes en 2054. Esto requeriría 700 GW de nuclear, con el mismo factor de
capacidad del 90% supuesto para las centrales de carbón, o alrededor del doble de la
capacidad nuclear que existe actualmente. El ritmo global de construcción de centrales
nucleares entre 1975 y 1990 podría dar lugar a una cuña, si continuase durante 50 años.
Introducción y objetivos del proyecto 11
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10. Electricidad eólica: Una cuña de electricidad eólica requeriría la puesta en marcha
de 2.000 GWp, sustituyendo a centrales de carbón, o lo que es lo mismo, 2 millones de
aerogeneradores de 1 MWp. Esto supondría multiplicar por 50 la potencia instalada
actualmente de 40 GWp. Los aerogeneradores necesarios ocuparían alrededor de 30
millones de hectáreas (en torno al 3% de la superficie de EE.UU.), algunos en tierra y
otros en el mar (offshore). Pero al estar los aerogeneradores bastante distanciados entre
sí, la tierra ocupada por ellos puede tener múltiples usos.
11. Electricidad fotovoltaica: Al igual que en el caso de la eólica, una cuña de
electricidad fotovoltaica requeriría 2.000 GWp de potencia instalada que sustituyera a
centrales de carbón. Esto supone multiplicar por 700 la potencia instalada hoy en día,
lo cual corresponde a alrededor de 2 millones de hectáreas ocupadas por placas
solares, o de 2 a 3 m2 por persona.
12. Hidrógeno renovable: Se puede obtener hidrógeno a partir de electricidad
renovable mediante electrolisis. El hidrógeno producido por 4 millones de
aerogeneradores de 1 MWp podría constituir una cuña sustituyendo a la gasolina o el
gasóleo, si éste fuera utilizado en vehículos de pila de combustible altamente eficientes.
13. Biocombustibles: Los combustibles fósiles también pueden ser reemplazados por
biocombustibles como el bioetanol. Una cuña de biocombustible se alcanzaría
mediante la producción de alrededor de 34.000 millones de barriles de bioetanol al día.
Esta producción es 50 veces mayor que la actual y la mayoría corresponde a la caña de
azúcar de Brasil y al maíz en EE.UU. Una cuña requeriría 250 millones de hectáreas
dedicadas a plantaciones de alto rendimiento en 2054, una superficie equivalente a la
sexta parte del terreno mundial dedicado al cultivo. Por tanto la producción de
biocombustibles puede perjudicar a la agricultura alimenticia.
Categoría III: Sumideros naturales
14. Gestión de los bosques: Al menos media cuña se podría crear si el ritmo actual de
tala de los bosques tropicales se redujera a cero en los próximos 50 años en vez de
reducirse sólo a la mitad. Una segunda mitad de cuña sería posible reforestando
aproximadamente 250 millones de hectáreas en los trópicos o 400 millones de hectáreas
en zonas templadas (las superficies actuales de bosque tropical y templado son 1.500 y
Introducción y objetivos del proyecto 12
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700 millones de hectáreas respectivamente). Una tercera media cuña se podría
conseguir estableciendo aproximadamente 300 millones de hectáreas de plantaciones
en tierra deforestada.
15. Gestión de suelos agrícolas: Cuando zonas forestales o praderas se convierten en
tierras de cultivo, se pierde hasta la mitad del carbono del suelo, ante todo debido a
que el labrado anual de la tierra incrementa la descomposición, al airear la materia
orgánica. Alrededor de 55 GtC, o lo equivalente a dos cuñas, se ha perdido
históricamente de esta manera.
Prácticas como la conservación de los cultivos (por ejemplo, las semillas pueden ser
sembradas sin arar), el uso de cubrecultivos y el control de la erosión puede acabar con
las pérdidas. Si las técnicas de conservación de cultivos se llevaran a cabo en los
terrenos de cultivo de todo el mundo, se estima que se podrían evitar emisiones
equivalentes a entre media y una cuña entera.
Todas las medidas candidatas a ser cuñas suponen un esfuerzo realmente grande
para ser aplicadas. Sin embargo todas ellas corresponden a prácticas que ya existen y
se están llevando a cabo. Hoy en día, se puede comprar electricidad procedente de un
aerogenerador, de unas placas solares, de una turbina de gas o de una central nuclear.
También se puede comprar hidrógeno producido durante el procedimiento de captura
del carbono, biocombustible para impulsar un vehículo y cientos de mecanismos para
mejorar la eficiencia energética. Igualmente, se pueden visitar bosques donde las talas
han cesado, granjas donde se practica la conservación de cultivos e instalaciones que
inyectan carbono en reservas geológicas. Todas estas opciones ya están por tanto
implementadas en una escala industrial y podrían desarrollarse a una mayor escala en
los próximos 50 años para proporcionar al menos una cuña.
1.4 Objetivos
El objetivo principal de este proyecto es contribuir a una planificación energética
sostenible del sistema español, contribuyendo con el análisis detallado de un conjunto
de medidas y evaluando su potencial y características básicas. Este análisis ha de
permitir conocer mejor las opciones disponibles y poder realizar un debate público
Introducción y objetivos del proyecto 13
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sobre el conjunto más adecuado de medidas a adoptar en la planificación energética.
Algunos de los objetivos son:
1. Estudio de las centrales nucleares como sustitutivo de las centrales de carbón y/o
gas.
2. Estudio del potencial de las energías renovables (eólica, solar y biomasa)
3. Estudio de la eficiencia de los edificios y medios de transporte.
4. Consideración de la captura y almacenamiento de CO2 como nueva alternativa.
5. Análisis de los resultados de las medidas anteriores para obtener cuales serían las
que habría que aplicar en el sector energético español.
La mayor dificultad surgirá a la hora de juntar todas medidas y hacer
combinaciones. Un objetivo importante es saber como podré analizar todas las
medidas conjuntamente ya que a la hora de realizar el mix energético necesario hay
medidas que se solaparían con otras reduciendo el efecto que casa una de ellas tienen
de manera independiente.
Por ello, nuestro objetivo más importante será construir un modelo en Excel en el
que podamos combinar todas las medidas comentadas anteriormente y generar
distintos escenarios en el horizonte 2030. Así, los objetivos finales serán:
7. Modelo en Excel
8. Análisis de escenarios.
2 Energías renovables
Renovables 15
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2 Renovables
2.1 Introducción
El sistema eléctrico español depende casi en su totalidad de los combustibles
fósiles. Los combustibles fósiles son los causantes de elevadas emisiones, por lo que
para reducir las emisiones es una prioridad encontrar una energía que sustituya en
gran medida a la energía fósil.
Las medidas tomadas en el ámbito de la Unión Europea en los últimos años,
[Bruselas, 2007], que determinan la evolución energética que hay que seguir para
desarrollar un modelo sostenible, dan un papel relevante a las energías renovables.
Pero para poder considerar a las energías renovables como una parte significativa de la
solución real es necesario contestar antes a unas preguntas básicas:
o ¿Qué potencial energético tienen las energías renovables?
o ¿Son económicamente competitivas?
o ¿Qué nivel de penetración de energía eléctrica de origen intermitente es
admisible?
Por ello, es necesario un análisis a nivel nacional del potencial de esta energía y de
su coste para determinar qué peso tendrían que tener las energías renovables en el
marco energético español en los próximos años.
2.2 Eólica Terrestre
La energía eólica terrestre convierte la fuerza del viento en electricidad, mediante
aerogeneradores situados en tierra. La fuerza del viento varía para cada una de las
regiones de la península por lo que la potencia dada por un parque de generadores
será mayor si este parque se instala en una zona con un viento fuerte y que sople de
manera regular.
Renovables 16
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2.2.1 Potencial
Los techos de potencia eólica instalable en España dependen de la disponibilidad de
superficie para instalar parques eólicos y de la densidad de potencia instalada por la
que se opte. Para el cálculo de la superficie disponible hay que tener en cuenta
restricciones medioambientales, zonas urbanas, zonas agrícolas, etc. Este valor varía
dependiendo de los criterios aplicados. Por otro lado la densidad de potencia instalada
depende de las características técnicas de la tecnología eólica elegida para la instalación
y del tamaño del parque, ya que un aerogenerador tiene un mayor rendimiento si
funciona solo que si está rodeado de más aerogeneradores.
En principio hay que diferenciar entre terreno llano y terreno accidentado y estudiar
para cada uno de ellos qué tecnología sería la óptima a instalar y qué disponibilidad de
recurso eólico hay en cada tipo de terreno. En [Greenpeace, 2005] se realiza un estudio
del máximo potencial eólico terrestre de la península. Estos resultados se obtienen
partiendo de una disponibilidad de superficie obtenida tras la aplicación de criterios
restrictivos, la posterior obtención de la óptima densidad de potencia basándose en
criterios del mínimo coste y mayor rendimiento de la instalación y finalmente
suponiendo el potencial eólico disponible en una zona como una distribución Weibull.
En terreno llano se toma como representativa del potencial eólico a la altura del buje
una distribución de Weibull dada por c = 6,5 m/s y k = 1,5. Estos valores representan
un emplazamiento eólico relativamente malo respecto a los actualmente explotados,
sin embargo, lo que se pretende es que sean representativos de las condiciones del
emplazamiento medio ante una situación de una muy elevada penetración de la
energía eólica, por lo que la mayoría de emplazamientos empleados serán
significativamente peores que los actualmente explotados, puesto que evidentemente
el desarrollo de la tecnología ha empezado por la explotación de los mejores
emplazamientos disponibles. Para la aplicación en terreno accidentado, se considera
representativo del potencial eólico disponible a la altura del buje una distribución de
Weibull dada por c = 8 m/s y k = 2. Estos parámetros son representativos de un
emplazamiento significativamente mejor que el correspondiente al emplazamiento en
terreno llano, pues normalmente se corresponde con aplicaciones en lugares más
expuestos al viento. En el informe de Greenpeace se ha supuesto una aproximación
Renovables 17
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estadística del valor del potencial eólico por provincias debido a la dificultad para
obtener datos para elaborar series temporales del recurso por provincia.
La tecnología que se considera en este informe es la de un aerogenerador tripala de
transmisión directa (sin multiplicación de velocidad), con operación a velocidad
variable y control de paso individualizado para cada pala, y bajas velocidades de
arranque (2-2,5 m/s). Las máquinas elegidas tendrían, respectivamente, 2,05 MW (con
71 m de diámetro y altura de buje de 70 m) en terreno llano y 810 kW (con 48 m de
diámetro y altura de buje de 65 m) en terreno accidentado.
Los resultados obtenidos en [Greenpeace, 2005] son que la instalación de toda la
potencia eólica terrestre posible en cada comunidad autónoma supondría un techo de
potencia de 915 GW y un techo de generación eléctrica de 2.285 TWh/a, incluyendo
dentro de esto tanto terreno llano como terreno accidentado. Este valor de potencia a
instalar estaría distribuido por comunidades autónomas según la siguiente figura:
Ilustración 6: El potencial de eólica terrestre en España.
El valor optimizado de densidad de potencia es de 3,84 MW/km2 en terreno llano y
de 3,04 MW/km2 en terreno accidentado. Los parques instalados hasta la fecha en
España tienen valores de densidad de potencia inferiores a los obtenidos en el informe
de [Greenpeace, 2005], por ejemplo el parque eólico de Penas da Mosa ubicado en Lugo
tiene una potencia de 21,3 MW y ocupa una superficie de 10 km2 o el parque eólico de
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PE Monseibane, también en Lugo que tiene una potencia de 41,4 MW y ocupa 16km2.
La densidad de potencia de estos dos parques es aproximadamente 2,4 MW/km2 y su
puesta en marcha se realiza en el año 1998 por lo que suponer que la afirmación de que
la densidad de potencia de los parques eólicos españoles en la actualidad se encuentra
entre los 3,04 y 3,84 MW/km2 es razonable aunque optimista.
Considerando 915 GW de techo de potencia y una densidad de 3,04 MW/km2, la
más desfavorable de las dos, se obtiene que el terreno peninsular ocupado por parques
eólicos es el 52,6% de la superficie total peninsular. Esta cifra de terreno ocupado es
obviamente inviable, lo que lleva a la conclusión de que el límite de instalación de
potencial eólico terrestre se encuentra en el porcentaje de terreno ocupado y no en la
carencia de recurso eólico.
Otro parámetro muy importante a la hora de evaluar la potencia que es necesario
instalar es el factor de carga. Promediando todos factores de carga de los distintos
emplazamientos peninsulares obtenidos del informe [Greenpeace, 2005] se obtiene un
factor de carga del 29,78%.
2.2.2 Costes
La energía eólica terrestre requiere de un análisis de costes para examinar si es
competitiva por sí sola. A la hora de evaluar los costes de la energía eólica terrestre hay
que tener en cuenta que no es una energía nueva sino que lleva varios en
funcionamiento, lo que implica que esta tecnología se encuentra en una posición
bastante avanzada de su curva de aprendizaje; esto se ve reflejado en unos costes de
inversión y funcionamiento menores que el resto de tecnologías renovables,
excluyendo la hidráulica. Según [Greenpeace, 2007] los costes de inversión de la
energía eólica terrestre son de 880 €/kWe en terreno llano y 950 €/kW en terreno
accidentado y unos costes de operación y mantenimiento en terreno llano de entre 1,32
y 0,43 c€/kWh según categoría y en terreno accidentado de entre 1,77 y 0,57 c€/kWh
también variando según categoría. Lo anterior implica un coste medio en terreno llano
de 7,87 c€/kWh y en terreno accidentado de 8,33 c€/kWh. El coste de producir energía
eólica en terreno accidentado es superior debido a que tiene una menor densidad de
producción que en el terreno llano, es más complicada la instalación y se instalan
Renovables 19
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máquinas de menor tamaño. Los bajos costes medios obtenidos por este informe son
debidos principalmente a que se considera que los parques eólicos producen solamente
en función del viento disponible y no intervienen en la regulación del sistema eléctrico;
si se considerase que intervienen en la regulación y su factor de carga disminuyese,
estos costes subirían considerablemente.
En el libro [Barquín, 2003] se da una visión general de la evolución del coste de las
energías renovables. En él se considera que los costes de la energía eólica son
principalmente costes de capital y dependen de los tipos de interés aplicados y el factor
de carga es del orden de 0,25 en nuevas instalaciones, aunque es previsible una mejora.
En este libro se realiza una comparativa de costes entre la energía eólica y los ciclos
combinados, siendo clara la dependencia de la tasa de interés y los años de
amortización, llegando a la conclusión de que los costes de la energía eólica
generalmente son superiores a los de los ciclos combinados aunque las externalidades
son mucho menores, lo que hace que la diferencia de coste sea mucho menor, llegando
incluso a alcanzar los ciclos combinados costes superiores a los de la eólica. El informe
concluye que esta energía es la más competitiva de las renovables. Esto es debido al
impulso que se le ha dado en los últimos años. Un ejemplo es que el objetivo de la
Comisión Europea para el año 2010 es que la capacidad de producción eólica de la
Unión sea de 40.000 MW.
Ilustración 7: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado
Los costes de inversión y operación y mantenimiento de ambos informes son muy
similares. Por otro lado los factores de carga utilizados por cada informe también son
Renovables 20
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muy similares. En [Greenpeace, 2007] se considera un factor de carga de
aproximadamente el 28% mientras que en [Barquín, 2003] se considera un factor de
carga del 26%. Es previsible que en un futuro próximo estos factores de carga
aumenten.
En un informe elaborado por el foro nuclear sobre la competitividad de la energía
nuclear frente a otras energías en el 2004, [Foro, 2004] se obtiene un coste medio de
energía eólica de 9,164 c€/kW; este valor es un poco más elevado que el considerado
por [Greenpeace, 2007].
Por otro lado [IDAE, 2004] estima la siguiente evolución de costes de inversión
desde el año 1987 hasta el 2004 para la instalación de parques eólicos:
Ilustración 8: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre.
A partir de la figura se puede concluir que el coste medio de inversión en los
últimos años está en torno a 920 €/kW. Este valor se encuentra dentro del margen de
valores dados por el resto de informes.
A continuación, tomando los datos de un parque eólico tipo según el PER, [IDAE,
2005], se puede ver que los gastos de operación y mantenimiento son de 1,51 c€/kWh,
que son superiores a los obtenidos en los otros informes; por otro lado se cuantifican
los gastos de desmantelamiento de la central, que son aproximadamente un 3,5% de los
costes de inversión. En los informes anteriores al realizar el coste medio de producir
energía eólica no se ha tenido en cuenta el coste de desmantelamiento, pero al ser este
valor tan pequeño este error es despreciable.
Renovables 21
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Tabla 1: Parque eólico año 2005
Una vez comparados los valores obtenidos en diferentes informes se puede concluir
que el coste de inversión de un parque eólico en el 2007 es de aproximadamente 900
€/kW, el coste de operación y mantenimiento es inferior a 1 c€/kWh y el coste de
desmantelamiento de la instalación es despreciable. A su vez el periodo de instalación
de un parque eólico es de medio año y su vida útil está alrededor de los 20 años.
Finalmente se considera un coste medio de 8,1 c€/MWh para el año 2007, que sería
la media entre los costes de la eólica en terreno llano y accidentado obtenidos en
[Greenpeace, 2007].
2.2.3 Conclusiones
La península es un territorio rico en recurso eólico y esto se ve reflejado en el
elevado potencial que se estima en los informes citados con anterioridad. A su vez esta
tecnología lleva varios años desarrollándose lo que permite que hoy por hoy tenga un
coste competitivo y sea dentro de las renovables la que tenga un mayor potencial
instalado. Estas características hacen prever el aumento de parques eólicos en un
futuro y su disminución de los costes.
Pero no es posible la explotación de todo el potencial eólico ya que esto supondría la
ocupación de grandes extensiones de terreno, por lo que se ha concluido que el papel
que ocupará en un futuro la tecnología eólica estará limitado por el porcentaje de
terreno a ocupar con parques eólicos.
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El potencial de generación eólica de una superficie de terreno dependerá de la
densidad de potencia, que actualmente se puede estimar entre 3,04 MW/km2 y 3,88
MW/km2. Un aumento de la densidad implicaría un mejor aprovechamiento del
terreno. Aunque no se prevé un aumento considerable en los próximos años.
2.3 Eólica Marina
La energía eólica marina convierte la fuerza del viento en electricidad, mediante
aerogeneradores situados en el mar. Su emplazamiento permite un ahorro de terreno
que es la gran limitación de la eólica terrestre, aunque lo que se ahorra en superficie
terrestre se pierde en superficie marina. A su vez algunas zonas costeras son muy ricas
en recurso eólico. El cómputo global del recurso costero español permite disponer de
un gran potencial eólico marino.
2.3.1 Potencial
En el informe [Greenpeace, 2005], la tecnología considerada para el análisis del
potencial es la de un aerogenerador de operación a velocidad de rotación variable, con
cambio de paso individualizado para cada pala. La máquina elegida tendría 4,5 MW,
con 114 m de diámetro y altura de buje de 120 m. Se considera una densidad de
potencia instalada de 5,6 MW/km2, a una distancia entre 5 y 40 km de la costa y
profundidad de hasta 100 m.
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Ilustración 9: Potencial de la eólica marina en España.
Los resultados obtenidos en el informe de Greenpeace concluyen que se podrían
instalar 164.760 MW de potencia eléctrica basada en la energía eólica marina. Como se
puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en Castellón. Es de destacar que
Galicia, Asturias, Cantabria, Valencia y Andalucía podrían generar con eólica marina
una cantidad de electricidad superior a su propia demanda eléctrica. Instalar
164.760MW de eólica marina a una densidad de potencia instalada de 5,6 MW/km2
supondría ocupar 29.421 km2 de superficie marina alrededor de la costa. Esto supone
para comunidades como Asturias, con 345km de costa, cuyo potencial es de 22,68 GW
ocupar 4050 km2 de superficie a una distancia entre 5 y 40 km de la costa. La
instalación de estos generadores masivamente podría acabar con la pesca y afectar al
turismo, con implicaciones desiguales dependiendo de la comunidad autónoma de que
se trate.
En el estudio [SEA WIND, 2004] realizado por Garrad Hassan para Greenpeace se
desarrolla un escenario para el año 2020 en el cual, mediante la instalación de 240.000
MW eólicos marítimos en la UE-15 se consigue satisfacer el 30% del consumo eléctrico
actual de la UE-15 y el 23% del consumo previsto para 2020. En este estudio, la
previsión de potencia marítima instalada en España para el 2020 es de 25520 MW. Se
Renovables 24
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consideraron aerogeneradores de una altura de 60 m sobre el nivel del mar, con una
densidad de potencia de 6 MW/km2, con una envergadura máxima de 40m y a una
distancia a la costa de 30 km. Esta referencia no proporciona información cuantificada
del reparto espacial de esta potencia dentro de la geografía española, a excepción de un
mapa donde se indica cuantitativamente posibles emplazamientos para la instalación
de esa potencia.
Por otro lado el informe [IDAE, 2005] estima que el recurso eólico en el mar puede
ser superior en torno a un 20% al recurso eólico de las superficies terrestres cercanas
esa zona costera. También determina que el recurso eólico marino es más fácilmente
predecible y de una mayor calidad debido a que no existen accidentes orográficos. Esta
afirmación en el caso español es muy esperanzadora ya que España tiene 4.000
kilómetros de costa.
Por último un estudio de la Comisión Europea, [Bruselas, 2004], calculó que España
podría tener 25 GW de potencia instalada de eólica marina en 2020, lo que supone el
doble de la que actualmente hay en eólica terrestre. También es interesante comparar
con los informes anteriores las características técnicas del primer parque eólico marino
instalado en la península. El primer parque eólico se instalo en Bilbao en el dique de
Zierbena a finales del año 2006. Este parque esta constituido por 5 aerogeneradores de
78 m de altura, un diámetro de 83 m y un peso de 65 toneladas. Cada uno de estos
generadores tiene una potencia de 2 MW, 2 veces menor a la considerada por el
informe de [Greenpeace, 2005], y en total el parque ocupa una superficie de 1580 m2, lo
implica una densidad de potencia de inferior a la obtenida en el informe de
[Greenpeace, 2005] esto es lógico si se tiene en cuenta que el tamaño del aerogenerador
del parque de Bilbao es inferior. Éste parque suministra 23500 MWh al año y su coste
de inversión ha sido de 10 millones de euros.
La diferencia de conclusiones obtenidas por los informes anteriores pude deberse a
que esta tecnología es muy nueva y no ha dado tiempo a realizar un análisis
exhaustivo del potencial del recurso eólico en el mar.
De los informes anteriores el que realiza un estudio del potencial con mayor detalle
es el de [Greenpeace, 2005] aunque en él se reconoce la dificultad para llevar a cabo
este estudio debido a la falta de datos. De este informe también se obtiene un
coeficiente de carga medio peninsular de 31,08%.
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Independientemente de la disparidad de resultados reflejados en los informes
nombrados sí se puede concluir que la península es muy rica en recurso eólico marino
y por lo tanto esta energía renovable puede ser parte de la solución al masivo uso
actual de fuentes de energía no limpias, aunque al ser una tecnología tan nueva
seguramente se vea limitada por el coste en los primeros años de su desarrollo.
También se puede concluir que la densidad de potencia de los parques eólicos
marinos es superior a la densidad de los parques eólicos terrestres. Esto se debe a la
falta de accidentes demográficos en el mar; a su vez esta densidad depende del tamaño
del aerogenerador, y teniendo en cuenta las pequeñas dimensiones del parque de
Bilbao, se puede suponer que en el futuro se instalarán aerogeneradores de mayor
tamaño, por lo que se puede considerar una densidad de potencia de entre 5,6
MW/km2 y 6 MW/km2.
2.3.2 Costes
Al igual que para la eólica terrestre, el emplazamiento tiene un importante efecto
sobre el coste de la electricidad generada con esta tecnología. A pesar de que la
instalación en el mar de generadores de similares características precisa de una
inversión inicial muy superior, incluso el doble, la producción de electricidad es más
estable y un 20% superior a los ubicados en tierra. Y la vida útil del parque marino, con
un buen mantenimiento, puede llegar a duplicarse.
Al mismo tiempo, por ser mayores los costes fijos es necesario instalar parques de
elevada potencia con el fin de reducir dichos costes. También los costes de operación y
mantenimiento serán mayores.
Los costes actuales de la electricidad generada con eólica marina según el informe
de [Greenpeace, 2005] oscilan entre un valor medio mínimo de 6,14 c€/kWhe y
máximo de 14,39 c€/kWhe. Este valor se obtiene de unos costes de inversión medios de
1600 €/kW y unos costes de operación y mantenimiento de entre 3,23 y 1,66c€/kWh
según categoría.
En el informe [UGT, 2006] financiado por la Unión Europea se estima en 1500€/kW
los costes de inversión de la eólica marina. A la vista de los datos manejados en
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informes a nivel europeo y mundial como: [WEO, 2006], [WETO, 2004] y [Bonn, 2004]
se puede concluir que los costes de inversión se encuentran entre los 1700 $/kW y los
2000 $/kW para parques marinos y los costes totales de producción se sitúan en
aproximadamente 95 $/MWh.
De los informes anteriores, y teniendo en cuenta las condiciones del recurso eólico
en España, se puede concluir que la energía eólica marina en la actualidad tiene un
coste de inversión aproximado de 1600 €/kW y unos costes medios de generación de
10,265 c€/kWh.
2.3.3 Conclusiones
Debido no sólo a la situación geográfica española sino también a la riqueza de
recurso eólico, esta tecnología tiene gran un potencial y se prevé que juegue un papel
importante dentro de las renovables en un futuro, por ello se están impulsando desde
el gobierno medidas para favorecer el aumento de parques marinos.
Pero hay varios obstáculos que tiene que superar. Uno de ellos es la dificultad
técnica de la ubicación de un aerogenerador en el mar, que además supone un
incremento del coste. El otro obstáculo es cómo se vera afectado el medio que rodea al
parque, lo que no sólo implica el medio ambiente sino también cómo afectará a la pesca
o el turismo; estos tres factores hacen que la población se encuentre reacia a la
instalación de parques marinos.
Hay que tener en cuenta que gracias a que la tecnología eólica terrestre se encuentra
muy avanzada en su curva de aprendizaje, la tecnología eólica marina puede
desarrollarse con mayor rapidez, lo que permitirá que se reduzcan los costes de esta
última a mayor velocidad que la eólica terrestre; esto implica que la curva de
aprendizaje de la eólica marina tendrá una mayor pendiente que la de la eólica
terrestre.
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2.4 Solar Fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica consiste en la exposición continua de un panel
fotovoltaico a las radiaciones solares, transformándolas en electricidad. El recurso solar
es muy rico en toda la superficie terrestre lo que la hace una tecnología muy atractiva.
Pero tiene un gran inconveniente, que son sus elevados costes que impiden que sea
competitiva por sí sola y necesite de incentivos para su desarrollo.
2.4.1 Potencial
El recurso solar es abundante en España, con áreas de alta irradiación, lo que hace
que la península disponga de condiciones muy adecuadas para la energía solar
fotovoltaica.
En la siguiente figura se ofrece una estimación de la cantidad de energía media
diaria por unidad de superficie en España, según 5 zonas climáticas.
Ilustración 10: Cantidad de energía media por superficie en España. Fuente: ASIF
Aunque el flujo solar máximo en la superficie ronda 1 kWh/m2, la media anual de
dicho flujo en ciertos emplazamientos puede llegar a ser de tan sólo 0,1 ó 0,3 kWh/m2.
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En el informe [Greenpeace, 2005] se evalúa el potencial de la península
considerando la tecnología fotovoltaica con seguimiento. La energía solar fotovoltaica
con seguimiento se consigue con grandes agrupaciones de generadores fotovoltaicos,
frecuentemente con un mecanismo que permite seguir el “movimiento” del sol de este
a oeste, con lo que consiguen un mayor rendimiento. Es una alternativa interesante
para aquellas personas o entidades que, no disponiendo de espacio para integrar una
instalación fotovoltaica en su edificio, desean sin embargo invertir en energía solar
fotovoltaica para generar energía limpia. Las densidades de ocupación de terreno y de
potencia dependerán de la latitud. En el informe de [Greenpeace, 2005] se consideran
terrenos con pendiente inferior al 3% en cualquier orientación, y hasta el 10% con
orientaciones de SE a SW.
Ilustración 11: Potencial de la fotovoltaica en España.
Según el informe de Greenpeace se podrían conseguir 708.400 MW de potencia
fotovoltaica en instalaciones de energía solar fotovoltaica con seguimiento, generando
1.382,2 TWh al año. Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en las
dos Castillas.
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Las densidades de ocupación del terreno dependen de la latitud. La latitud varía de
36ºN a 45ºN y conforme aumenta la latitud disminuye la densidad que varía
aproximadamente de 23 a 9 MW/km2, para poder tomar un número de referencia de
la superficie ocupada se toma la media de densidades 16 MW/km2 por lo que 708.400
MW ocuparían 44.275 km2 (8% del total español) de superficie.
La densidad de potencia con un panel sin seguimiento es de aproximadamente 5
MW/km2, por lo que el uso de paneles con seguimiento aumentaría más del doble la
densidad.
A la vista de estos resultados se puede decir que España cuenta con un potencial
muy alto. Sin embargo, hay que tener en cuenta que en la obtención de dichos
resultados no se han considerado limitaciones económicas. En efecto, el aumento de la
penetración fotovoltaica traerá consigo una reducción de costes, pero ésta no se
producirá si no existe voluntad por parte del sector en aumentar la implantación
fotovoltaica.
2.4.2 Costes
Los costes tan elevados de esta tecnología son la gran barrera a superar para poder
impulsar su desarrollo. La energía solar fotovoltaica se encuentra en desventaja con
respecto a las energías convencionales por varios motivos: en primer lugar, por la
necesidad de contar con un sistema de almacenamiento que supone entre un 20% y un
30% del coste total de la instalación; además, se necesita también de un equipo de
regulación, que puede suponer en costes entre un 15% y un 20% del total; en tercer
lugar, al ser una tecnología que aún no se encuentra comercialmente madura, aún es
una tecnología cuyo equipo es caro. De igual modo, la ingeniería y la instalación
pueden suponer alrededor del 20% del sistema.
Existen diversas tecnologías renovables con un gran potencial de generación y
costes significativamente inferiores a los de la fotovoltaica. De hecho, los costes de
generación actuales de la fotovoltaica son con diferencia los más elevados de las
diversas tecnologías renovables disponibles.
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Según [Greenpeace, 2007] el caso más favorable de la solar fotovoltaica lo presenta
la fotovoltaica con seguimiento, con un coste actual de la electricidad comprendido
entre 42,2 y 79,6 c€/kWhe según la provincia considerada. Los costes medios de
inversión son 10.123 €/kWh y los costes de operación y mantenimiento oscilan entre
los 4,74 y los 2,87 c€/kWh según categoría. Las provincias más favorables son Cádiz,
Sevilla, Ciudad Real y Granada. Este informe supone de cara al futuro una reducción
de costes impulsada entre otras cosas por un aumento de vida útil de 25 años a 40 años,
aunque esta suposición es muy dudosa debido a la reducida vida útil de las baterías
que integran la instalación.
Según el informe [IDAE, 2005] el coste de implantación de la energía solar
fotovoltaica depende de factores como el tipo de aplicación (conectada o aislada), el
tamaño, el tipo de tecnología y las condiciones de mercado. A lo largo de los años de
desarrollo de la energía solar fotovoltaica los costes de inversión han experimentado
una bajada significativa, evolucionando desde los 9.500 euros por kW instalado en el
año 1999 a 8000 euros por kW instalado en 2004. Estos valores son inferiores a los
dados por el informe de [Greenpeace, 2007] ya que los de este informe son para
fotovoltaica con seguimiento y los dados por el [IDAE, 2005] son para fotovoltaica sin
seguimiento. Este aumento de costes de la fotovoltaica con seguimiento se vería
compensada por un aumento de rendimiento con respecto a la fotovoltaica sin
seguimiento.
En las siguientes tablas se refleja la diferencia de costes entre un sistema aislado y
un sistema conectado a red, [ASIF, 2005]:
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Ilustración 12: Costes de una instalación fotovoltaica conectada [ASIF, 2005].
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Ilustración 13: Costes de una instalación fotovoltaica aislada [ASIF, 2005].
Las condiciones de mercado se están revelando de una importancia crucial, que va
más allá de la reducción de costes de fabricación por economía de escala. En función de
las características del mercado los precios varían sustancialmente. Así mercados como
el de Reino Unido con una potencia instalada total inferior a 10 MW tienen precios
medios muy altos que pueden superar los 10 €/W. En el lado opuesto el mercado
alemán, en el que se instalaron en el 2003 más de 130 MW, y cuya potencia total
instalada está superando los 400 MW, los precios se han reducido un 20% en el periodo
1999-2003 situándose al día de hoy por debajo de los 4,5 €/W. En cuanto al futuro del
mercado español, es previsible que se produzca un cambio significativo en el tamaño
del mercado, y en principio cabría esperar que se produzcan a corto plazo descensos
significativos en los precios. En este sentido se estima que duplicar el tamaño del
mercado puede significar una reducción de los precios del orden del 18% (German
Solar Industry Association) por la curva de aprendizaje.
Finalmente la comparativa realizada por el Foro Nuclear, [Foro, 2004] sitúa a la
energía fotovoltaica en un coste medio de 42,5 c€/kWh en instalaciones de potencia
inferior a 5 kW y un coste de 24,5 c€/kWh en instalaciones de más de 5kW.
Las primas de la fotovoltaica han sido muy elevadas hasta la fecha para permitir la
competitividad de esta en el mercado. De los informes anteriores se puede concluir que
el coste de la energía solar fotovoltaica sin seguimiento es menor que el de la energía
solar con seguimiento aunque el rendimiento de la primera es menor. Esto supone
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entre otras cosas una mayor utilización de terreno para la instalación, es decir una
menor densidad de potencia.
Los costes medios aproximados de generación con fotovoltaica sin seguimiento son
33,5 c€/kWh y los de fotovoltaica con seguimiento son de 70 c€/kWh, aunque esta
última tecnología al estar menos desarrollada se prevé una rápida disminución de los
costes en un periodo de tiempo pequeño.
2.4.3 Conclusiones
A lo largo del 2004 el crecimiento de la tecnología fotovoltaica ha sido el mayor en
España –pasándose de 18 MWp a 37 MWp de potencia instalada-, por lo que se
recuperó buena parte del retraso que tenía acumulado. Los límites en este momento
parecen más bien fruto de restricciones en la materia prima de silicio que en la
voluntad inversora de los promotores, lo cual indica que la prima es muy generosa. Se
pueden prever reducciones sistemáticas de costes en el futuro que deben traducirse en
una progresiva reducción de las primas para las nuevas instalaciones. Las ayudas
directas a la inversión que todavía existen en algunas CCAA parecen claramente
innecesarias y deberían redirigirse a la I+D en este campo.
Por último, es evidente que la disponibilidad de recursos solar es muy alta y que
esto no debe ser una barrera en la evolución de esta tecnología. Así pues, las barreras y
desafíos de la generación fotovoltaica son la reducción de costes, el aumento de la
densidad de potencia, la eliminación de dificultades administrativas y el
mantenimiento de esfuerzo en investigación.
2.5 Termoeléctrica
La energía solar térmica consiste básicamente en el calentamiento de un fluido
caloportador por acumulación de la radiación solar. Dentro del área de la energía solar
térmica, se distingue entre solar térmica de baja temperatura y solar térmica de media
y alta temperatura. La principal aplicación de la primera es para calentamiento de agua
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sanitaria, la segunda se emplea generalmente para producción de electricidad en
centrales, razón por la cual es denominada termoeléctrica.
Una central solar termoeléctrica utiliza un campo de espejos para concentrar la
radiación solar directa, consiguiendo calentar un fluido a altas temperaturas. Con esta
fuente caliente se genera electricidad como en una central térmica convencional.
La termoeléctrica de baja temperatura se ha tenido en cuenta a la hora de evaluar las
medidas de ahorro y eficiencia energéticas en los edificios.
2.5.1 Potencial
En España, el primer marco para el desarrollo comercial de la tecnología de
concentración solar fue instaurado por el Plan de Fomento de las Energías Renovables
en España 2000-2010, [IDAE, 2005a], que marcaba un objetivo de potencia eléctrica
mediante estos sistemas de 200 MW en el año 2010. Pese a esto, en el periodo 1999-2004
no se había finalizado ningún proyecto del área termoeléctrica.
Tras un cambio regulatorio que hizo más atractiva la instalación de centrales solares
termoeléctricas, se han puesto en marcha proyectos más significativos, como la central
PS- 10, las instalaciones cilindro-parabólicas Andasol I y II y otras iniciativas ya en fase
de promoción, que totalizan una potencia a instalar de 325 MW.
El nuevo PER 2005-2010, [IDAE, 2005], establece como objetivo para el área solar
termoeléctrica alcanzar una potencia instalada de 500 MW en 2010. La existencia de
recursos y conocimientos, junto al interés detectado en los promotores y el adecuado
marco creado por el RD 436/2004 avalan la posibilidad de cumplir con este objetivo.
La tecnología elegida para el análisis del potencial termoeléctrico, en el informe
[Greenpeace, 2005], que pretende ser representativa del conjunto de tecnologías
termosolares, es la de una central de colectores cilindroparabólicos con orientación N-
S, utilizando agua como fluido de trabajo, con refrigeración seca (de forma que la
disponibilidad de agua no sea una restricción) mediante aerocondensadores y
disponiendo de un tanque de almacenamiento con capacidad para 15 horas, lo que
permite disponer de una abundante y estable capacidad de generación.
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Ilustración 14: Potencial de la termosolar en España [Greenpeace, 2005].
Según el informe de Greenpeace se podrían instalar 2.739.000 MW de potencia
eléctrica en centrales termosolares, generando 9.897 TWh al año. Como se puede ver en
el mapa, el mayor potencial se ubica en Castilla y León. Instalando el máximo potencial
de energía termosolar se ocuparía aproximadamente el 13,26% de terreno peninsular,
ya que la densidad de potencia estimada en el informe es de 40,9 MW/km2.
2.5.2 Costes
Esta tecnología por su baja rentabilidad necesita de elevadas primas para dar
viabilidad a los proyectos. Un aspecto fundamental es el grado de incidencia que
pueda tener sobre los costes de inversión, el desarrollo industrial en la implantación de
centrales termosolares y el desarrollo industrial en la fabricación a escala comercial de
algunos de sus componentes específicos. Quedan incertidumbres sobre cuándo estas
tecnologías podrán lograr la necesaria reducción y la disponibilidad de mejoras, pero
las perspectivas son muy favorables.
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Según el estudio [WEA, 2000] la electricidad solar térmica es en la actualidad la
electricidad solar de más bajo coste a nivel mundial, prometiendo una competitividad
en costes con las plantas de combustibles fósiles en el futuro, especialmente si es
apoyada por medidas como los créditos medioambientales. Los costes de producción
de electricidad de estos sistemas cuando son conectados a la red pueden bajar desde
los valores actuales de 280-180 $/MWh hasta 40-10 $/MWh en el futuro. En áreas
remotas no conectadas a la red, los costes de producción pueden bajar desde los 200-
400 $/MWh presentes hasta los 50-100 $/MWh.
Según el informe [Bonn, 2004], los costes de generación podrían llegar en el futuro a
situarse entre los 40 y los 200 $/MWh, presentando un valor actual de entre 120
$/MWh y 340 $/MWh.
En el caso de la electricidad termosolar, la evolución de costes está asociada al
volumen de producción, además de a otros factores como: tamaño, criterio de
dimensionado, capacidad de almacenamiento y evolución tecnológica.
En el informe de [Greenpeace, 2007] se considera una central de colectores cilindro-
parabólicos con orientación Norte-Sur, bajo la estructura de costes actual, y se obtiene
un coste de la electricidad que oscila en las distintas provincias entre 11,93 y 27,96
c€/KWh, con un coste medio de inversión de 4.439 €/kW y un coste de operación y
mantenimiento de 2,8 c€/kWh.
En el Foro Nuclear, [Foro, 2004], se estima el coste de la electricidad generada por
energía solar termoeléctrica en 18,5c€/kWh. Por otro lado en el libro [Barquín, 2003] se
estima la evolución de las renovables, situando en la actualidad a la energía térmica
solar con un coste de 17 c€/kWh.
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Ilustración 15: Precios de las tecnologías renovables [Barquín, 2003].
De todos los informes anteriores se puede concluir que el coste de generar
electricidad con energía solar termoeléctrica oscila alrededor de 20 c€/kWh, aunque
todos los informes prevén una bajada de costes en un horizonte a medio plazo.
2.5.3 Conclusiones
La energía solar termoeléctrica es una tecnología relativamente nueva que ya se ha
mostrado muy prometedora. Con poco impacto ambiental y con un gran potencial de
uso masivo, ofrece una alternativa de generación eléctrica en un país tan soleado como
España.
Producir electricidad a partir de la energía de los rayos solares es un proceso
relativamente sencillo. La radiación solar directa se puede concentrar y recoger
mediante las tecnologías de concentración de energía solar (TCS) para conseguir calor
de temperatura media y alta, que posteriormente se utilizará en un ciclo convencional
de electricidad. El calor solar recogido durante el día también puede almacenarse en un
medio líquido, sólido o de cambio de fase como sal fundida, cerámica o cemento. Por la
noche, se puede extraer del medio de almacenamiento para hacer funcionar la central
de generación eléctrica.
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Una ventaja inherente a las tecnologías de electricidad solar térmica es su capacidad
de ser integradas en plantas térmicas convencionales. Pueden ser integradas como
calentadores solares en ciclos térmicos convencionales, paralelamente a los
calentadores alimentados con combustibles fósiles, permitiendo así interesantes
sinergias que lleven a una reducción del combustible fósil utilizado y a la necesidad de
creación de centrales que aseguren el servicio en los momentos de intermitencia de la
energía solar.
Al igual que la fotovoltaica su gran limitación son los elevados costes, que impiden
que sea una electricidad competitiva por sí sola y necesite de grandes primas para
entrar en el mercado.
2.6 Biomasa
La biomasa es la energía de la materia orgánica, procedente de residuos (forestales,
agrícolas, ganaderos, de la industria agroalimentaria o urbanos, éstos convertidos en
biogás) o de cultivos energéticos. En este apartado únicamente se considera el uso
energético de la biomasa para obtención de electricidad.
2.6.1 Potencial
Para contabilizar el potencial de esta tecnología hay que estudiar el terreno
peninsular disponible para su cultivo. En el estudio [Greenpeace, 2005] se ha evaluado
el potencial residual de los cultivos energéticos, de los cultivos forestales de rotación
rápida y el monte bajo. Se ha considerado una tecnología de una central de turbina de
gas de elevadas prestaciones, que utiliza como combustible el gas de gasógeno
procedente de la gasificación de la biomasa.
El rendimiento energético total de conversión de biomasa en electricidad con la
tecnología descrita anteriormente es 32,9%, obtenido a partir del rendimiento máximo
del ciclo de la central, 41,2%, y del rendimiento del gasificador, 80%.
El potencial contabilizado en este informe se refleja en la siguiente gráfica:
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Ilustración 16: Potencial de la biomasa en España [Greenpeace, 2005].
Como se puede observar en la gráfica, se podrían instalar 19.460 MW, generando
141,47 TWh al año de potencia eléctrica basada en la biomasa. El mayor potencial se
ubica en Castilla y León.
Este potencial de biomasa se ha obtenido considerando una pendiente admisible del
10%. Si la pendiente máxima admisible se restringe al 3% para cultivos forestales y 4%
para monte bajo, la potencia se reduce a 15.200 MW instalados, que generarían 109,8
TWh/año.
La biomasa necesaria para producir electricidad se puede obtener de distintas
maneras. En [Greenpeace, 2005] se estudia el potencial de la biomasa dependiendo de
su procedencia:
Monte bajo
El motivo de analizar la posibilidad de explotar parte del monte bajo con fines
energéticos es la impresión previa de que en nuestro país existe una cantidad
considerable de biomasa en los montes bajos que actualmente no está siendo sometida
a ningún otro tipo de explotación.
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Las limitaciones impuestas en [Greenpeace, 2005] para el cultivo en monte bajo han
sido, en primer lugar, la pluviosidad, descartando las áreas con precipitaciones por
debajo de 400 mm/año; en segundo lugar se ha tomado una restricción en cuanto al
área mínima de recolección, que ha establecido el umbral en una superficie de un radio
igual a 40 km; y por último, una restricción por pendiente que se ha fijado en un 4%.
El techo de potencia del monte bajo obtenido con la tecnología considerada y las
restricciones impuestas es de 1.260 MWe, ocupando un 5,42% de la superficie
peninsular, y con capacidad de generar 9,38 TWh/a de electricidad. Se considera que la
disponibilidad de emplazamientos es relativamente baja debido a las restricciones
impuestas en los criterios.
Considerando terrenos con pendiente de hasta 10% el potencial aumenta a 2.310
MW, 17,2 TWh/a, siendo mayor en Galicia y Castilla y León. El factor de carga medio
peninsular dado por este informe es de 87,14% y la densidad es de 0,048 MW/km2.
Cultivos forestales de rotación rápida
También para este tipo de cultivos se establece una clasificación en función de la
pluviometría distinguiendo la zona húmeda de la seca. El porcentaje de uso en ambos
casos es del 70% y la productividad es del doble para los cultivos húmedos (20 T/ha-
año). Además, se aplica una restricción del 3% en la pendiente para permitir el correcto
funcionamiento de la maquinaria y otra restricción por áreas mínimas para alimentar
una central, siendo ésta de 20 km2 para áreas húmedas y casi el doble, 38 km2, para las
secas por su menor productividad.
El techo de potencia con la tecnología considerada y las restricciones impuestas es
de 1.928 MWe, ocupando un 2,33% de la superficie peninsular, y con capacidad de
generar 14,36 TWh/a de electricidad. Es importante señalar que el techo de potencia y
generación obtenido sigue siendo relativamente limitado en comparación con los de
otras tecnologías, debido por un lado a que la mayoría de la biomasa sigue estando
ubicada en mayores pendientes y en espacios protegidos, y por otro lado a la menor
densidad de potencia de la biomasa respecto a otras tecnologías renovables.
Ampliando la restricción de pendiente al 10% se obtiene un techo de potencia de
5.130 MW, 38,2 TWh/año, siendo mayor en comunidades como Castilla y León y
Galicia.
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El factor de carga medio peninsular obtenido por este informe es de 87,15% y la
densidad es de 0,177 MW/km2.
Cultivos energéticos
En [Greenpeace, 2005] se consideran diferentes tipos de terrenos según su
pluviometría: secano árido, secano semiárido, secano húmedo, secano de alta
productividad, regadío y sistemas agroforestales. Se considera un bajo porcentaje de
utilización, ya que no todo el suelo puede usarse para cultivos energéticos por
competir con otras actividades. También se considera una baja productividad por la
práctica actual de dejar estas tierras en barbecho, con lo que su productividad media
anual se ve reducida.
Además de los criterios medioambientales en la restricción de usos del suelo, en el
caso de los cultivos energéticos se considera que el área de explotación debe contar con
un valor mínimo para satisfacer las necesidades de una central de biomasa. Dichos
valores mínimos dependen del tipo de cultivo y alcanzan mayor restricción para el
caso de terrenos de secano árido y sistemas agroforestales, resultando una superficie
umbral de 50 km2.
Una vez aplicados dichos porcentajes de utilización, el total de la superficie
empleada para el techo de cultivos energéticos es el 6,34% de la superficie peninsular,
permitiendo instalar una potencia de 4,73 GWe y generar 35,22 TWh/a de electricidad
con la tecnología considerada. En cuanto a la distribución a nivel comunitario el mayor
potencial se encuentra en Castilla y León (31% del total).
El factor de carga medio peninsular obtenido es de 87,05% y la densidad es de
0,1477 MW/km2.
Residual y biogás
En [Greenpeace, 2005] se concluye que se pueden instalar 7,3 MW, produciendo 50,8
TWh/a (Residuos: 7 GW, 49 TWh/año y Biogás: 0,3 GW, 1,8 TWh/año). La comunidad
con mayor potencial es Andalucía.
Las hipótesis tecnológicas adoptadas son tomar el mismo factor de capacidad
contemplado en el Plan de Energías Renovables (PER), [IDAE, 2005], 80% para la
biomasa residual y 72,3% para el biogás, pero haciendo modificaciones en cuanto al
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rendimiento las centrales. En el primer caso se toma un rendimiento del 33,2% - en
[IDAE, 2005] éste se estimaba en un 20,1%- y en el caso del biogás el rendimiento
considerado es del 31% -en [IDAE, 2005] éste era de un 28,32%-.
Los techos de biomasa evaluados en este informe proporcionan valores
significativamente inferiores a los obtenidos con otras tecnologías renovables. Estos
resultados son muy similares a los obtenidos en [IDAE, 2005].
El relativamente bajo potencial obtenido para la biomasa en comparación con otras
tecnologías, se debe en parte a las restricciones de terreno aplicadas. Las mejoras
tecnológicas que se prevé que se produzcan en la maquinaria permitirían explotar
terrenos de mayor pendiente, aumentando con ello el potencial.
2.6.2 Costes
La biomasa puede tener aplicaciones térmicas y eléctricas. Dependiendo de la
aplicación se utilizan distintas tecnologías. Los estados de madurez asociados a estas
tecnologías en España son distintos, desde tecnologías maduras para los usos térmicos
en el sector industrial hasta tecnologías incipientes en usos térmicos domésticos o
generación eléctrica mediante combustión.
Los costes de inversión asociados a cada tipo de tecnología también varían mucho
de un caso a otro, no sólo debido a su grado de madurez sino a los requerimientos de
cada una de las aplicaciones.
En cuanto a los gastos de explotación de las distintas instalaciones también deben
dividirse en las aplicaciones comentadas, por las mismas razones. Dentro de estos
gastos, la principal componente se deriva de la compra de biomasa como combustible.
El coste de la biomasa es muy sensible a la cantidad demandada, al transporte y a los
posibles tratamientos de mejora de calidad necesarios para su uso.
Aplicaciones Térmicas de la Biomasa
Los costes de inversión varían según el tipo de aplicación y dependen de las
necesidades del usuario de la energía final. Esta diferencia en las necesidades del
usuario hace que para usos térmicos industriales los costes de inversión se sitúen en el
Renovables 43
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entorno de los 73 €/kW instalado, mientras que para los usos térmicos domésticos
estos costes se eleven hasta los 282 €/kW, [Rider, 2006].
Respecto a los gastos de explotación, en las instalaciones térmicas domésticas es
necesario el uso de combustibles más limpios y fáciles de transportar, distribuir y
manejar en la instalación. Entre los combustibles utilizados en estas aplicaciones
destacan los pelets, productos de gran calidad y precios elevados. En general los costes
debidos a la biomasa en aplicaciones domésticas varían entre los 60 €/t para biomasas
menos elaboradas, utilizadas en grandes redes de calefacción, hasta los 160 €/t para
pelets envasados en pequeñas calderas de biomasa instaladas en viviendas
unifamiliares, [Rider, 2006].
Estos costes se reducen significativamente en las aplicaciones térmicas industriales,
donde la biomasa suele ser propiedad del usuario, siendo necesario en ocasiones algún
tipo de tratamiento para su uso en la caldera. En estos casos los costes se sitúan entre 0
y 35 €/t, [Rider, 2006], aunque pueden verse afectados por mercados paralelos de
residuos para aplicaciones no energéticas.
Respecto a los otros gastos de explotación, distintos a los costes de combustible,
suponen entre el 40 % y el 60 % del total de los mismos en las aplicaciones térmicas.
Estos costes son especialmente significativos en redes de calefacción centralizada con
grandes distancias desde la central hasta los consumidores finales.
Aplicaciones Eléctricas de la Biomasa
Los costes de inversión en el caso de la generación eléctrica tienen una clara división
según se trate de instalaciones de generación eléctrica específicas de biomasa o
instalaciones de co-combustión de biomasa y carbón en centrales térmicas
convencionales.
La principal componente de los gastos de explotación en las instalaciones de
generación eléctrica es siempre el coste de la biomasa utilizada, aún cuando se trate de
residuos industriales. Dada la gran demanda de biomasa de este tipo de instalaciones
el área de influencia para su suministro es muy grande, lo que implica una gran
influencia del coste de transporte en el coste final de la biomasa, que por otro lado, al
ser adquirida en mayores cantidades puede sufrir una reducción de su precio inicial.
Renovables 44
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Las instalaciones específicas de biomasa requieren sistemas más complejos que
permitan la combustión de todos los componentes de la biomasa, incluidos los
volátiles. Este hecho obliga a diseñar calderas con un mayor hogar, lo que a su vez
reduce su rendimiento. El mayor tamaño del hogar, unido al resto de componentes
para el tratamiento y movimiento de la biomasa en la planta, dan lugar a unos costes
de inversión en el entorno de los 1.800 €/kW instalado, [Rider, 2006].
En la generación eléctrica con biomasa, la mayor demanda de recursos y las
menores limitaciones en cuanto a calidad del combustible dan lugar a importantes
reducciones en los costes de la biomasa. En estos casos, las principales componentes
que definen su coste son la distancia de transporte y el tipo de la biomasa, pudiendo
variar entre los 43 €/t para el caso de cultivos energéticos y los 31 €/t cuando se
utilizan residuos de cultivos agrícolas o forestales, [Rider, 2006].
En las instalaciones de co-combustión la mayor parte de los equipos utilizados
forman parte de la instalación convencional preexistente, lo que limita la inversión a
los equipos destinados a preparar la biomasa para su inyección en la caldera de carbón.
Por ello, los costes de inversión en las instalaciones de co-combustión de biomasa y
carbón en centrales convencionales disminuyen hasta valores en el entorno de los 856
€/kW, [Rider, 2006].
En este cuadro se resumen los costes según las aplicaciones de la biomasa:
Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa.
En [Greenpeace, 2007] se evalúan los costes de producir electricidad con biomasa
utilizando la misma tecnología que en el informe [Greenpeace, 2005] descrita con
anterioridad. La estructura de costes de la biomasa tiene tres componentes
diferenciados que evolucionarán de distinta forma: inversión (turbina de gas,
Renovables 45
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gasificador y silo de biomasa), costes de operación y mantenimiento, y costes asociados
al combustible (residual, cultivos energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y
monte bajo). Dentro de los costes asociados al combustible habría que incluir el coste
de almacenamiento que se produciría si se utiliza esta tecnología como regulador este
valor se considera constante a 80€/m3.
El coste de electricidad varía desde 9,38 c€/kWhe a 12,84 c€/kWhe según el tipo de
combustible. El combustible de menor coste corresponde a los residuos, mientras que
el aprovechamiento de monte bajo y los cultivos forestales de rotación rápida (zona
seca) son los de mayor coste. Los costes medios de inversión actuales son de 6.223
€/kWh y los costes de operación y mantenimiento son de 0,80 c€/kWh.
Estos costes difieren en gran medida de los costes anteriores, esto puede deberse a
que en este informe se contabilizan los costes de inversión del gasificador y de la
central, a diferencia de lo que hacen la mayoría de los informes que al contabilizar
tanto los costes como la energía que se puede obtener con biomasa dejan fuera los
gastos tanto energéticos como económicos que supone la producción de biomasa.
En el Foro Nuclear se realiza una comparativa de costes entre la energía nuclear y
las renovables, [Foro, 2004], obteniendo unos costes medios de generación para la
biomasa de entre 9,0136 c€/kWh y 9,825 c€/kWh. Estos valores se aproximan más a los
obtenidos por el informe de [Greenpeace, 2007].
Los costes varían mucho dependiendo del tipo de tecnología que se elija para su
instalación y del tipo de combustible que se requiera esta variación se ve reflejada en
los valores dados por los distintos informes mencionados anteriormente.
Existe una gran dificultad para obtener un coste aproximado de generación con
biomasa, ya que hay muy pocos informes que realicen un estudio exhaustivo de estos
costes. Y de los pocos informes que hay la mayoría no detallan los cálculos llevados a
cabo para obtener el valor final por lo que no es posible saber que costes se han
interiorizado a la hora de hallar el coste final.
De todos los informes evaluados se ha concluido que el que realiza un estudio más
claro y conciso e interioriza todos los costes producidos al generar energía con biomasa
es [Greenpeace, 2007] por lo que se toma este valor como referencia.
Renovables 46
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2.6.3 Conclusiones
A diferencia de otras tecnologías renovables, el recurso de biomasa se puede
obtener de manera regular y almacenar, esto permite usar esta tecnología para regular
el sistema de generación eléctrico.
Otra ventaja de la tecnología de la biomasa es el elevado factor de capacidad. Sin
embargo, hay que tener en cuenta que la biomasa, proporciona una densidad de
potencia energética muy baja. Además la densidad se va reduciendo a medida que se
explotan recursos de biomasa de menor productividad, como son los secanos áridos o
el monte bajo.
Por otra parte, la biomasa cuenta con otro inconveniente importante, pues es la
única renovable cuyo recurso no se encuentra gratuitamente, sino que requiere una
larga cadena desde su obtención como materia prima hasta su utilización como
combustible, incrementando su coste.
El recurso de biomasa en la España peninsular es relativamente pequeño frente al
disponible con otras tecnologías renovables. Si a esto se le añade el hecho de que la
biomasa energética tiene otros usos potenciales además de la generación de
electricidad (transporte, o demanda térmica en la edificación) muy importantes de cara
a la sostenibilidad del modelo de desarrollo en el país, resulta evidente que la biomasa
es un recurso escaso que requiere ser gestionado de forma óptima.
3 Medidas de eficiencia y ahorro en
el sector de la edificación
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 48
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3 Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación
3.1 Introducción
La energía que consume un edificio es debida por un lado a la energía necesaria
para su construcción, mantenimiento y demolición, y por otro lado a la energía
necesaria para el desarrollo de las actividades que se realizan en su interior.
Los servicios energéticos más básicos que se demandan en el interior de un edificio
son la iluminación y el confort térmico, entendiendo por confort térmico una sensación
subjetiva de bienestar relacionada con la temperatura, que depende del balance entre el
calor generado por el cuerpo humano y el aportado o perdido debido a las condiciones
del entorno. Asociados al aumento de la calidad de vida del usuario existen servicios
como el agua caliente sanitaria (ACS) o los proporcionados por los distintos
electrodomésticos o la ofimática.
El sector edificación engloba tanto edificios residenciales como edificios de servicios
(hospitales, oficinas, etc.), en los cuales el consumo energético es muy diferente.
Desde la década de los años noventa, a pesar de que el crecimiento de la población
ha sido de apenas el 0,4% anual, los consumos energéticos de los hogares españoles
han ido creciendo a una tasa del 2,5% anual, debido, principalmente, al incremento del
equipamiento doméstico. En el año 2004 existían en España unos 14,5 millones de
hogares principales; es decir, primeras residencias. En 2030 se estima que existan
alrededor de 21 millones de viviendas.
Según fuentes del IDAE en su guía práctica de la energía, el consumo de energía
primaria en España de este sector es el 27% del total, considerando los edificios
residenciales y de servicios, con sus consumos energéticos para calefacción,
climatización, producción de agua caliente sanitaria, iluminación, equipamiento
residencial y en la ofimática, que alcanzaría el 28,6% si se incluyera en él al sector de la
construcción.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 49
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Ilustración 17: Consumo de energía primaria por sectores [IDAE].
En cuanto al consumo de energía final, el sector residencial representa
aproximadamente un 14% del consumo total de energía final en España. El sector
servicios representa alrededor de un 8% de consumo de energía final.
Sin contabilizar los consumos energéticos del transporte privado, el petróleo, a
través de sus productos derivados, es la fuente de energía más utilizada en las
viviendas españolas, cubriendo la tercera parte de las necesidades energéticas de las
mismas. Le sigue de cerca el consumo eléctrico, que casi se lleva otro tercio; y el gas
natural, que es la fuente de energía de mayor crecimiento en los 10 últimos años. Por el
contrario, los consumos de carbón han retrocedido hasta no representar ni siquiera el
1%.
En cuanto a la estructura de la demanda energética en los edificios, existe una gran
diferencia entre los edificios residenciales y los no residenciales. En los edificios
residenciales se usa la energía principalmente para cubrir los requerimientos de confort
en la temporada de calefacción, y en menor medida para producir agua caliente
sanitaria y electricidad para iluminación. Por otro lado, en los edificios no
residenciales, su demanda energética sigue dominada por la de calefacción, las
contribuciones de la demanda de refrigeración y de otros usos eléctricos ya son en la
actualidad mucho más relevantes que en los edificios residenciales.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 50
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En la siguiente gráfica proporcionada por el IDAE en la guía práctica de la energía
se puede observar como se distribuye el consumo en los hogares.
Ilustración 18: Consumo de energía en los hogares [IDAE].
La energía consumida en este sector irá en aumento debido a la continua búsqueda
de un mayor bienestar. Esto supondrá la introducción de nuevas tecnologías en la
vivienda que requieren energía para su funcionamiento.
Un factor a tener en cuenta es la juventud del parque de viviendas actual en España,
que unido a que la vida útil de un edificio se encuentra entre 50 y 100 años, implica la
necesidad de aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energética no sólo en
edificios de nueva construcción sino sobre todo en edificios ya construidos.
Dada la relevancia de este sector y el incremento del consumo energético que se
estima ocurrirá en el mismo, está justificada la aplicación de medidas de ahorro y
eficiencia energéticas en el sector de la edificación desde una perspectiva de conseguir
un modelo energético más sostenible. De esta forma, la aplicación de medidas para la
eficiencia en la edificación y los hogares es uno de los sectores en los que más ahorro
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 51
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de energía se puede conseguir, por lo que es necesario tomar medidas que contribuyan
a conseguir este ahorro de energía.
3.2 Nuevo marco legislativo en 2007
Recientemente, en España, se han aprobado disposiciones legislativas que
establecen mayores exigencias energéticas, tanto en los aspectos constructivos del
edificio, los cuales afectan básicamente a la demanda de energía, como a las
instalaciones consumidoras de energía, que son las responsables de satisfacer nuestras
necesidades energéticas de un modo eficiente.
- El Código Técnico de la Edificación, que establece mayores exigencias en materia
de aislamiento, iluminación, instalaciones de energía solar, térmica y fotovoltaica con el
objetivo de reducir el consumo de energía de los edificios, y para que una parte de este
consumo proceda de fuentes renovables.
- El Reglamento de Instalaciones Térmicas (RITE) y sus Instrucciones Técnicas
Complementarias, que establece las exigencias de eficiencia energética de las
instalaciones de calefacción, climatización y producción de agua caliente sanitaria.
- La Certificación de Eficiencia Energética de Edificios, por la cual a cada edificio
se le asigna una calificación energética en función de la calidad de sus instalaciones de
suministro de energía, y de sus características constructivas, que afectan a la demanda
energética (aislamiento, cerramientos, etc.)
Todo el anterior desarrollo normativo se encuadra en el marco de obligaciones que
marca la Directiva Europea de Eficiencia Energética en Edificios, aprobada el 16de
diciembre de 2002 (Directiva 2002/91/CE.
Certificación energética de viviendas
El Real Decreto 47/2007 hace obligatorio para edificios de nueva construcción la
emisión de un certificado energético que se debe presentar junto con la documentación
del mismo en el momento de su venta o alquiler.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 52
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
En la actualidad, en la mayoría de los países de la Unión Europea, se están
adoptando procedimientos similares al español de certificación de la eficiencia
energética de Edificios.
Mediante la certificación energética, los compradores podrán conocer la calidad
energética de una vivienda antes de comprarla.
Por otra parte, los promotores y constructores tendrán que utilizar componentes
estructurales y equipamiento de mayor calidad con objeto de conseguir una menor
demanda energética y, por tanto, una mejor valoración.
Mediante esta información objetiva sobre las características energéticas del edificio
se favorecerá una mayor transparencia del mercado inmobiliario y se fomentarán las
inversiones en ahorro de energía, potenciando, así, la demanda de la calidad energética
entre los compradores de viviendas. De este modo, los promotores se verán obligados
por el mercado a mejorar la eficiencia energética de los edificios.
Previa a la certificación, deberá realizarse una Calificación Energética mediante un
programa informático homologado y puesto gratuitamente a disposición del
proyectista por la Administración, denominado CALENER.
Renovables obligatorias en Edificación
Desde la entrada en vigor del Código Técnico de la Edificación, en septiembre de
2006, es obligatorio que en todo edificio nuevo que se construya o se rehabilite, se
instalen captadores solares térmicos para la producción del agua caliente sanitaria y
del calentamiento de piscinas. La producción exigida dependerá del tamaño del
edificio, de la situación geográfica en España y del tipo de combustible que se vaya a
sustituir.
3.3 Medidas a aplicar en el sector residencial
Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación en España
tienen un gran potencial para reducir el consumo de energía, ya que prácticamente
nada se había hecho anteriormente en este sector.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 53
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Estas medidas han de consistir en una mayor integración de edificio con el entorno,
para el máximo aprovechamiento de las condiciones que le rodean, una mejora del
diseño del edificio y una correcta elección de los materiales, entre otras.
Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación a aplicar en
edificios de nueva construcción como en edificios ya construidos serían las siguientes:
Diseño del edificio.
El diseño de un edificio aprovechando las condiciones del entorno que le rodea
supone un ahorro de energía en la construcción final. De la idea anterior nace el
concepto de diseño bioclimático. El diseño bioclimático se fundamenta en la
adecuación y utilización positiva de las condiciones medioambientales y materiales,
mantenida durante el proceso del proyecto y la obra. Este concepto no es nuevo, los
principios básicos de la arquitectura tradicional se basan en el aprovechamiento de las
condiciones del entorno.
Actuando sobre aspectos como el color de los muros o los tejados, se puede ahorrar
energía. Las paredes de color claro reducen la ganancia de calor hasta un 35%, mientras
que un tejado color claro comparado con uno oscuro puede reducir la ganancia de
calor en un 50%.
La forma también juega un papel esencial en las pérdidas de calor de un edificio. En
líneas generales, se puede afirmar que las estructuras compactas y con formas
redondeadas tienen menos pérdidas que las estructuras que tienen numerosos huecos,
entrantes y salientes.
La orientación de los muros y ventanas influye igualmente de forma decisiva en las
ganancias o pérdidas de calor de un edificio. En zonas frías interesa que los
cerramientos de mayor superficie, los acristalamientos y las estancias o habitaciones de
mayor uso estén orientadas al sur. Y los acristalamientos y superficies orientadas hacia
el norte deben ser lo más pequeños posible. En zonas muy calurosas, sin embargo,
interesa que en las orientaciones con más radiación solar se encuentre la menor
superficie acristalada posible.
En chalets o casas pequeñas, medidas tan simples como plantar árboles que den
sombra en verano o que corten los vientos dominantes en invierno, se ha demostrado
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 54
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que ahorran entre un 15% a un 40% del consumo de energía necesario para mantener la
casa confortable. Por otra parte, el agua que se evapora durante la actividad
fotosintética enfría el aire y se puede lograr una reducción apreciable de la
temperatura, de entre 3 y 6 ºC, en las zonas arboladas.
También puede ahorrarse energía en iluminación, a través de diseños que consigan
la máxima ganancia de luz, sin sobrecalentamiento indeseado. Para optimizar la
iluminación natural se precisa una distribución adecuada de las estancias en las
distintas orientaciones del edificio, situando, por ejemplo, las habitaciones que se
utilicen más durante el día en la fachada sur. También hay que tener en cuenta el
diseño y colocación de las ventanas, el tipo de vidrio utilizado, etc.
Según el IDAE es su guía práctica de la energía, un buen diseño bioclimático puede
conseguir ahorros de hasta el 70% para la climatización e iluminación de un hogar.
Todo ello con un incremento del coste de construcción no superior al 15% sobre el coste
estándar.
Materiales de construcción.
Los materiales de construcción también presentan importantes posibilidades de
mejora. Podemos definir la bioconstrucción como la construcción de edificios con
técnicas que garantizan un ahorro energético y una mejora en la salud ambiental y de
los propios usuarios, utilizando materiales no contaminantes ni tóxicos, que sean, en la
medida de lo posible, renovables, reutilizables y reciclables, así como económicos,
ecológicos y ergonómicos.
Para minimizar el impacto sobre el entorno es imprescindible utilizar materiales que
no sean contaminantes en ningún momento de su ciclo de vida; que puedan
reutilizarse, reciclarse o diseminarse en el entorno sin degradarlo; que no consuman
mucha energía en su producción; y que no requieran mucha energía para ser
transportados hasta la obra. Muchos de los materiales de la arquitectura tradicional
cumplían ya estos requisitos. También los cumplen materiales modernos surgidos de la
necesidad de alcanzar y mejorar las prestaciones de los materiales convencionales sin
perjudicar al medio ambiente.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 55
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
La elección de la materia prima y tecnología para levantar la estructura de los
edificios dependerá, entre otros, del clima, los materiales disponibles localmente, la
arquitectura tradicional de la zona, la energía necesaria para obtener el material y
transportarlo al emplazamiento de la construcción, y el impacto local de los materiales
una vez terminada la vida útil de la vivienda.
Los edificios intercambian calor y humedad con el medio exterior a través de sus
suelos, techos y paredes. El uso de materiales aislantes retrasa estos intercambios y
ayuda a mantener unas condiciones habitables en el interior de los edificios. Sin
embargo, es importante utilizar los materiales aislantes como un complemento a la
aplicación de los criterios de la bioconstrucción y no como soluciones por sí mismos.
A la hora de diseñar un edificio o casa aislada es necesario tener en cuenta su
aislamiento. Si se quiere evitar el calor en verano éste se pondrá en la parte externa del
muro y si se quiere evitar el frío en invierno, lo haremos por el interior. Un buen
aislamiento puede ahorrar hasta un 30% en calefacción y aire acondicionado. Por tanto,
aunque construir un edificio con un buen aislamiento cuesta más dinero, a la larga es
más económico porque ahorra mucho gasto de climatización.
El poliuretano rígido es el material aislante térmico más eficiente y duradero. Su
baja conductividad térmica conferida por su estructura celular cerrada y su innovadora
tecnología de fabricación lo han puesto a la cabeza de los productos que colaboran en
el ahorro de energía a través del aislamiento térmico. Es el material por excelencia en
múltiples aplicaciones industriales y, sin duda, el producto más utilizado en el
aislamiento de los edificios industriales y residenciales.
Iluminación
La iluminación demandada por el edificio supone un gran consumo de electricidad
por lo que aplicar medidas de ahorro y eficiencia permitiría a su vez una reducción de
costes para el usuario.
Para consumo doméstico, se pueden encontrar diversos tipos de bombillas:
lámparas halógenas, tubos fluorescentes, lámparas incandescentes y de bajo consumo.
Las más usadas en la mayoría de los hogares son las incandescentes debido a su bajo
coste, pero al mismo tiempo, son las que más electricidad consumen y las de menor
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 56
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duración (1.000 horas). La eficacia luminosa de este tipo de lámparas se sitúa entre los
12 lm/W y los 20 lm/W, con lo que sólo aprovecha en iluminación el 5% de la energía
eléctrica que consumen, mientras que el 95% restante se transforma en calor, sin
aprovechamiento luminoso.
Desde hace algún tiempo, se están comenzando a usar cada vez más las lámparas de
bajo consumo, que son pequeños tubos fluorescentes que se basan en la emisión
luminosa que algunos gases como el flúor emiten al paso de una corriente eléctrica. La
eficiencia luminosa es así mucho mayor que en el caso de la incandescencia puesto que
en este proceso se produce un menor calentamiento y la electricidad se destina, en
mayor proporción, a la obtención de la luz. Son más caras (del orden de 5 veces más)
que las bombillas convencionales, aunque, por el ahorro en electricidad se amortizan
mucho antes de que termine su vida útil (entre 8.000 y 10.000 horas). Duran ocho veces
más que las bombillas convencionales y proporcionan la misma luz, consumiendo
apenas un 20%-25% de la electricidad que necesitan las incandescentes.
Por lo tanto, si se cambiaran todas las bombillas por bombillas de bajo consumo,
podríamos conseguir un ahorro de hasta un 75% en iluminación.
Domótica
La aplicación de medidas en la eficiencia y ahorro energético en la operación del
edificio supone una reducción considerable del consumo del edificio. Podemos definir
la domótica como el conjunto de sistemas capaces de automatizar una vivienda,
aportando servicios de gestión energética, seguridad, bienestar y comunicación, y que
pueden estar integrados por medio de redes interiores y exteriores de comunicación,
cableadas o inalámbricas, y cuyo control goza de cierta ubicuidad, desde dentro y fuera
del hogar. Se podría definir como la integración de la tecnología en el diseño
inteligente de un recinto. Esto supondría por ejemplo la programación y zonificación
de la climatización, la racionalización de cargas eléctricas: desconexión de equipos de
uso no prioritario en función del consumo eléctrico en un momento dado, gestión de
tarifas, derivando el funcionamiento de algunos aparatos a horas de tarifa reducida,
una automatización del apagado/ encendido en cada punto de luz y una regulación de
la iluminación según el nivel de luminosidad ambiente.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 57
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Considerando el ahorro de energía que aportaría un control domótico simple, éste
podría rondar los 500 kWh anuales, lo que supone un 16% del gasto eléctrico de una
vivienda. Sin embargo este considerable ahorro no hace atractiva la inversión por si
solo, ya que el plazo de amortización es de unos 16 años y, en general, un sistema de
este tipo tiene una vida útil menor que ésta [González Blanch, 2006].
Electrodomésticos
Los electrodomésticos suponen una parte muy importante del consumo energético
de cualquier hogar, por lo que su mayor eficiencia es trascendental a la hora de
conseguir ahorros considerables en dicho consumo.
Según la Directiva 92/75/CE, se definen 7 clases de eficiencia, identificadas por un
código de colores y letras que van desde el color verde y la letra A para los equipos
más eficientes, hasta el color rojo y la letra G para los equipos menos eficientes. Este
código es común para todos los electrodomésticos, aunque exista una etiqueta
diferente para cada familia. De este modo, el comportamiento energético de los
electrodomésticos puede ser:
Ilustración 19: Eficiencia de electrodomésticos [IDAE, 2007].
A esta tabla, y sólo para el caso de frigoríficos, congeladores y equipos combinados,
hay que añadirle dos filas por arriba, para incluir las clases A+ y A++, quedando los
consumos de las categorías como sigue en la figura siguiente:
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 58
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Ilustración 20: Clasificación electrodomésticos [IDAE, 2007].
Es importante saber que las clases de eficiencia sólo son comparables dentro de la
misma categoría de electrodomésticos y entre equipos del mismo tipo que además
realicen las mismas o similares funciones. Cada letra que se baja en la escala, a partir de
la A, supone un incremento del consumo energético de alrededor de un 12% más que
la letra que le precede. Así, podremos decir que una lavadora “clase A” consume hasta
un 48% menos que una de iguales prestaciones de clase C, y hasta un 58 % menos que
una de clase D.
-Frigorífico
El frigorífico es el electrodoméstico que más energía consume y, junto a la
iluminación, se sitúa a la cabeza del gasto eléctrico doméstico. Al tener un uso continuo
(sólo se desconecta para eliminar la escarcha y limpieza o por ausencias prolongadas
del hogar), tiene un consumo muy apreciable.
En la actualidad existen frigoríficos de alta eficiencia con consumos notablemente
menores que los que más consumen. Por ejemplo, un frigorífico de clase A++
consumiría una media de 2.956 kWh en 15 años mientras que uno de clase G,
consumiría 12.319 kWh.
-Lavadora y lavavajillas
Estos dos electrodomésticos también suponen un importante consumo de energía,
debido sobre todo al uso de agua caliente. Como se verá más adelante, la energía
necesaria para calentar este agua se puede conseguir a partir de paneles termosolares,
con lo que se alcanzan importantes ahorros.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 59
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-Televisión y equipo de audio
En los países desarrollados hay en cada vivienda como promedio al menos un
televisor. Esto unido a que, al igual que ocurre con los frigoríficos, la potencia unitaria
de este electrodoméstico es pequeña, pero su utilización es muy grande, lo que le hace
ser responsable de un consumo importante de energía.
En estos países, este equipo se usa todos los días y el tiempo medio de utilización
por hogar es de 3 horas, lo que conduce a consumos anuales de entre 100 kWh. y 400
kWh.
-Equipos ofimáticos
En la última década, el equipamiento informático ha tenido un auge espectacular, al
que no ha sido ajeno el ámbito de la vivienda. Casi la mitad de los hogares españoles
disponen de ordenador. La pantalla es la parte del ordenador personal que más
energía consume. Su uso ya representa en un hogar medio un 2% del consumo total
(aproximadamente 60 kWh al año).
-Horno y cocina
Existen hornos de gas y hornos eléctricos. Estos últimos son los más frecuentes entre
los usuarios domésticos en el mundo desarrollado.
Según la energía que utilizan cabe distinguir varios tipos de cocinas. En los países
desarrollados predominan las cocinas de gas o eléctricas, mientras que en los países
subdesarrollados sobretodo se utiliza biomasa (leña, carbón, residuos animales o
vegetales) para cocinar. Las cocinas de inducción son más rápidas y eficientes que el
resto de las cocinas eléctricas, gracias a la reducción de los tiempos de cocción.
Energía solar térmica
Con los sistemas solares en la producción de agua caliente sanitaria se puede
alcanzar un ahorro de entre el 50-80% comparado con los sistemas convencionales.
En gran parte de España, para conseguir aportes del 50% de las necesidades de agua
caliente sanitaria de una vivienda tipo, se necesita un equipo formado por de 2 a 4
metros cuadrados y 200-300 l de acumulación. Las instalaciones en los edificios de
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 60
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
viviendas se diseñan para proporcionar un aporte solar entre el 50-80%, aunque las
exigencias del Código Técnico de la Edificación sitúa estas en el mínimo del 30% para
algunas regiones, se puede incrementar hasta alcanzar el máximo desde un punto de
vista económicamente rentable.
El periodo de retorno de la inversión es de un máximo de 19 años y su vida útil es
de 25 años, por lo que se acaba recuperando la inversión e incluso se obtienen
beneficios. Además, las viviendas con calefacción central y un sistema de energía solar
térmica para calentar el agua son las más baratas de mantener.
Cogeneración y poligeneración.
El caso máximo de eficiencia energética se da en los sistemas de cogeneración
eléctrica, que pueden aprovechar grandes cantidades residuales de calor para la
calefacción o el agua caliente sanitaria. Si se evolucionase hacia una generación más
distribuida, en la que las centrales termoeléctricas se situasen más cerca de los centros
de demanda térmica (edificios), mediante esquemas de cogeneración y trigeneración
(poligeneración), se podría aprovechar la energía térmica residual del proceso de
generación eléctrica para cubrir parte de la demanda térmica de los edificios. El
aprovechamiento de esta energía residual requeriría que el sector de la edificación
evolucionara hacia una estructura de sistemas colectivos frente a los individuales que
actualmente predominan en el sector, imponiendo los esquemas de calefacción y
refrigeración de distrito (District Heating and Cooling), lo cual a su vez facilitaría
mucho la introducción de energía solar térmica para cubrir parte de las demandas de
ACS, calefacción y refrigeración.
Se muestran reducciones muy importantes en energía primaria y en emisiones de
CO2 cuando las necesidades térmicas se cubren con sistemas de cogeneración
(producción simultánea de electricidad y calor, CHP, Combined Heat and Power) o de
trigeneración (producción simultánea de electricidad, frío y calor, CHCP, Combined
Heat, Cool and Power), utilizando así el calor residual de la producción eléctrica con
sistemas térmicos (motores alternativos, turbinas de vapor, turbinas de gas y ciclos
combinados) que en estos momentos de la tecnología puede cifrarse en promedio en
un 60% de la energía primaria consumida. De cada kWh producido en la combustión
de un combustible (fósil, biomasa, residuo, etc), únicamente el 40% en promedio (entre
el 35% y el 50% según el sistema) se convertirá en energía eléctrica, siendo el 60%
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 61
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restante disipado al medio ambiente en forma de calor; éste calor se utilizará para
cubrir en forma centralizada (district heating, DH) las necesidades térmicas de los
núcleos urbanos próximos, bien directamente en forma de calor o en forma de calor y
frío (district heating and cooling, DHC) mediante la utilización de aquel en sistemas de
absorción (o adsorción).
Estos sistemas CHCP en DHC aportarían además las ventajas de una generación
eléctrica distribuida próxima a los núcleos de consumo, reduciendo así las pérdidas en
el transporte y en la transformación a las tensiones óptimas para éste.
Es de notar que estos sistemas son muy utilizados en la mayoría de los países de la
UE (principalmente CHP y DH) y utilizan tecnologías muy maduras. En España
también hay una gran experiencia en CHP pero a nivel industrial, es decir el calor
residual se utiliza en procesos de la misma empresa que instala el sistema de
cogeneración, sin embargo son nulas las experiencias de CHP para usos domésticos
(alguna experiencia testimonial, como el suministro de calefacción a poblados
próximos a alguna empresa en el que habitan empleados de la misma empresa, y
alguna otra testimonial).
Así pues la utilización de sistemas CHCP en DHC, permitiría afrontar con éxito la
reducción de consumos de energía primaria y de emisiones de CO2 en el subsector
doméstico en un horizonte de demandas térmicas crecientes (al menos en cuanto a la
demanda de frío para climatización en verano).
Admitiendo que en un sistema CHCP la producción de electricidad se hace con una
eficiencia del 40% (referida a la energía del combustible, energía primaria) y que la
generación y transporte de calor y frío puede hacerse en promedio con una eficiencia
del 67% (referido a la energía residual al obtener la eléctrica, y equivale a que se
convierte en calor o frío el 40% de la energía primaria) nos llevaría a un rendimiento
global del sistema CHCP en DHC del 80%, valor éste acorde con las tecnologías
actuales. Bajo estas condiciones la energía primaria para cubrir la demanda de energía
final en una vivienda en el horizonte de 2012 sería de 20,3 kWh/día·vivienda y la
emisión de CO2 sería de 3,9 kg/día·vivienda equivalentes, valores que resultan muy
inferiores a los de 60 kWh/día·vivienda y 11,3 kg/día·vivienda equivalentes de CO2
que resultaban en el mismo horizonte con el escenario correspondiente a los sistemas
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 62
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actuales. Conllevaría pues un ahorro de 39,7 kWh/día·vivienda en energía primaria y
una reducción de 7,4 kg/día·vivienda en las emisiones de CO2.
3.4 Resultados de la aplicación de medidas
En primer lugar se contabilizará el ahorro energético que supone la aplicación de
medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el subsector residencial y posteriormente
se estimará de manera aproximada este valor para el subsector servicios.
En 2007 el consumo total de energía final del sector residencial ascendió a 14700
ktep, existiendo un total de 14759 miles de viviendas. Con estos datos obtenemos que
el consumo medio anual por vivienda es de unos 11790 kWh anuales.
De conversaciones privadas con expertos del sector, se estima que en 2030 habrá un
total de 20247 miles de viviendas con un consumo energético de energía final en caso
de no tomar medidas adicionales de eficiencia energética que sería de 22863 ktep. Con
estos datos obtenemos que el consumo medio anual por vivienda sería de unos 13300
kWh anuales.
Este aumento en la energía consumida por vivienda es lógico debido a la continua
búsqueda de un mayor bienestar y la consecuente introducción de nuevas tecnologías
en la vivienda que requieren energía para su funcionamiento.
También hemos de diferenciar las residencias según su antigüedad. La situación del
parque de viviendas estimada para el año 2030 es de 2181 miles de viviendas antiguas
(más de 30 años de antigüedad), 8188 miles de menos de 30 años de antigüedad y 9876
miles de viviendas de nueva construcción. Esta situación ha sido obtenida a partir de
datos proporcionados por el IDAE, la prospectiva para el horizonte 2030 considerada
en este proyecto y considerando que la vida útil de un edificio es de 70 años.
Se determina a continuación qué medidas se pueden aplicar en un edificio ya
construido y se contabiliza tanto el ahorro de energía que supondría su aplicación así
como el coste que esto conlleva. A la hora de evaluar los costes de todas las medidas
tratadas, se debe recordar que en prácticamente todas ellas se acaba recuperando la
inversión, puesto que contribuyen a un ahorro energético que conlleva un ahorro
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 63
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económico. Por tanto, casi más importante que el coste de la inversión a realizar es el
periodo de retorno de la inversión, es decir, cuánto tiempo se va a tardar en amortizar
la diferencia en el coste.
A partir de los datos proporcionados en el informe del IDAE ‘’la guía práctica de la
energía’’, se construye la siguiente tabla:
Tabla 3: Consumo vivienda.
Aplicación intensa de medidas en edificios de menos de 30 años:
- La sustitución de bombillas convencionales por tubos fluorescentes. Si
cambiáramos todas las bombillas por bombillas de bajo consumo podríamos ahorrar
un 75% en iluminación.
- El uso de electrodomésticos más eficientes. Esta medida supone el cambio de
alguno de los electrodomésticos por unos más eficientes, como por ejemplo el uso de
un frigorífico de clase A++ que consume 2.956 kWh en 15 años. Hay que tener en
cuenta que para que el cambio de un electrodoméstico sea rentable económicamente no
sólo hay que mirar el ahorro energético de éste sino también el periodo que lleva
funcionando el que se quiere sustituir y su vida útil. Así, podremos decir que una
lavadora “clase A” consume hasta un 48% menos que una de iguales prestaciones de
clase C.
Consumo (%) Consumo (kWh/a)
Calefacción 41,6 4904,64
Aire condicionado 0,4 47,16
Cocina 10,8 1273,32
ACS 26,2 3088,98
Iluminación 9 1061,1
Electrodomésticos 12 1414,8
Total 100 11790
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 64
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- El ahorro en el uso de los electrodomésticos. Esta medida puede suponer un gran
ahorro económico y consiste entre otras cosas en limpiar y quitar la escarcha del
congelador así como no dejar las puertas de este abiertas, el uso en plena carga tanto de
la lavadora como del lavavajillas, disminuir la utilización de la televisión, el equipo de
audio, y los equipos ofimáticos. Se supone que con estas medidas se obtiene un ahorro
mínimo del 10% en el funcionamiento de cada equipo.
- El sistema domótico sería una medida rentable a aplicar en edificios cuya
antigüedad permita su amortización, que es de aproximadamente 16 años. La
implantación de un sistema domótico simple supondría un ahorro de 500 kWh
anuales.
- Algo similar ocurre con los paneles solares, que debido a su alto coste necesitan un
periodo de amortización grande, por lo que en edificios de mucha antigüedad no
serían rentables económicamente. Según el IDAE en su guía práctica de la energía,
mediante los sistemas convencionales (generalmente de gas), calentar agua cuesta unos
160 euros al año. Un panel solar puede reducir este gasto a 64 euros. Su instalación
cuesta entre 1.300 y 1.800 euros. Con estos datos, el periodo de retorno de la inversión
es de un máximo de 19 años. Su vida útil es de 25 años, por lo que se acaba
recuperando la inversión e incluso se obtienen beneficios. Con los sistemas solares en
la producción de agua caliente sanitaria se puede alcanzar un ahorro de entre el 50-80%
comparado con los sistemas convencionales.
- Mantenimiento de las instalaciones de refrigeración y calefacción. Un ejemplo es la
necesidad de realizar un mantenimiento de la caldera y revisarla al menos una vez al
año. Una caldera sucia tiene dificultades para la combustión y puede consumir hasta
un 15% más de energía. Cambiar las válvulas de los radiadores cuando funcionen mal
o empiecen a gotear y sustituirlas por válvulas termostáticas puede ahorrar entre un 8
y un 13% de energía. Asimismo, para no derrochar energía no exceder los 21º C en
invierno y no bajar de los 25º C en verano. De hecho, bajar un grado el termostato de la
calefacción puede ahorrar entre un 5 y un 10% de la factura. Todas estas medidas
permitirían ahorrar como mínimo un 35% de energía en calefacción.
- Sustitución del sistema de acondicionamiento por uno de los mencionados
anteriormente, con lo que se puede conseguir un ahorro energético apreciable. Estos
sistemas tienen por lo general un coste elevado de inversión pero un bajo coste de
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 65
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operación. Por tanto suelen tener un periodo de amortización inferior a su vida útil.
Las calderas de baja temperatura o de condensación, por ejemplo, son más caras, pero
pueden ahorrar más del 25% del consumo.
Aplicando todas estas medidas podríamos conseguir los ahorros representados en
la siguiente tabla.
Consumo (%) Ahorro (%) Ahorro(kWh/a)
Calefacción 41,6 35 1716,6
Aire acondicionado 0,4 20 9,4
Cocina 10,8 10 127,3
ACS 26,2 60 1853,4
Iluminación 9 75 795,8
Frigorífico 4,5 50 265,3
Lavavajillas 0,5 30 17,7
Secadora 0,5 30 17,7
Lavadora 2 48 113,2
Televisión/Audio 2,5 10 29,5
Equipos ofimáticos 0,25 10 2,9
Resto electrodomésticos 1,75 10 20,6
Total 100 42 4969,5
Tabla 4: Ahorro viviendas.
A éste hay que sumarle el ahorro que supone la instalación de un sistema domótico
simple que es de 500 kWh/a, por lo que resulta un ahorro total de 5469,5 kWh/a , es
decir, un ahorro de un 46%.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 66
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Una vez estimado el ahorro que supone la aplicación de medidas de ahorro y
eficiencia energética a un edificio ya construido, hay que contabilizar el ahorro que
supone la aplicación de medidas en un edificio por construir.
Las medidas a aplicar en un edificio de nueva construcción son todas las nombradas
anteriormente en el punto en el que se describen las medidas de ahorro existentes. Por
lo tanto, las medidas a aplicar en un edificio por construir son muchas más que en un
edificio ya construido, debido a que en un edificio ya construido hay muchas medidas
que no serían rentables o sencillamente serían imposibles de implementar.
Contabilizando estas medidas de manera conservadora, ya que la correcta aplicación
de todas ellas puede no sólo conseguir que el edificio sea autosuficiente sino que
además suministre energía, se obtiene un ahorro del 70%.
Este ahorro supondría que los edificios nuevos en España estarían etiquetados entre
las clases A o B dentro de la certificación europea de los edificios, lo que supone
cumplir los requisitos de sostenibilidad exigidos por la Unión Europea.
A partir del ahorro que se obtendría al aplicar mediadas de ahorro y eficiencia
estimando una evolución del parque de viviendas, se calcula el ahorro total que estas
medidas conseguirían en el sector residencial para el año 2030.
La situación del parque de viviendas estimada para el año 2030 es de 2182 miles de
viviendas con un ahorro de un 12%, 8188 miles de viviendas con un ahorro del 46% y
9876 miles de viviendas que se han construido a lo largo de los 30 años con un ahorro
del 70%.
El ahorro total que tendrían todas estas medidas aplicadas de forma muy intensa es
de 12216 ktep de energía final en el 2030.
Para evaluar las emisiones de CO2 que se conseguiría reducir con estas medidas hay
que tener en cuenta que el consumo de energía final en las viviendas españolas
actualmente corresponde en un 33% a electricidad, 31% a petróleo, 21% gas natural,
13% biomasa y 1% carbón. Esta estructura no va a ser constante hasta 2030 ya que se
produce el desplazamiento de unas fuentes de energía hacia otras. Un ejemplo es que
la calefacción se está desplazando en los últimos años hacia el gas natural. Por ello,
hemos considerado un desplazamiento progresivo hacia la electricidad y el gas natural.
Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación 67
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De esta manera, suponemos que la estructura de consumo de energía final en el sector
residencial en el año 2030 se corresponde en un 36% a electricidad, 29% a petróleo, 30%
gas natural, 4% biomasa y 1% carbón
Una vez que tenemos el consumo del sector residencial separado por fuentes de
energía y que sabemos la estructura de la generación eléctrica, podemos calcular los
efectos de las medidas anteriormente analizadas en cuanto a reducción de emisiones de
CO2. Evidentemente estas medidas tendrán una mayor o menor influencia en la
reducción de emisiones de CO2 según como de limpio sea el mix de generación
eléctrica en el año 2030, ya que si se trata de un mix muy limpio las medidas tendrán
un menor impacto. Esta mayor o menor limpieza del mix energético vendrá dada por
la potencia instalada de cada tecnología de generación eléctrica. Esta potencia será
introducida en el modelo, y dependiendo de los inputs que tenga el modelo, estas
medidas de eficiencia tendrán un efecto determinado en cuanto a reducción de
emisiones.
Para calcular el ahorro de energía en los hogares que dispongan de District Heating
and Cooling admitimos que en un sistema CHCP la producción de electricidad se hace
con una eficiencia del 40% (referida a la energía del combustible, energía primaria) y
que la generación y transporte de calor y frío puede hacerse en promedio con una
eficiencia del 67% (referido a la energía residual al obtener la eléctrica, y equivale a que
se convierte en calor o frío el 40% de la energía primaria.). Esto nos llevaría a un
rendimiento global del DHC del 80%. Este calor generado al producir electricidad es
aprovechado en los hogares por lo que conseguimos un ahorro en el consumo de
combustibles fósiles. De esta manera, según el número de viviendas que dispongan de
DHC, tendremos un mayor o menor ahorro de energía.
El sector residencial es posiblemente el sector en el que podemos obtener un mayor
porcentaje de ahorro de energía. Por ello, es fundamental tomar medidas con una gran
intensidad si queremos controlar el consumo energético y reducir las emisiones de
CO2 en el futuro. Para lograr esto tiene que haber una gran concienciación por parte
de la sociedad ya que se requiere de una fuerte inversión. Afortunadamente, la
situación está cambiando en los últimos años y se están empezando a tomar numerosas
medidas de ahorro tales como la instalación de paneles solares en los tejados.
4 Eficiencia y ahorro en el sector
del transporte
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 69
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
4 Eficiencia y ahorro en el sector del transporte
4.1 Introducción
El transporte representa hoy uno de los principales elementos de insostenibilidad
del modelo de desarrollo de España, ya que es el responsable de casi el 40% del
consumo energético del país, siendo este porcentaje creciente en los últimos años, y del
30% de las emisiones de CO2 nacionales. A su vez, el sector transporte es fundamental
en la economía y supone actualmente el 5,7% del PIB (Producto Interior Bruto) español.
Los datos sobre las características principales de este sector están obtenidos del
documento [Casals et al, 2007].
El desarrollo social y económico ha propiciado en todo el mundo un aumento muy
importante en la movilidad de las personas. Este crecimiento es una de las causas de
que haya aumentado nuestra dependencia de los derivados del petróleo y que se
hayan manifestado graves problemas de contaminación ambiental.
Existe un fuerte desequilibrio en la participación de los diferentes modos de
transporte en la movilidad total y en el consumo de energía del sector del transporte,
con un dominio absoluto del transporte por carretera, y dentro del mismo un
protagonismo cada vez mayor del vehículo privado.
Dentro del transporte, la carretera representa el 80% de los consumos en 2004, de los
que aproximadamente un 46%, según el E4, corresponden a los turismos, un 51% al
transporte de mercancías, entre furgonetas y camiones, y sólo un 3% para el transporte
de viajeros en autobús.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 70
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Ilustracióm 21: Estructura de consumo sector transporte [IDAE].
Tanto en el transporte de mercancías, un 84,28%, como en el transporte de personas,
un 89,59%, el medio más utilizado ha sido el transporte por carretera, éste supone hoy
en día el principal modo de transporte tanto en España como en Europa. En cuanto a
los diferentes tipos de vehículos usados para el transporte por carretera, el coche es el
más utilizado con un 82,5% del total, seguido de los vehículos pesados (camiones y
autobuses) y de las motocicletas, que suponen un 17% y 0,5% respectivamente. El
parque móvil español se ha triplicado prácticamente entre 1975 y 2005, pasando de 7
millones de vehículos a casi 27,6 millones. Hay que destacar en esta evolución del
parque de vehículos la creciente “dieselización” del mismo, en detrimento de los
turismos de gasolina (97,5% del total en 1970 vs. 58,4% en 2005).
Ilustracióm 22: Estructura de consumo transporte carretera [IDAE].
El transporte, que engloba al sector de la aeronáutica, naval y automoción, tiene que
garantizar que la movilidad de personas y mercancías pueda producirse con la mayor
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 71
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eficacia posible. El desarrollo y puesta a punto de un sistema de transporte eficiente y
competitivo resulta un elemento clave para la economía de cualquier país, ya que la
actividad resultante adquiere una importancia capital no sólo por su propia aportación
a la misma, sino también por su capacidad de condicionar la competitividad de la
mayoría de los sectores productivos.
4.1.3. Emisiones del sector transporte.
Los sectores de la industria, el transporte, la agricultura y medio natural son los
responsables del 89,9% de las emisiones de GEI nacionales. El principal contribuidor es
la industria siendo responsable de aproximadamente el 50,7% en el año 2003, aunque el
sector transporte ha ido en aumento de forma considerable en los últimos años.
Ilustración 23: Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por sector en España, Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
En el sector transporte, un incremento del consumo de combustibles fósiles conlleva
un aumento del número de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de este
sector, lo que ha provocado un crecimiento, durante los últimos años, cercano al 5%. Se
estima que el sector del transporte (por carretera, aéreo y marítimo) aporta más del
22% de las emisiones españolas de GEI. Varias son las razones explicativas de este
fenómeno: la elevada tasa de motorización y su vertiginoso ritmo de crecimiento; el
incremento tan espectacular de las inversiones en infraestructura de carretera de alta
capacidad, lo que nos ha colocado a la cabeza de los países europeos; el descenso
paulatino de los costes de transporte privado por carretera experimentado durante los
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 72
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
últimos 25años, lo que ha provocado la dispersión de actividades en el territorio y el
incremento de la participación del transporte en la estructura productiva, de
distribución y consumo; y finalmente, el modelo de ordenamiento urbano basado en la
construcción de baja densidad, en la especialización de usos de suelo y la
fragmentación del territorio. Dichas fuerzas “motrices” o directoras del proceso de
incremento de la movilidad y de la demanda de transporte en nuestro país, resultan
difíciles de modificar y reconducir. No todas las competencias para hacerlo caen en el
ámbito de la Administración General del Estado, pero parece adecuado considerar que
ésta deberá jugar un destacado papel coordinador, con objeto de establecer una política
de transportes que posea, entre otros objetivos, la reducción de emisiones
contaminantes.
El crecimiento de las emisiones de GEI del sector transporte, hace más difícil que
España alcance los objetivos del protocolo de Kyoto. Las emisiones de gases de efecto
invernadero del transporte aumentaron en un 57,5% entre 1990 y 2003.Esto fue debido
principalmente al transporte por carretera (tanto de viajeros como de mercancías).
Además, se ha dado un cambio del consumo de combustibles, de la gasolina al diésel.
Ilustración 24: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España, 1990–2003.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
De los 6 gases que constituyen el efecto invernadero contemplados en el Protocolo
de Kyoto el transporte sólo es fuente de 3 de ellos: N2O, CO2, CH4. Sin embargo, el
97,5% de los gases procedentes del transporte es CO2, el 2,3% es N2O y sólo el 0,2% es
CH4.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 73
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Ilustración 25: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
Es necesario un análisis de cada uno de los GEI para ver cuales son sus causas
principales y de qué manera se puede evitar o reducir su emisión:
Emisiones de CO2. Con el 97,5% en el 2003, el CO2 es con mucho el gas de efecto
invernadero más importante dentro del sector transporte, y el transporte por carretera
es, de hecho, el mayor contribuidor de estas emisiones (80 % en el 2003). La segunda
fuente principal de emisiones de CO2 (5,0%) es el tráfico aéreo, mientras que las
actividades marítimas (a nivel nacional incluida la flota pesquera, 4%); Otros modos de
transporte, maquinaria móvil (aglutinando las actividades industriales, agrícolas y
forestales relacionadas con el transporte, 11%) y el transporte ferroviario (0,3%) tienen
una contribución comparativamente menor en el total nacional de emisiones de CO2
del transporte. Esta tendencia claramente alcista de las emisiones de CO2 procedentes
del transporte se debe fundamentalmente al crecimiento del volumen de tráfico por
carretera, sin embargo, el aumento de la demanda ha estado muy por encima del
aumento en las emisiones y significa que ha habido un cambio importante en el uso
medio de la energía por vehículo-kilómetro.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 74
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Ilustración 26: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
Emisiones de N2O. El sector transporte es una fuente pequeña, aunque en continuo
aumento, de emisiones de óxido nitroso. Las emisiones de N2O procedentes del
transporte, sólo contribuyen al 2,3% de las emisiones totales de GEI del sector. Aunque
sólo son responsables del 8% del total nacional de emisiones de N2O, aumentaron
considerablemente de 2.820 a 8.114 toneladas entre 1990 y 2003 (188 %), debido a la
introducción de convertidores catalíticos, los cuales reducen las emisiones de otros
gases pero generan N2O.
Esto ocurre principalmente durante el periodo de calentamiento del catalizador. Sin
embargo, los primeros catalizadores emitían 0,05 g/km N2O por kilómetro mientras
que los nuevos convertidores catalíticos de tres vías emiten 0.03 g/km.
Es probable que en la fase de encendido de los nuevos convertidores (EURO III y
IV) el tiempo que precise el convertidor para alcanzar la temperatura apropiada de
funcionamiento sea más corto, y por tanto las emisiones sean menores. El uso de
combustibles con menor contenido de azufre puede a su vez disminuir las emisiones
de N2O.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 75
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Ilustración 27: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
Sustancias acidificantes. La emisión de las sustancias acidificantes del transporte
descendió únicamente en un 1% entre 1990 y 2003. La introducción de convertidores
catalíticos y la reducción de azufre en los combustibles han contribuido
sustancialmente a la reducción de las emisiones, aunque no de manera suficiente para
contrarrestar el aumento del tráfico rodado en el mismo periodo. En el sector del
transporte, el NOx (89,7%, 2003) es el contaminante más importante que contribuye a la
formación de sustancias acidificantes. El transporte por carretera contribuyó al 16% del
total nacional de las emisiones de sustancias acidificantes en el 2003. En España se
precisan reducciones de las emisiones de sustancias acidificantes procedentes de todos
los sectores si se quieren alcanzar los objetivos del 2010 referentes a la Directiva de
Techos Nacionales de Emisión.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 76
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Ilustración 28: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias acidificantes procedentes del transporte. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
Precursores del ozono. La emisión de precursores del ozono del transporte
descendió en un 16% entre 1990 y 2003. La reducción se produjo por un incremento en
la utilización de los motores diésel y por los convertidores catalíticos de los vehículos.
La reducción de las emisiones, en la mayoría de los casos, no ha sido suficiente para no
sobrepasar los niveles críticos (ecosistemas) o los umbrales de concentración (salud
humana). Como resultado, los objetivos marcados para el 2010 difícilmente se
alcanzarán. Las emisiones de NOx (69%), de COVNM (18%) y CO (10%) fueron los
contaminantes atmosféricos que contribuyeron de manera significativa a la formación
de ozono troposférico en el 2003. El transporte por carretera es la fuente dominante de
los precursores del ozono y contribuyó al 22% del total nacional de las emisiones de
precursores del ozono en el 2003. Las emisiones de otros modos de transporte
(ferrocarril, barco y avión) aumentaron en 17%. La contribución del transporte
(carretera y otros modos) al total cayó del 37% en 1990, al 27% en 2003.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 77
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Ilustración 29: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del ozono. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
Partículas. La emisión de partículas procedentes del sector transporte aumentó en
un 4,7% entre 1990 y 2003. Pese a la introducción de los convertidores catalíticos y
mejoras en la tecnología de los vehículos, no se produjo el efecto esperado en cuanto a
reducción de las emisiones de los precursores secundarios de partículas. La emisión de
NOx (87.1%) constituye la contribución más significativa de contaminantes
atmosféricos en la formación de PM10 en el 2003. El transporte por carretera es la
fuente dominante de emisiones de partículas finas, contribuyendo al 27% del total de
las emisiones nacionales. Se espera que, en un futuro próximo, en la mayoría de las
áreas urbanas de nuestro país, las concentraciones de PM10 estén por debajo de los
valores límites. Se necesitarán reducciones sustanciales en todos los sectores si se
quiere estar por debajo de los valores límites fijados en la Primera Directiva Europea
de Calidad del Aire.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 78
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Ilustración 30: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
En la figura se muestran las emisiones totales de sustancias acidificantes,
precursoras del ozono y partículas procedentes del transporte.
Ilustración 31: Emisiones totales de contaminantes atmosféricos. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
4.2 Contexto legislativo español y europeo
La eficiencia energética se ha convertido en los últimos años en una de las
principales prioridades para la Unión Europea, esto se debe a la necesidad de asegurar
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 79
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
el suministro energético, la protección del medio ambiente y en concreto la reducción
de las emisiones de GEI. Para poder reducir el número de emisiones al que se
comprometió la Unión Europea en el protocolo de Kyoto, se tienen que aplicar
medidas en los distintos sectores causantes de las emisiones.
Uno de los principales sectores responsables de emisiones de GEI es el sector
transporte por lo que la Unión Europea ha desarrollado diversos protocolos de
actuación a seguir:
_ “Movilidad sostenible: perspectivas”, el Libro Blanco,“La política europea de transportes
de cara al 2010: la hora de la verdad” sobre la política común de transportes.
_ “Por una Europa en movimiento. Movilidad sostenible para nuestro continente. Revisión
intermedia del Libro Blanco del transporte de la Comisión Europea de 2001”, estos informes
incluyen medidas de eficiencia energética. Además, está previsto que próximamente se
publique un Libro Verde especialmente dedicado al transporte urbano.
_ La Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de
diciembre de 1999, relativa a la información sobre el consumo de combustible y sobre
las emisiones de CO2 facilitada al consumidor al comercializar turismos nuevos es un
ejemplo de medidas incluidas en la legislación comunitaria relativas a los consumos de
combustibles y emisiones.
_ La Directiva 2003/30/CE relativa al fomento del uso de los biocarburantes u otros
combustibles renovables en el transporte obliga a cada Estado Miembro a velar por que
se comercialice en sus respectivos mercados una proporción mínima de biocarburantes,
estableciéndose objetivos indicativos nacionales.
_ La iniciativa CIVITAS es un programa europeo para ayudar a las ciudades a
lograr un sistema de transporte urbano más limpio, eficiente y sostenible.
_ Las Directivas 2004/50/CE, 2001/16/CE y 2004/51/CE, así como la
Comunicación de la Comisión “Proseguir la integración del sistema ferroviario europeo: el
tercer paquete ferroviario” con el objetivo de reforzar la interoperabilidad y la apertura
del mercado del transporte ferroviario de mercancías.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 80
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
_ Con objeto de desarrollar los transportes que combinan la carretera, por un lado, y
el ferrocarril, la navegación interior y la navegación marítima, por otro, también se ha
promulgado diversa normativa específica, en concreto la Directiva 92/106/CEE.
_ El Programa “Marco Polo” (2003-2006), que trata de transferir parte del tráfico de
mercancías por carretera hacia la navegación de corta distancia, el transporte
ferroviario y la navegación interior.
_ En el sector de la aviación se está realizando una propuesta para incluirlo en el
régimen de comercio de GEI y por otro lado el programa SESAR, que incorporará las
tecnologías más modernas a la gestión del tráfico aéreo en el cielo único europeo.
A nivel nacional la principal iniciativa que se ha desarrollado es la “Estrategia de
Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012” y en el “Plan de Acción 2005-2007”,
estas engloban medidas de ahorro y eficiencia energética a aplicar en todos los sectores.
En concreto en el sector transporte se prevé que se producirá un ahorro de energía
primaria de 5,2 millones de toneladas equivalentes de petróleo en 2005-2007 y habrá
unas emisiones evitadas de 14,5 millones de toneladas de CO2. La responsabilidad en
la ejecución del plan de acción corresponde, principalmente, a los Ministerios de
Fomento, Industria, Turismo y Comercio, Economía, Interior (DGT) y, en menor
medida, Medio Ambiente y Sanidad y Consumo. Las Administraciones territoriales
deben participar, en el marco de los oportunos convenios de colaboración, en la
aplicación de las diferentes medidas: en las relativas a la carretera, especialmente en la
red de su competencia, y las Entidades Locales, en movilidad urbana.
Por otra parte, el Consejo de Ministros el 15 de julio de 2005 aprobó el Plan
Estratégico de Infraestructuras y Transporte 2005-2020 (PEIT), que define actuaciones y
directrices para la política de infraestructuras y transporte de competencia estatal con
un horizonte de largo plazo. Este plan supone una mayor inversión en red ferroviaria,
diseña una red mallada de carreteras menos dependiente de los corredores radiales,
desarrolla las autopistas del mar, refuerza el papel de los puertos como nodos de la red
intermodal de transporte e incluye medidas orientadas a integrar el sistema de
navegación aérea español en el cielo único europeo.
También existe diversa normativa en este sector para cumplir muchos de los
objetivos fijados a nivel europeo como es el Real Decreto 837/2002 para regular la
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 81
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información relativa al consumo de combustible y a las emisiones de CO2 de los
turismos nuevos que se pongan a la venta, la aplicación de los planes RENOVE y
PREVER, con objeto de renovar el parque de vehículos y de mejorar la eficiencia
energética y el ahorro de emisiones de CO2, la Ley 34/98, de 7 de octubre, del Sector de
Hidrocarburos hace referencia también a los productos que se consideran
biocombustibles, y el Real Decreto 61/2006, por el que se determinan las
especificaciones de combustibles fija los objetivos indicativos para España de
comercialización de biocarburantes recogidos en la Directiva 2003/30/CE.
Aunque la normativa nacional en este sector es muy extensa, la aplicación de estas
medidas es aun insuficiente para poder cumplir con los objetivos a los que se
comprometió España. Además muchas de estas medidas no son del todo eficientes por
lo que es necesario un mayor estudio de cada una de ellas y un detallado seguimiento
de la aplicación de esta medida para poder cuantificar el ahorro energético que ésta
supone.
4.3 Medidas a aplicar en el sector transporte
Las medidas posibles a aplicar en el sector transporte para reducir las emisiones son
muy diversas, englobando desde la mejora de los medios de transporte hasta la
intermodalidad. Se pueden diferenciar tres tipos de medidas dependiendo del objetivo
de cada una de ellas, estas a su vez engloban distintas medidas para conseguir dicho
objetivo.
4.3.1 Eficiencia en los vehículos
Es necesario realizar una renovación de los vehículos en las flotas de transporte
colectivo de pasajeros y de mercancías, introducir aeronaves y barcos más eficientes
tanto en las flotas de las compañías de transporte aéreo como en las de transporte
marítimo y modernizar el parque de turismos en España para aprovechar las ventajas
de la mayor eficiencia energética de los vehículos nuevos.
Para llevar a cabo el objetivo anterior hay que analizar qué vehículos son más
eficientes, tanto de los ya existentes como de las nuevas tecnologías a aplicar, y de qué
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 82
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
manera se puede incentivar el uso de estos vehículos por delante de otros menos
eficientes.
Los principales problemas de los turismos son su bajo rendimiento, gran gasto de
combustible y elevada contaminación. Hay nuevas tecnologías que estudian la mejora
de estos tres aspectos, y podemos dividirlas en dos grupos:
A. Sistemas de propulsión alternativos. Podemos variar el motor para mejorar la
eficiencia de éste y el número de emisiones.
Vehículo eléctrico (VE) es aquél que utiliza una fuente portátil de energía eléctrica
que alimenta a un motor eléctrico que transforma dicha energía eléctrica en energía
mecánica. El principal inconveniente del VE es el conjunto de baterías que se utiliza
como fuente portátil de energía, que limitan la autonomía del vehículo. Este vehículo
típicamente usa el 46% de la energía liberada por las baterías para mover el vehículo,
mientras el motor de combustión aproximadamente usa cerca del 18% de la energía del
combustible que utiliza. Esto hace que la eficiencia del vehículo híbrido sea entre 10-
30% superior a la del vehículo convencional con motor de explosión.
Actualmente el transporte depende en su mayor parte de energías fósiles, sobretodo
del petróleo, cuyos derivados cubren el 98% de las necesidades energéticas del sector.
Según una campaña realizada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro
Energético (IDAE) en 1999 con varios coches eléctricos franceses se comprobó que
habían consumido una media de 0,220 kWh/km de energía final, lo que convertido en
energía primaria y teniendo en cuenta las pérdidas en producción, transporte y
distribución dan lugar a un consumo de 2.937 kJ/km. Los consumos de coches
equivalentes en sus versiones de gasolina y diésel y en tráfico urbano, son
respectivamente 3.430 kJ/km y 3.019 kJ/km. Ello significa que los coches eléctricos
consumieron en las ciudades un 17,3 % menos que los coches de gasolina y un 6,4 %
menos que los coches diésel.
Los VE son vehículos limpios en su funcionamiento, sin embargo hay que
considerar las emisiones asociadas a la producción y suministro de electricidad
empleada para recargar las baterías, éstas emisiones varían dependiendo del modo de
producir electricidad. Según el IDAE los coches eléctricos emiten un 32 % menos de
CO2 comparado con lo que emitirían los coches de gasolina y un 27 % menos frente a
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 83
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los coches de gasóleo, por tanto se puede decir que un vehículo eléctrico emite 120
g/km, aunque hay que tener en cuenta que este valor es aproximado, y que hay
vehículos de motor de combustión que emiten esto o menos, consiguiéndose unas
reducciones de emisiones de 58,5 y 42 g/km dependiendo de si el vehículo
reemplazado es de gasolina o diésel.
Con respecto al coste los vehículos eléctricos tienen un coste más elevado que un
vehículo convencional, pero en el caso de los VE el consumo de combustible es nulo lo
que supone un ahorro económico. Además, en muchos países de la Unión Europea este
tipo de vehículos goza de algunos beneficios fiscales, como la supresión del IVA o la
exención del impuesto de circulación.
Este tipo de vehículo se esta comercializando principalmente para transporte
público de viajeros y en menor medida para transporte individual.
Vehículo eléctrico híbrido (VEH) es aquel en el que al menos una de las fuentes de
energía, almacenamiento o conversión puede entregar energía eléctrica, lo que implica
que tengan dos motores, uno eléctrico y otro de combustión interna, haciendo que la
complejidad del diseño aumente considerablemente. Tener dos motores soluciona el
problema de la contaminación medioambiental y da una mayor autonomía que los
vehículos puramente eléctricos.
Al igual que los vehículos eléctricos, los híbridos también reciben ayudas para su
compra por parte del Estado, éstas ayudas permiten reducir el precio del vehículo y
permitir su entrada en el mercado. En un reciente artículo, la revista Forbes ofrecía un
ranking con los mejores vehículos híbridos del mercado y el ahorro que suponen. El
primero del ranking es el más barato, cuesta 14.764 € y tiene un coste anual de
carburante de 420 €. El precio de este coche es sólo unos 1.000 € mayor que el de uno
convencional y sin embargo proporciona un ahorro de combustible en torno al 25-50%.
Sin embargo el coste se puede ver incrementado hasta un 40% con respecto al mismo
vehículo pero con motor convencional a la hora de su mantenimiento. De todas formas,
parece que la compra de uno de estos vehículos sí que compensa, ya que la diferencia
del coste se amortiza rápidamente. Además a medida que se vayan produciendo
avances tecnológicos en este sector, el coste será cada vez menor.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 84
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Comparando dos vehículos de características similares, uno de ellos híbrido, las
emisiones de éste son un 27,3% menores que las de uno con gasolina, [IDAE]. Teniendo
en cuenta que los vehículos de gasolina emiten 178,46g/km de CO2 y 162,5 g/km los
de gasóleo, podemos considerar que como promedio un vehículo híbrido emite 129,74
g/km. Por tanto se obtiene una reducción de las emisiones de 48,7 g/km si se sustituye
a un vehículo de gasolina y 32,76 g/km en el caso de reemplazar a uno diésel. Existen
vehículos híbridos que permiten una reducción mucho mayor, como por ejemplo el
Honda Insight que tiene emisiones de CO2 de 80 g/km, menores que cualquier coche
con motor de combustión interna alternativo disponible en el mercado, y el Toyota
Prius, con 104 g/km, aunque estos modelos son casos excepcionales en el mercado.
En el caso de los vehículos híbridos enchufables consideramos que el 70% del
tiempo funcionan como un coche eléctrico, mientras que el 30% restante funcionan
como un coche híbrido. Estos porcentajes los hemos obtenido del documento “EME
Analys” en el que se explica el funcionamiento de un prototipo de coche híbrido
enchufable de Nissan.
Vehículo de pila de combustible. (VPC) La pila de combustible transforma la
energía química asociada al combustible en energía eléctrica (corriente continua) y ésta
a su vez se transforma en energía mecánica mediante un motor eléctrico. A diferencia
de la batería, la pila de combustible tiene capacidad de generar energía siempre que se
le suministre combustible y oxidante, con lo que no se limita la autonomía. El vehículo
de pila de combustible de hidrógeno ofrece el doble de eficiencia energética que los
motores de combustión interna y, por otra, sólo producen emisiones de vapor de agua.
La viabilidad de la solución a largo plazo ya ha sido demostrada pero, para que
puedan aplicarse en un futuro no muy lejano deben superarse grandes retos en
relación con la producción limpia de hidrógeno, su distribución y almacenamiento, y
en relación con la fiabilidad, robustez, duración de vida y coste de las pilas. Entre
tanto, la transición será pródiga en soluciones intermedias más abordables desde el
actual conocimiento tecnológico: motores de combustión interna de hidrógeno,
mezclas de gas natural e hidrógeno para vehículos pesados, soluciones híbridas,
reformado a bordo de combustibles líquidos de procedencias diversas, etc.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 85
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
B. Combustibles alternativos. La sustitución de los combustibles convencionales
(gasolina o gasóleo) por otros combustibles alternativos reduce significativamente las
emisiones de gases de efecto invernadero. Estos nuevos combustibles se pueden aplicar
en un motor convencional sin necesidad de modificarlo, aunque son más efectivos si se
emplean en los nuevos sistemas de propulsión, esto hace que su aplicación pueda ser
inmediata y se gane tiempo para la aplicación más tardía de otros métodos más
eficientes y para el desarrollo de nuevas tecnologías.
Biocombustibles son aquellos combustibles producidos a partir de la biomasa y que
pueden ser considerados, en general, una energía renovable. Los biocombustibles se
pueden presentar tanto en forma sólida (residuos vegetales, fracción biodegradable de
los residuos urbanos o industriales) como líquida (bioalcoholes, biodiésel) y gaseosa
(biogás, hidrógeno). Los biocombustibles que tienen posibilidad de aplicación en los
actuales motores de combustión interna (motores diésel y otto) son los biocarburantes,
de naturaleza líquida y procedentes de materias primas vegetales.
Entre los biocarburantes se encuentran principalmente dos tipos: el biodiésel,
obtenido a partir de semillas oleaginosas mediante esterificación del aceite virgen
extraído o a partir de aceites usados; y el bioetanol, obtenido fundamentalmente a
partir de semillas ricas en azúcares mediante fermentación.
En un principio, las prestaciones del biodiésel y el bioetanol son similares a las del
gasóleo y las gasolinas tradicionales, respectivamente, pudiendo utilizarlos
mezclándolos con estos o sustituyéndolos totalmente. La mezcla de más del 15%
bioetanol con gasolina puede requerir pequeñas modificaciones del motor.
La aplicación de biocombustibles de mezcla menor del 15% no supone ninguna
variación en el motor del vehículo y por lo tanto no presenta ningún gasto para el
usuario. De hecho, a la larga llega a suponer un ahorro, ya que el precio del petróleo
aumenta cada vez más. Sin embargo, las mezclas superiores al 15% suponen una
modificación en el motor, pero ésta tendrá un menor coste que la compra de un
vehículo nuevo más eficiente. Según [IPTS, 2002] los costes de producción actuales,
excluyendo impuestos y subsidios, por litro de biocombustible varían mucho. Estos
costes son de 0,41-0,75 € para el biodiesel y 0,36-0,60 € para el bioetanol. Los costes del
cultivo de materias primas para biocombustibles constituyen alrededor del 80% del
coste de producción final de los biocombustibles, por término medio. Por consiguiente,
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 86
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
los principales medios para rebajar los costes totales de producción de los
biocombustibles están supeditados a mejorar el cultivo y a aumentar los rendimientos
por hectárea, más que a mejorar las tecnologías de tratamiento después de la cosecha.
En cualquier caso, producir bioetanol o biodiésel siempre resulta bastante más
costoso que generar gasolina y gasóleo, por lo que la concesión de subvenciones o de
facilidades impositivas resulta imprescindible para potenciar el uso de estos
biocombustibles, siempre menos agresivos para el medioambiente. Para el futuro, cabe
matizar que, gracias a los decrecientes costes de las materias primas agrícolas y a las
mejoras en la tecnología procesadora, los costes podrían reducirse en un 30% para el
2010.
Hidrogeno. Las ventajas de la combustión interna de hidrógeno respecto a la pila de
combustible estriban, sobre todo, en que no necesita mayores requerimientos para
funcionar a cualquier temperatura o para arrancar en frío. En cuanto a emisiones,
prácticamente no libera CO2, y en prestaciones se equipara a los motores de gasolina
con un 25% menos de consumo. El hidrogeno se puede obtener de fuentes renovables y
no renovables, y como los biocombustibles aporta una mayor independencia del
petróleo.
En los últimos años se ha mejorado mucho la eficiencia de los vehículos, tanto en el
diseño como en los combustibles que se pueden utilizar. Esto hace que los vehículos
que se construyen ahora consuman menos combustible y emitan menos GEI, por lo que
es necesario que se sustituyan los vehículos antiguos por los nuevos más eficientes.
Pero esto no sólo pasa en el parque de vehículos, también existe una necesidad de
renovación de la flota marítima y aérea.
Las actuaciones que habría que realizar para impulsar la renovación de los medios
de transporte actuales serían:
• Por un lado la renovación de la flota de transporte por carretera de pasajeros y de
mercancías, tendría que realizarse mediante estudios y auditorías de las flotas de las
empresas para determinar qué tipo de vehículo cubre mejor las necesidades
operacionales de la empresa. El Proyecto TREATISE es un proyecto europeo relativo a
la formación de agencias de energía y otros agentes locales (administración regional y
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 87
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
local, empresas de transporte, asociaciones del sector, etc.) en materia de eficiencia
energética en el transporte.
• Acelerar la renovación de las flotas aéreas más antiguas y menos eficientes
energéticamente mediante acuerdos con las compañías aéreas para estudiar e
implantar esta renovación con criterios de eficiencia energética.
• Introducir barcos más eficientes en las flotas de las compañías de transporte
marítimo, supondría promover acuerdos con los operadores marítimos con el fin de
estudiar los potenciales de reducción de consumo y costes de una adecuada renovación
de flota, para, posteriormente, poner en marcha esta renovación.
• Y por último la renovación del parque automovilístico de turismos, supondría
aprovechar las mejoras de los vehículos nuevos ya que en la actualidad, existen en el
mercado vehículos turismo mucho más eficientes energéticamente que la mayoría de
los vehículos en circulación. Para aprovechar estas ventajas de menor consumo de los
vehículos modernos, se impulsará la renovación del parque de automóviles mediante
sistemas de apoyos a la adquisición de vehículos más eficientes y modificaciones del
Plan Prever y del sistema fiscal que grava la adquisición y el uso de los turismos para
ligarlos al consumo de combustible del vehículo. Para dar mayores facilidades el IDAE,
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, elabora una lista de todos los
coches del mercado dando información dependiendo de la marca, modelo, y versión,
del consumo de carburante, emisiones de CO2 y la clasificación por consumo relativo,
con referencia a coches de igual categoría (superficie). Considerando que por cada litro
de gasolina que consume un vehículo se emiten 2,32 kg CO2 y se recorren 13 km
(178,46 g/km) y por cada litro de gasóleo se emiten 2,6 kg para recorrer 16km (162,5
g/km), tomando la lista de los vehículos más eficientes que hay hoy en el mercado
[IDAE, 2006] y haciendo la media de las emisiones, 129 g/km para vehículos de
gasolina y 115 g/km para vehículos de gasóleo, se obtiene que renovar la flota de
vehículos actuales por unos más eficientes supone una reducción del 27,7% en
vehículos de gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 88
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
4.3.2 Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de Transporte
Mediante el uso eficiente de los medios de transporte no sólo se consigue una
reducción del gasto de combustible, que implica un ahorro económico, sino también
una reducción del número de emisiones, por todo esto es necesario la aplicación de
medidas en este sentido.
1) Gestión de Infraestructuras de Transporte. Consiste en la mejora de las
infraestructuras de transporte existentes con el fin de conseguir una mayor eficiencia
energética en el uso de los medios, tanto en el transporte de pasajeros como de
mercancías. Para optimizar la gestión de infraestructuras, es necesario llevar a cabo
estudios integrales sobre redes de intercambiadores y centros logísticos, así como sobre
sistemas de pago por uso de infraestructuras, que permitan la elaboración y futura
puesta en marcha de nuevas propuestas de gestión.
2) Gestión de Flotas de Transporte por Carretera. Consiste en mejorar la gestión de
flotas de transporte por carretera para conseguir reducir el consumo específico por
tonelada o viajero transportado. Existen actualmente potentes herramientas para la
optimización de la gestión de flotas, aunque están todavía infrautilizadas por las
empresas de transporte por carretera. Con esta medida, se pretende impulsar el uso
generalizado de las nuevas aplicaciones telemáticas y otras herramientas de gestión de
flotas por parte de todas las empresas de transporte por carretera, bien sean de
transporte de mercancías, bien de transporte colectivo de viajeros. Este objetivo se
alcanzará, principalmente, mediante programas de promoción y formación, así como
sistemas de apoyos a las empresas que tengan implantada la gestión de flotas con
criterios de eficiencia energética.
3) Gestión de Flotas de Aeronaves. Tiene como objetivo optimizar el sistema de
tráfico aéreo y conseguir mejoras operacionales de las compañías aéreas. En el marco
de esta medida, se pretenden impulsar mejoras de gestión de flotas de aeronaves a
través de acuerdos con las compañías aéreas que contemplarán la mejora de sus
procedimientos, la optimización de los sistemas de tráfico aéreo, las operaciones y el
equipamiento de las aeronaves, y la reducción del “tankering” (abastecimiento de
combustible con criterios puramente económicos y no de consumo de energía).
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 89
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
4) Conducción Eficiente del Vehículo Privado. A lo largo de los últimos años, las
importantes mejoras tecnológicas de los vehículos turismo no se han visto
acompañadas de la correspondiente evolución en la forma de conducir los mismos, por
lo que existe actualmente un gran desajuste entre los avances conseguidos en términos
de mejora de la eficiencia energética por ambas vías. Para responder a esa necesidad de
acomodo, y así mejorar la eficiencia en la conducción, se han desarrollado nuevas
técnicas adaptadas a las tecnologías actuales; las técnicas de “conducción eficiente”. Las
técnicas de “conducción eficiente” están basadas en la anticipación, los cambios de
marcha a bajas revoluciones y la mayor utilización de las marchas largas, conllevando
importantes beneficios y sin aumentar, con ello, el tiempo en el desplazamiento. Los
beneficios más importantes que se obtendrían con esta medida son: un ahorro medio
de carburante del 15%, una disminución global de la contaminación ambiental, una
reducción del 15% de las emisiones de CO2 a la atmósfera, una disminución de la
contaminación acústica, una disminución del riesgo de accidentes, un aumento del
confort en el vehículo, una reducción del estrés del conductor, y un ahorro en costes de
mantenimiento del vehículo: sistema de frenado, embrague, caja de cambios y motor.
Para la aplicación de esta medida sería necesario un conjunto de actuaciones orientadas
a difundir las técnicas de la “conducción eficiente” a todos los conductores de vehículos
turismo; tanto a nuevos conductores, a través del sistema de enseñanza para la
obtención del permiso de conducción, como a conductores expertos, mediante cursos
prácticos.
5) Conducción Eficiente de Camiones y Autobuses. De la misma manera que para
los vehículos turismo, existen actualmente técnicas de conducción eficiente de
vehículos industriales que permiten conseguir importantes ahorros de combustible. En
el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía se ha desarrollado un "Manual
de conducción eficiente para conductores de vehículos industriales" donde se
encuentran todas las pautas a seguir para implantar estas medidas, también se ha
elaborado una "Guía para la gestión del combustible en las flotas de transporte por
carretera". La implantación de estas medidas supondría un ahorro económico para las
empresas de transporte de mercancías. Estas medidas requieren de una campaña de
información para todos los conductores de camiones y autobuses.
6) Conducción Eficiente en el Sector Aéreo. Esta medida consiste en la introducción
en el sector aéreo de una conducción más eficiente energéticamente de las aeronaves,
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 90
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
para lo cual se requiere de la elaboración de herramientas de formación, la promoción
de cursos para pilotos de todas las compañías aéreas y el apoyo a los mismos, así como
la firma de acuerdos con las compañías para la introducción en sus procedimientos de
protocolos de formación de pilotos.
4.3.3 Plan de Movilidad Urbana Sostenible.
Durante las últimas décadas los cambios socioeconómicos ocurridos en el mundo
han afectado sustancialmente al transporte urbano. La movilidad en las ciudades
actuales se caracteriza por unos patrones de movilidad más difusos, con unas
distancias de viaje más largas y un continuo crecimiento del nivel de motorización.
Las piedras angulares de esta evolución son las siguientes:
– La expansión urbana incrementa las distancias físicas entre los principales usos del
suelo (vivienda, trabajo, comercio, servicios públicos), favorece las estructuras urbanas
dedicadas a un solo uso y, por tanto, aumenta la fragmentación del territorio y la
dependencia del vehículo particular. Se está pasando de un modelo de ciudad denso y
compacto, en el que los servicios son atendidos dentro de las áreas urbanas principales,
a un modelo disperso de zonificación a ultranza, en el que la distancia entre destinos es
muy superior y donde la utilización del vehículo privado es casi imprescindible para
satisfacer las necesidades.
– Como consecuencia del cambio hacia una economía basada en los servicios y la
relocalización de las actividades empresariales, los mercados de trabajo y los patrones
de desplazamiento relacionados tienden a cubrir áreas más extensas. Además, los
viajes diarios al trabajo se combinan con otra serie de actividades (compras, cuidado de
los niños, educación) en ubicaciones muy distantes.
– El individualismo y los papeles cambiantes de la familia, ocio, educación, etc.,
implican una gran diversidad de patrones de relaciones origen-destino por todo el
territorio. El transporte privado por carretera es, consecuentemente, el modo
dominante ya que se percibe como el que mejor satisface las necesidades personales.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 91
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
– Esto se resume en una migración continua de población y de empleo desde zonas
centrales hacia la periferia urbana y las áreas de baja densidad. El desarrollo comercial
de las zonas periféricas de las ciudades continúa su expansión y las áreas urbanas y
suburbanas compiten por el comercio y por el mayor número de desplazamientos. La
congestión del tráfico, que no cesa e incluso aumenta (especialmente en los suburbios),
obstaculiza la circulación de personas y bienes en muchas ciudades, al tiempo que
disminuye la cuota de personas que usan medios de transporte público, que van a pie
o que circulan en bicicleta. La compra y el uso de automóviles aumenta, en algunos
países, a un ritmo muy acelerado debido a la expansión económica.
– Las tendencias en el transporte y en el uso del suelo siguen suponiendo un riesgo
para el medio ambiente urbano y para la salud de los habitantes de las ciudades y
suburbios. El transporte es la causa de una gran parte de las emisiones de CO, CO2,
NOx, compuestos orgánicos volátiles no metano (COVNM) y partículas,
contribuyendo de esta manera al efecto invernadero, cambio climático, lluvia ácida,
ozono troposférico y al deterioro de la calidad del aire urbano (EEA, [24]). Además, el
ruido que provoca el tráfico se está convirtiendo en un motivo de creciente
preocupación medioambiental en las urbes (OCDE, [50]).
Las tendencias apuntadas anteriormente se ven reforzadas por el progresivo
incremento de la inmigración exterior, que está compensando la caída demográfica
debida a los bajos índices de natalidad de la sociedad española y que, incluso, está
provocando aumentos poblacionales importantes, principalmente en zona de
viviendas más asequibles en núcleos del extrarradio urbano, cinturones metropolitanos
y ciudades de tamaño medio.
Como consecuencia de la evolución de la movilidad en las ciudades es necesaria la
aplicación de un Plan de Movilidad Urbana Sostenible, PMUS, que consiste en un
conjunto de actuaciones que tienen como objetivo la implantación de formas de
desplazamiento más sostenibles (caminar, bicicleta y transporte público) dentro de una
ciudad; Es decir, de modos de transporte que hagan compatibles crecimiento
económico, cohesión social y defensa del medio ambiente, garantizando, de esta forma,
una mejor calidad de vida para los ciudadanos.
Las posibles medidas se pueden clasificar según las siguientes áreas de
intervención:
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 92
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
1) Medidas de control y ordenación de tráfico. A la hora de abordar los problemas
de congestión en las vías urbanas se deben priorizar las actuaciones encaminadas a
realizar una utilización más eficiente de las infraestructuras existentes (promocionando
el uso de los modos no motorizados, el transporte público y los vehículos de alta
ocupación), frente a las actuaciones basadas en el aumento de la capacidad y la
construcción de nuevas vías.
2) Medidas de gestión y limitación del aparcamiento para el vehículo privado. Con
este tipo de medidas se busca favorecer la intermodalidad, evitando la entrada del
vehículo privado en el interior de la ciudad.
3) Medidas de potenciación del transporte colectivo. Cualquier mejora del sistema
de transporte público, ya sea por ampliación de la red, mejora de frecuencias,
renovación de flotas… y especialmente una buena interconexión entre metros, tranvías
y autobuses, es una forma clara y directa de fomentar su uso, aunque suele requerir
grandes inversiones (sobre todo los modos ferroviarios).
4) Medidas de recuperación de la calidad urbana y ciudadana. Una mejora de la red
de itinerarios peatonales y ciclistas, facilitaría este tipo de desplazamiento que ha
quedado en un segundo plano.
5) Medidas específicas de gestión de la movilidad. La creación de un servicio que
cubra la demanda en zonas, franjas horarias o tipos de explotación en los que el
servicio de transporte público no resulte económicamente rentable, especialmente
indicado para zonas periféricas, o zonas donde la demanda se concentra en
determinadas franjas horarias. Otra medida sería la promoción del viaje compartido en
coche y viaje en coche multiusuario, que consiste por un lado en coordinar e incentivar
a los empleados que tengan su lugar de residencia próximos entre sí para que se
pongan de acuerdo y acudan juntos al trabajo empleando un sólo automóvil.
6) Medidas para la mejora de la movilidad de mercancías, incluyendo carga y
descarga. Una de las medidas a tomar consiste en impedir la circulación de pesados (a
partir de un determinado peso o tamaño) dentro del área urbana, estableciendo un
límite a partir del cual no pueden circular y, por lo tanto, a partir del cual su carga ha
de ser fraccionada en vehículos de menor gálibo para ser distribuida en ciudad, esto
también implicaría la utilización de centros de transporte que son los puntos dentro de
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 93
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
la cadena logística establecidos en la periferia de la ciudad donde la carga de los
vehículos pesados es fraccionada para ser distribuida en el interior de la ciudad.
7) Medidas para la mejora del transporte a grandes áreas y centros atractores de
viajes. Se trata de medidas dirigidas tanto a áreas de concentración industrial,
empresarial o de servicios como a grandes centros de actividad que por sus
características y volumen generen un número apreciable de desplazamientos, tanto de
trabajadores como de usuarios-clientes (hospitales, centros de ocio, centros
comerciales, universidades, etc.).
4.4 Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas
Para poder valorar las actuaciones necesarias en este sector se requiere estudiar de
manera comparativa todas las medidas anteriores aunque esto es muy complicado
debido a la dificultad de poder cuantificar de forma genérica el potencial de algunas
medidas, especialmente de las mejoras de las infraestructuras.
Al contabilizar el efecto de cada una de las medidas de manera independiente se
comete el mismo error que al analizar el efecto de cada “cuña” por separado. Este error
se debe a que muchas de las medidas de ahorro y eficiencia energéticas se solapan unas
con otras, con lo cual el efecto de manera conjunta de todas las medidas reduce el
efecto contabilizado de manera independiente.
Se puede realizar parte de esta comparativa tomando únicamente las medidas
relacionadas con modificaciones en los vehículos y así determinar cuáles de estas
medidas son más eficaces:
● Un vehículo eléctrico (VE), para el mix de generación eléctrica actual, emite un 32
% menos de CO2 comparado con un vehículo de gasolina y un 27 % menos frente a
uno de gasóleo.
● Las emisiones de CO2 de un vehículo eléctrico híbrido (VEH) son 27,3% menores
que las de uno con gasolina, y 20,16% que uno de diésel.
● La sustitución de gasolina por bioetanol en distintas proporciones supone una
disminución de emisiones de CO2 del 3% con E5 y del 70% con E85, aunque la
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 94
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aplicación de esta última mezcla requiere modificaciones en el motor y por lo tanto es
más cara.
● El cambio de los vehículos actuales por vehículos de mayor eficiencia puede
suponer un ahorro aproximado de emisiones de CO2 del 27,7% en vehículos de
gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo.
● Una conducción eficiente del vehículo puede suponer un ahorro de un 15% en las
emisiones de CO2 del vehículo, además esta medida reduce el número de accidentes
de tráfico.
La aplicación de estas medidas no sólo depende de las emisiones que evite, también
hay que tener en cuenta el precio que supone la aplicación de cada una de ellas.
Estimar el contabilizar el alcance que pueden tener estas medidas es muy complejo
ya que por ejemplo los planes de movilidad serán distintos dependiendo de la zona en
la que se aplique. En general, una mejora en la eficiencia del transporte (aerodinámica,
materiales ligeros, conducción eficiente…) o en la movilidad urbana (transporte
público, carril bici, parquímetros…) pueden contribuir a una reducción de emisiones
de gases de efecto invernadero en torno a un 10%, [IPCC, 2007].
Ante la dificultad de estimar el efecto conjunto de todas estas medidas se ha
optado por aplicar el ahorro descrito en el informe [IDAE, 2007], extrapolando este
ahorro al consumo esperado en el año 2030 en caso de no tomar ninguna medida.
En la siguiente tabla podemos ver el ahorro de energía primaria que se podría
obtener en el año 2012 si se aplicaran las medidas descritas por el IDAE.
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 95
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Tabla 5: Ahorro en el sector del transporte. [IDAE, 2007]
Según este informe, el ahorro total que se podría obtener en el año 2012 en caso de
aplicar estas medidas sería de 10028 ktep de energía primaria. Según expertos del
sector, el consumo energético esperado para el año 2030 en el sector del transporte
asciende a 55766 ktep de energía final. Actualmente este consumo es aproximadamente
de unos 40000 ktep. Extrapolando el ahorro obtenido en el año 2012 al consumo de
energía en el año 2030, se obtiene que es posible conseguir un ahorro de energía
primaria de 13000 ktep en el año 2030.
El resto de medidas que se podrían aplicar son la penetración de los coches y
camiones puramente eléctricos, híbridos no enchufables e híbridos enchufables.
Consideramos que el parque de vehículos para el año 2030 es de 29,1millones de
vehículos, la mitad de gasolina y la mitad diésel, que un vehículo al año recorre 15.000
km, y que un vehículo de gasolina emite 178,46 g/km de CO2 y uno de diésel 162,5
g/km de CO2. Evidentemente la reducción de emisiones de CO2 conseguidas con la
penetración de coches eléctricos o híbridos enchufables dependerá de cómo de bajo en
emisiones sea el mix de generación eléctrica en el año 2030.
En el modelo realizado en este proyecto, el cuál es descrito en el capítulo 7, según el
porcentaje de coches y camiones introducidos de cada tipo obtendremos un ahorro de
Eficiencia y ahorro en el sector del transporte 96
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energía ya que disminuye el consumo de petróleo, pero a su vez, tendremos un
aumento en la demanda de electricidad debido a que es necesario cargar los coches con
electricidad.
Teniendo en cuenta que el transporte representa cerca del 30% de las emisiones de
CO2 nacionales, las medidas que se tomen en este sector van a ser fundamentales en el
objetivo de controlar las emisiones de CO2 en el futuro. Este sector más que ningún
otro necesita un cambio radical y se deben encontrar formas alternativas a los coches
de gasolina o diésel en el transporte por carretera.
5 Energía nuclear
Energía Nuclear 98
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
5 Energía Nuclear
5.1 Introducción
La creciente preocupación por el cambio climático causado por las emisiones de CO2
lleva a los expertos a analizar con mayor detenimiento las ventajas e inconvenientes de
la energía nuclear. Esta energía podría ser la solución o parte de la solución ante el
problema de reducción de emisiones.
Pero la tecnología nuclear se encuentra con grandes limitaciones a la hora de su
desarrollo. Estas limitaciones son la gestión de los residuos, la negación social de esta
energía, la seguridad, la proliferación y por último los costes.
A nivel nacional se requiere un análisis de las características de las instalaciones
actuales y de las mejoras que se podrían incorporar a instalaciones futuras, para poder
determinar qué consecuencias tendría aumentar o disminuir la producción de energía
nuclear.
5.2 Conceptos básicos del funcionamiento de una central nuclear
La energía contenida en los núcleos de los átomos, la energía nuclear, se emplea
para producir electricidad en las centrales nucleares. Del mismo modo que la unión de
los átomos en moléculas es la fuente de la energía química, la unión de los protones y
neutrones por fuerzas nucleares es la fuente de la energía nuclear. Ésta puede ser
liberada mediante fisión o fusión.
Se dice que un núcleo pesado sufre una fisión cuando se fragmenta, de forma
espontánea o provocada, en dos o varios núcleos más ligeros, emitiendo neutrones y
una gran cantidad de energía en forma de calor. Estos neutrones pueden, a su vez,
provocar otras fisiones y, sucesivamente, una reacción en cadena. Esta reacción en
cadena controlada es la que tiene lugar en las centrales nucleares para producir calor
que se convertirá en electricidad. Con respecto a la fusión, dos núcleos de isótopos
ligeros (de hidrógeno, por ejemplo) pueden, fusionándose uno con el otro, formar un
núcleo más pesado (como el helio, en el caso del hidrógeno), liberando una gran
cantidad de energía. La reacción de fusión se produce a una temperatura muy alta, del
Energía Nuclear 99
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orden de 200 millones de grados. Tales reacciones se producen en el Sol y las estrellas.
La fusión de todos los núcleos de un kilogramo de una mezcla de deuterio y tritio
(isótopos del hidrógeno) produciría tanta energía como la combustión de 10.000
toneladas de carbón.
La electricidad que todos consumimos se genera en alternadores de enorme tamaño.
La clave está en cómo se les hace girar. Una de las formas de hacerlo es por medio de
una turbina movida por el agua procedente de un embalse. Son las centrales
hidroeléctricas. También puede hacerse girar el alternador por medio de una turbina
movida por vapor de agua. Una central térmica quema carbón, gas o fuel-oil para
calentar el agua que produce el vapor que hace girar las turbinas.
En las centrales nucleares, la transformación del calor en energía eléctrica sigue el
mismo principio que en las centrales de carbón, fuel o gas, con la diferencia de que el
calor necesario para producir vapor se obtiene de las reacciones en cadena de la fisión
del uranio. El uranio existe en la naturaleza bajo la forma de tres isótopos: el U-238
(99,3 %), el U-235 (0,7 %) y el U-234 (trazas). Se distinguen entre ellos por el número de
neutrones existentes en el núcleo de los átomos. De estos tres isótopos, tan sólo el U-
235 puede sufrir una reacción en cadena en un reactor nuclear. Las fisiones nucleares
emiten mucha más energía que las reacciones químicas de combustión. A partir de 20
toneladas de combustible, una central nuclear típica puede producir entre 7.000 y 8.000
millones de kilovatios-hora de energía eléctrica. La producción de la misma cantidad
en una central térmica de carbón exigiría la combustión de 2 millones de toneladas de
hulla.
Una pastilla de uranio equivale a la energía que proporcionan 810 kilos de carbón o
565 litros de petróleo o 480 metros cúbicos de gas natural. Este mineral se extrae, de
forma más frecuente, en minas a cielo abierto o subterráneas y también, en parte, como
un subproducto de la explotación cobre, fosfato u oro. El transporte del mineral no es
rentable porque tiene una gran parte de estériles que no son utilizables. Por ello, en el
propio lugar de la extracción se fabrica un concentrado. El mineral retirado de la mina
se tritura y, a continuación, se extrae el uranio químicamente, por métodos ácidos o
alcalinos. Y posteriormente da lugar a un concentrado conocido como “pastel
amarillo”, que es una materia sólida que contiene de un 70 % a un 80 % de uranio.
Energía Nuclear 100
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El uranio natural no está todavía en condiciones de participar en una reacción de
fisión nuclear en un reactor, puesto que el contenido en uranio 235 fisionable es
demasiado bajo. Este contenido natural, del 0,7 %, se eleva hasta una concentración
comprendida entre el 3 % y el 5 %, mediante un proceso de enriquecimiento. El uranio
enriquecido es transformado en polvo de dióxido de uranio y después comprimido en
pastillas, que se sinterizan en cerámicas a unos 1.700 °C. A continuación, las pastillas
sinterizadas se introducen en unos tubos metálicos, o varillas, perfectamente
herméticas, de 4 a 5 metros de largo, fabricadas de zircaloy, una aleación de un metal
llamado zirconio. A su vez, grupos de estas varillas forman los llamados elementos
combustibles. Los elementos combustibles se sitúan dentro del reactor nuclear. Es aquí
donde tiene lugar el proceso de fisión nuclear.
La mayoría de las centrales nucleares del mundo, y todas las que operan en España,
están equipadas con los llamados reactores de agua ligera. Utilizan agua como fluido
refrigerante y como agente moderador. El agua se hace circular a través del reactor y
recoge el calor liberado por los elementos combustibles. Al mismo tiempo, funciona
como moderador y actúa de forma que los neutrones rápidos que se forman en la fisión
nuclear sean frenados. Solamente los neutrones lentos pueden mantener una reacción
en cadena en los reactores nucleares comerciales.
Básicamente, se distinguen dos tipos de reactores de agua ligera o LWR: el reactor
de agua en ebullición y el reactor de agua a presión. En el reactor de agua en ebullición
(BWR, siglas que corresponden a su expresión en inglés: Boiling Water Reactor), el
agua, que circula por el núcleo del reactor, se calienta hasta que hierve y se transforma
en vapor, que es conducido directamente a la turbina. En el reactor de agua a presión
(PWR, Pressurized Water Reactor), el agua está sometida a una presión más alta que en
el reactor de agua en ebullición. Esta presión hace que, a pesar de alcanzar una
temperatura superior a 300 °C, el agua no hierva, manteniéndose en estado líquido.
Esta agua caliente se envía hacia unos generadores de vapor, donde se obtendrá el
vapor que se conducirá finalmente a la turbina. El vapor así producido en el reactor de
la central se conduce por tuberías hasta la sala de turbinas, donde se transforma la
energía térmica del vapor en energía mecánica. El vapor a alta presión acciona la
turbina, haciéndola girar. Con el fin de obtener el máximo rendimiento, la turbina
dispone de varios cuerpos, que funcionan a presiones cada vez más bajas. La turbina
mueve el alternador, a la que está acoplado directamente por un eje rígido. La rotación
Energía Nuclear 101
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rápida de los electroimanes fijados a este eje produce electricidad en las bobinas del
alternador, posibilitando así que la energía mecánica de la turbina sea transformada en
energía eléctrica. A través de transformadores, se transmite esta energía eléctrica a la
red que la distribuirá a los hogares, a la industria y a todo tipo de instalaciones. Una
instalación nuclear con un reactor de agua ligera con una potencia eléctrica neta de
1.000 a 1.500 megavatios puede abastecer de electricidad a una ciudad de más de un
millón de habitantes.
Por razones físicas, todas las centrales eléctricas, ya funcionen con fuel, gas, carbón
o uranio, no pueden transformar en energía eléctrica más que una parte del calor que
producen. El calor residual debe ser evacuado. Con este fin, el vapor es conducido al
condensador después de haber transmitido su energía útil a la turbina. En el
condensador, el vapor es enfriado y transformado (condensado) en agua. Después, es
reenviado al circuito en estado líquido (agua) para producir nuevamente vapor. El
enfriamiento en el condensador se puede hacer directamente por medio del agua de un
río o embalse, o del agua del mar. Si no se dispone de suficiente agua para el
enfriamiento, o si se desea reducir al mínimo el calentamiento del agua del río al
disipar el calor, se construyen lo que se conoce como torres de refrigeración. Es
importante señalar que el agua de enfriamiento circula por un circuito separado y no
entra nunca en contacto directo con el vapor del reactor ni con el agua del circuito de
las turbinas. En las torres de refrigeración, el agua procedente del condensador cae, en
forma de pequeñas gotas, como si se tratara de una ducha, y transmite su calor a una
corriente de aire ascendente. Durante esta operación, del 2 % al 3 % del agua de
enfriamiento se evapora y forma un penacho de vapor característico que resulta más o
menos visible según la humedad del aire, la temperatura y la fuerza del viento. La
"nube blanca" que vemos salir de las torres de refrigeración, por tanto, no es más que
vapor de agua, como el que se produce, por ejemplo, en una plancha de vapor.
5.3 Problemas principales
Para poder considerar la energía nuclear como parte de la solución para frenar el
número de emisiones es necesario superar cinco problemas críticos: los residuos, la
seguridad, la proliferación, la percepción social y los costes.
Energía Nuclear 102
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5.3.1 Residuos
Las centrales nucleares donde se produce electricidad, generan, en su
funcionamiento, residuos radiactivos, de los cuales la mayoría proceden de la reacción
de fisión nuclear.
Los residuos radiactivos se clasifican en de “media y baja actividad”, cuando su
actividad específica es baja y su vida media, en general, no llega a unas pocas decenas
de años y de “alta actividad” en caso contrario. La actividad específica y la total del
residuo determinan el grado de protección necesario para su manejo, transporte y
almacenamiento de forma que sean seguros para los trabajadores y el público.
• Residuos radiactivos de media y baja actividad. En las centrales nucleares los residuos
de baja y media actividad (RBMA) contienen, básicamente, productos de fisión y de
activación con períodos de semidesintegración cortos, por lo que su actividad va
decayendo hasta ser inocua en unos pocos decenios. Entre los residuos de baja
actividad se encuentran productos de limpieza, guantes, trajes, utensilios o
herramientas y otros objetos de uso corriente, utilizados en el mantenimiento de la
instalación, que contienen trazas de radiactividad. El tratamiento que se les da en las
centrales nucleares consiste básicamente en su acondicionamiento e inmovilización en
bidones que se almacenan temporalmente en las centrales en recintos diseñados para
tal fin, hasta que son retirados para su transporte y almacenamiento definitivo.
Actualmente se trabaja en la mejora y optimización de la gestión de este tipo de
residuos, a través de la reducción en la producción de los mismos, la segregación en
corrientes de actividad y la aplicación de criterios de exención y desclasificación.
• Residuos radiactivos de alta actividad. Los residuos radiactivos de alta actividad
generados en la operación de las centrales nucleares están constituidos básicamente
por el combustible gastado. Si bien en la actualidad no está prevista la utilización en
España del combustible gastado, por lo que se considera residuo radiactivo, en otros
países, tras el correspondiente procesado, se extrae la energía remanente que todavía
posee, constituyéndose en materia prima para elaborar nuevo combustible nuclear. Las
características de los elementos combustibles gastados son:
- Producto sólido y manejable.
Energía Nuclear 103
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- Su configuración física hace que sea confinable.
- Su actividad decae con el tiempo.
Se gestionan siguiendo criterios de “concentración y confinamiento” y pueden
seguir distintos procesos:
1. Almacenamiento en piscinas. Los elementos combustibles gastados, una vez
descargados del reactor, se almacenan en las piscinas de combustible gastado
localizadas en el edificio de combustible de la central nuclear, donde ceden el calor
residual que poseen y comienza el decaimiento de su actividad. Posteriormente
pueden introducirse en contenedores secos de almacenamiento y/o transporte.
2. Almacenes temporales individualizados (ATI). Bien sea para flexibilizar la
operación de las piscinas de almacenamiento, porque se ha llegado al máximo técnico
de capacidad de almacenamiento en las piscinas (caso de la central de Trillo), o porque
se precisa descargar éstas para proceder a su desmantelamiento (caso de José Cabrera),
en numerosas centrales del mundo se ha procedido a la construcción de parques
exteriores a la central donde los elementos combustibles de la misma pueden ser
almacenados en seco en diversos tipos de dispositivos, principalmente contenedores.
3. Almacén Temporal Centralizado (ATC). El ATC presenta ventajas técnicas y
económicas al almacenar en un único emplazamiento, en lugar de varios, los elementos
combustibles de varias centrales. Los costes de construcción y operación de un
almacenamiento conjunto son inferiores respecto de la solución de varios separados y
la vigilancia y el control del mismo también se ven mejoradas. El ATC da margen
adicional para la toma de decisiones en la gestión a largo plazo de los residuos de alta
actividad y permite que en ésta se puedan utilizar desarrollos tecnológicos y científicos
futuros, aunque requiere del transporte seguro hasta el lugar de almacenamiento.
4. Almacenamiento Geológico Profundo (AGP). Son sistemas que se basan en el
principio de barreras múltiples en formaciones geológicas estables y profundas,
reforzadas con otras barreras técnicas y naturales, lo que garantiza su seguridad a largo
plazo.
5. Otras actuaciones. El volumen de los residuos de alta actividad que se transfiere a
los diferentes sistemas de almacenamiento puede reducirse de forma muy significativa
Energía Nuclear 104
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si, con técnicas de reprocesado, se separan del combustible gastado aquellos productos
que pueden incorporarse al combustible nuevo para ser reutilizados en los reactores.
La aplicación de estas tecnologías no modificaría el esquema de gestión global, aunque
incrementaría su eficiencia al reducir el volumen de los residuos y mejoraría el
aprovechamiento energético del combustible nuclear. Otras alternativas de gestión
para estos residuos que se están analizando son las tecnologías de separación y
transmutación de actínidos y otros productos de fisión. Esta avanzada tecnología
consiste en la transformación de elementos radiactivos de vida larga en elementos
estables o en radionucleidos de vida corta, lo que produce una reducción cualitativa y
cuantitativa de los residuos a almacenar a largo plazo. Actualmente, se llevan a cabo en
Francia y Japón importantes programas de investigación y desarrollo en esta materia,
si bien no existe aún una posición definitiva sobre su viabilidad.
El gran problema a resolver es el almacenamiento de los residuos nucleares de alta
actividad, ya que ningún país ha implantado con éxito un sistema para deshacerse de
estos residuos a largo plazo. Los procesos más utilizados en la actualidad son los
almacenamientos en piscinas y los almacenes temporales individualizados, esto es
debido por un lado a la dificultad para encontrar emplazamientos adecuados para los
AGPs. Un ejemplo sería el almacén geológico profundo de Yucca Mountain en EE.UU
que a pesar de la gran inversión está viendo muy dificultada su puesta en marcha, y
por otro lado todavía no se ha demostrado que con las nuevas tecnologías de
transmutación y separación puedan tratarse adecuadamente los productos de fisión.
Los autores del [MIT, 2003] afirman que “sólo en base a consideraciones relativas a la
gestión de los residuos no puede justificarse que los beneficios derivados de la
separación y transmutación sean superiores a sus costes económicos y a los riesgos
inherentes a la seguridad, la salud y el medio ambiente” que acarrean estos procesos.
Por ello, para poder considerar la energía nuclear como una solución temporal a la
reducción de emisiones, la estrategia óptima a seguir para gestionar el almacenamiento
de residuos de alta actividad sería la sustitución de los almacenes temporales
individuales por almacenes temporales centralizados, que reducirían los costes, a la
espera de una solución definitiva que hoy no se vislumbra.
Energía Nuclear 105
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5.3.2 Seguridad
Para disponer de una central nuclear segura, es indispensable garantizar
permanentemente el control de la reacción en cadena, la refrigeración del combustible
y el confinamiento seguro de los productos radiactivos. Estas tres funciones son
fundamentales en la concepción, construcción, explotación y mantenimiento de toda
central nuclear.
Todos los materiales utilizados en la construcción, así como los equipos instalados,
se someten a estrictos controles de calidad. Asimismo, se verifica que cumplen todas
las exigencias legales al respecto, tanto nacionales como internacionales, y que superan
una serie de pruebas que garantizan su perfecto funcionamiento.
La seguridad es la prioridad número uno en el diseño, construcción, operación y
mantenimiento de las centrales nucleares. Desde los primeros pasos para construir una
central nuclear se establecen multitud de ensayos, pruebas y controles para garantizar
su seguridad. Así, la construcción de los edificios y el montaje de los equipos debe ser
realizado por personal altamente cualificado, siguiendo métodos muy detallados,
programados y contrastados por la experiencia internacional.
Para incrementar aún más la seguridad, las centrales nucleares deben disponer de
múltiples sistemas diseñados y programados para entrar en funcionamiento, en caso
de necesidad, de forma sucesiva, hasta restablecer los niveles normales de operación.
Además, para garantizar que estos sistemas de seguridad cumplen su misión a la
perfección, se deben duplicar e incluso se triplicar, para poder garantizar que el
funcionamiento anómalo de un sistema no suponga ninguna disminución en la
seguridad de la central.
Todas estas medidas de seguridad no evitan que se siga percibiendo la energía
nuclear como peligrosa especialmente después de los accidentes de Three Mile Island y
Chernobil, y a esto hay que sumarle el actual riego de ataque terrorista contra
instalaciones nucleares o durante el transporte de materiales radioactivos.
En lo que se refiere a accidentes que afecten al núcleo del reactor, el standard de
seguridad actual, esta cuantificado en “menos de un accidente serio con emisiones
radioactivas cada 50 años, en el ciclo nuclear completo”, esto implica que si
Energía Nuclear 106
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aumentamos el número de centrales nucleares como solución al problema del cambio
climático la tasa de seguridad aumentaría. Según el estudio [MIT, 2003] ante un
aumento del número de reactores debería como mínimo mantenerse la tasa de
seguridad actual, lo que supondría disminuir el porcentaje de fallos de una central.
Esta disminución sería factible con una mejora de los diseños de los reactores actuales
de agua ligera y la no utilización de diseños nuevos, de aquí a unos 25 años, ya que
están poco experimentados y podría suponer un aumento de la probabilidad de fallo
de la central.
Otro problema reciente es la amenaza terrorista, que no está contemplada en la tasa
de accidentes. Un reciente estudio de la National Academy of Sciences alerta sobre la
extrema vulnerabilidad de las piscinas en las que se almacenan temporalmente los
residuos irradiados ante la posibilidad de un ataque terrorista. Un aumento de
seguridad hasta niveles socialmente aceptables supondría un aumento del coste.
5.3.3 Proliferación
La expansión de la energía nuclear se ve frenada por la utilización del combustible
nuclear para fines militares. El combustible gastado hasta la fecha contiene más de 1000
toneladas de plutonio. Esta cantidad es suficiente para crear aproximadamente 25.000
bombas atómicas.
Por ello es necesario un control del desarrollo nuclear de muchos países,
limitándolo de manera que sólo algunos países puedan tener instalaciones de
reprocesamiento y enriquecimiento. A su vez todos los reactores deben ser alimentados
con un ciclo abierto de combustible que no recupere el plutonio y el uranio de
combustible irradiado. Pero esta solución se encuentra con varios obstáculos. Por un
lado muchos países, como Irán, se opondrían a esta limitación nuclear. Para conseguir
la aceptación de estos países sería necesaria una modificación del actual Tratado de No
Proliferación.
Por otro lado el no recuperar el uranio del combustible irradiado supondría utilizar
únicamente el uranio que se encuentre en la naturaleza, siendo cada vez más difícil su
extracción. Esta dificultad en la extracción no sólo conlleva un aumento del coste, sino
Energía Nuclear 107
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que su extracción será mucho más intensiva en energía fósil, con la consiguiente
generación de CO2. Este aumento de las emisiones podría incluso ser mayor que las
emisiones que evita la instalación de la central nuclear.
5.3.4 Percepción Social
La opinión pública europea y española no parecen muy dispuestas a una
reactivación nuclear. Esto se debe a que aún se tienen muy presentes los accidentes de
Three Mile Island y Chernobil, y se tiene miedo a la posibilidad de que ocurra un
accidente de similar magnitud. También la actual negativa social al aumento de las
centrales nucleares es debida a la creciente amenaza de ataques terroristas sobre
centrales nucleares que puedan tener consecuencias similares a las causadas por los
accidentes de Three Mile Island y Chernobil.
Un aumento de la seguridad contra accidentes y ataques terroristas en las centrales
nucleares, unido a una política de concienciación de la población y resolución del resto
de problemas pendientes podría hacer cambiar la opinión pública para que llegue a
considerar la energía nuclear como solución a los problemas energéticos.
5.3.5 Costes
Este factor es especialmente relevante a la hora de poder considerar la energía
nuclear como una solución temporal o permanente ante el problema de sostenibilidad
energética actual.
El mercado eléctrico en muchas partes del mundo se está liberalizando. Esto implica
que sólo habrá inversiones privadas, con lo que para poder impulsar la energía nuclear
ésta tiene que ser más rentable que otras energías alternativas que supongan un menor
riesgo. Esto no ocurría anteriormente, ya que era el Estado o un monopolio el que
construyó las centrales actualmente en uso, por lo que era el consumidor y no la
eléctrica el que corría con todos los riesgos.
Energía Nuclear 108
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Si tras analizar el sistema energético se llega a la conclusión de que es necesaria la
participación de la energía nuclear ésta tendrá que reducir mucho los costes, ya que en
un mercado competitivo los inversores prefieren opciones menos intensivas en capital
y con plazos de construcción más cortos.
El coste de generación de energía nuclear se desglosa principalmente en tres costes
básicos:
• Costes de inversión. Los costes de construcción en los años 80 y 90 han sido muy
elevados debidos a retrasos regulatorios, requisitos de rediseño y problemas de control
de calidad y gestión de la construcción. Aunque con el paso de los años se ha
adquirido experiencia, los datos sobre los costes de construcción de las centrales más
recientes siguen siendo escasos, por lo que prevalece una cierta duda sobre estos. Los
costes de inversión se ven incrementados con respecto a los de otro tipo de energía por
la prima de riesgo, por lo que para que la energía nuclear llegase a ser competitiva
requeriría un apoyo del Estado en este aspecto.
Este coste también depende en gran medida del precio del petróleo ya que la
construcción de una central requiere un gasto considerable de energía fósil. Esto
aumenta aún más la incertidumbre del valor futuro de este coste, pero sobre lo que no
hay duda es sobre la necesidad de reducir este valor hasta hacer de la energía nuclear
una energía competitiva.
Otro factor a mejorar es el número de años que se tarda en la construcción de una
central nuclear que puede alargarse varios años con respecto al tiempo estipulado. La
inversión en una central nuclear sería rentable si su tiempo de construcción fuera de 4
años. Esto podría llevarse a cabo idealmente en centrales nuevas cuyo procedimiento
de construcción está muy mecanizado evitando contratiempos.
El informe [PCGE, 2005], presentado conjuntamente por la Agencia Internacional de
la Energía y la Agencia de la Energía Nuclear, estudia los costes de producción de la
energía nuclear basándose en la toma de datos de 13 centrales nucleares. Según este
informe los costes de construcción de las instalaciones oscilan en su mayoría entre 1000
$/kW y los 2000 $/kW, a excepción de la central nuclear estudiada en Holanda, con un
coste de 2100 $/kW, y la central nuclear estudiada en Japón, con un coste de 2500
$/kW.
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Ilustración 32: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].
Estos costes se han quedado anticuados, y actualmente los costes de inversión de
una central nuclear son de aproximadamente 2000€/kW instalado. En el infrome del
foro nuclear [Suesga, 2007], obtenemos datos más actualizados sobre los costes de la
energía nuclear.
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Ilustración 33: Costes de inversión centrales nucleares [Foro nuclear, 2007].
En la siguiente tabla se pueden observar los costes estimados según el informe
[Eurelectric, 2007].
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Ilustración 34: Costes de inversión centrales nucleares [Eurelectric, 2007].
Hay mucha incertidumbre acerca de los costes futuros de la energía nuclear. Se
estima que los costes de inversión podrían situarse por encima de los 3000 €/kW,
llegando incluso hasta los 5000 €/kW. La razón principal de esta posible subida de los
costes de inversión de las centrales nucleares es el elevado coste que podrían tener
algunos materiales con los que se construyen estas centrales, ya que son materiales
muy exclusivos y que se fabrican en muy pocos lugares en el mundo.
• Costes de combustible. Las reservas de uranio permiten mantener el precio del
combustible durante unos años aunque este valor se irá incrementado conforme sea
Energía Nuclear 112
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necesario extraer uranio de minerales con más baja concentración. El precio del
combustible depende del precio del petróleo ya que el proceso de extracción del uranio
requiere del gasto de mucha energía fósil. Por lo que comparar el coste de la energía
nuclear con el coste de otra energía sin interiorizar la variación asociada del precio del
petróleo da unos resultados incompletos.
Las reservas de uranio se encuentran repartidas de una manera más uniforme que
las de petróleo y entre países más estables políticamente lo que permite que el precio
del uranio se mantenga. Aunque de aquí a unos años y con un incremento de demanda
no muy superior al actual las reservas de uranio al precio actual se acabarán, lo que
supondrá un incremento del precio del combustible. Este aumento se debe a que el
uranio de mayor concentración será cada vez más difícil de extraer.
• Costes de operación y mantenimiento. Estos se dividen en costes fijos y variables
y son muy elevados en comparación con los de centrales de otro tipo, por lo que sería
necesaria una reducción de aproximadamente el 25 %.
La producción de energía nuclear no sólo supone un gasto de generación (inversión,
combustible y operación y mantenimiento) sino que tiene varios costes externos
difíciles de contabilizar. Estos costes externos en el caso de las centrales nucleares son
el tratamiento de los residuos, los seguros de responsabilidad civil, el
desmantelamiento de las centrales y las emisiones de gases asociadas. El coste de
desmantelamiento de una central estimado en [Barquín, 2003] es de 0,1 c$/kWh. Este
valor es despreciable frente a los elevados costes de inversión.
Para la gestión del tratamiento de los residuos la legislación actual obliga a pagar
una determinada cantidad (unos 0,2 céntimos de euro por kW) que las eléctricas están
obligadas a satisfacer a una empresa estatal a cambio de que ésta se responsabilice de
los residuos. No hay forma de saber si esta cantidad será o no suficiente porque, hoy
por hoy, se desconoce cómo realizar y cuánto costará la custodia de estos materiales
durante su largo período de radioactividad – decenas o centenares de miles de años.
Los costes de operación y mantenimiento anuales de las centrales estudiadas en el
informe [PCGE, 2005], previstos para 2010, se muestran en la siguiente tabla, donde se
puede apreciar su variabilidad entre unos países y otros. Francia y Finlandia, presentan
los costes más bajos, 46.1 $/kW y 48 $/kW respectivamente, mientras que Japón
Energía Nuclear 113
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presenta los más elevados, 107.6 $/kW. Se espera que en general los costes de
operación y mantenimiento se mantengan constantes.
Ilustración 35: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].
Como toda instalación industrial, una central nuclear no se puede utilizar
indefinidamente. Tiene un período de vida útil de 40 años, aproximadamente, desde su
puesta en funcionamiento.
Para obtener los costes de generación eléctrica se deben considerar los tiempos de
vida económicos, pudiéndose así determinar los años disponibles para la amortización
de la inversión inicial, y la cantidad total de energía que la central genera durante
dicha vida útil. En la siguiente tabla se muestran los costes de generación obtenidos
por el informe [PCGE, 2005]:
Energía Nuclear 114
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Ilustración 36: Costes de generación de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].
Estos costes oscilan entre los 48 $/MWh, de la central de Japón, y los 21 $/MWh, de
la central de Corea del Sur. Los costes de inversión suponen un 50% de los costes
totales de generación, los costes de operación y mantenimiento el 30% y el ciclo del
combustible nuclear el 20%.
Por ultimo, una vez parada de forma definitiva la central, es necesario
desmantelarla. El desmantelamiento abarca desde la demolición del conjunto del
equipamiento técnico y de los edificios, hasta la rehabilitación del entorno.
Energía Nuclear 115
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6 Captura y almacenamiento de
CO2
Captura y almacenamiento de CO2 116
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6 Captura y almacenamiento de CO2
6.1 Introducción
La tecnología de captura y secuestro de carbono puede permitir reducir
notablemente las emisiones de las centrales eléctricas y otras grandes instalaciones de
combustión que utilizan combustibles fósiles.
La producción de energía eléctrica en España depende en gran parte de la
generación con combustibles fósiles, principalmente con gas natural y carbón, y se
prevé un aumento de esta dependencia a lo largo de los años, especialmente un
aumento del gas natural en más del doble, causado principalmente por el aumento de
centrales de ciclo combinado.
El aumento de centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles dependerá en
gran medida de las variaciones en el precio de estos combustibles. El aumento de los
precios del gas natural está permitiendo que la utilización del carbón como
combustible en las centrales eléctricas vuelva a ser competitiva. Además de tener un
precio competitivo, cada vez se está consiguiendo que la eficiencia de las centrales de
carbón sea mayor, lo cual hace que el carbón sea un combustible aún más rentable. A
este hecho se añade que el carbón es el combustible fósil más abundante.
Pero la combustión del carbón en las centrales genera una elevada emisión de gases
de efecto invernadero, lo que induce a llevar a cabo políticas para reducir la utilización
del carbón como combustible.
Desarrollar tecnologías que permitan la utilización limpia del carbón parece la
solución ante la evolución de la demanda energética. La tecnología de captura y
almacenamiento de CO2 (CAC) se puede implantar en plantas de carbón y de gas
permitiendo el funcionamiento limpio de éstas. Pero la implantación de esta tecnología
supone un aumento del coste, y en el caso de centrales de gas natural, cuyo precio del
combustible es muy elevado, la implantación de esta tecnología encarecería aun más el
coste de generación.
Captura y almacenamiento de CO2 117
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
En España, la Captura y Almacenamiento de CO2 todavía se encuentra en proceso
de investigación y desarrollo. Existe una central en la que se están experimentando
estas tecnologías, la cúal es gestionada por Elcogás.
Elcogás participa en el Proyecto del Ministerio de Educación y Ciencia “Tecnologías
avanzadas de Generación, Captura y Almacenamiento de CO2” en el que se están
explorando diversas posibilidades de la tecnología GICC para mitigar el cambio
climático. Este proyecto está dividido en seis subproyectos. La compañía participa
específicamente en uno de ellos, “Tecnología de separación de CO2 en procesos de
precombustión”, con el que se pretenden validar a escala industrial las tecnologías de
separación de CO2 en precombustión en una planta GICC, como paso previo a su
almacenamiento en el subsuelo.
Este proyecto aborda el tratamiento de gas de síntesis, producido en la central
térmica de Puertollano, de forma previa a su combustión en turbina, mediante una
conversión del CO en CO2 y H2, y posterior separación de CO2. Adicionalmente, se
realizan pruebas y ensayos de caracterización del comportamiento de la planta piloto,
con objeto de extraer la información necesaria para optimizar la eficiencia global de la
planta piloto y obtener un análisis económico del proceso. Finalmente, se diseminarán
los resultados científicos y tecnológicos obtenidos a las industrias, organizaciones,
compañías, centros de investigación, etc.
Respecto a la parte del proyecto dedicada al almacenamiento geológico de CO2,
liderada por IGME, su objetivo es definir, en una escala nacional, aquellas formaciones,
cuencas o estructuras geológicas con capacidad potencial de almacenar CO2 de una
forma permanente, lo que se podría ajustar a un período superior a 1.000 años. Se
pretende de esta forma ofrecer un abanico de posibilidades a aquellas empresas o
industrias que decidan utilizar como vía para reducir sus emisiones contaminantes la
captura y almacenamiento de CO2.
Por tanto, por ahora el uso de estas tecnologías sólo se da a nivel de investigación y
en centrales prototipo. Sin embargo, es bastante probable que en el momento en el que
el coste de implantación disminuya, se empiece a utilizar la captura de CO2 en la
mayoría de las centrales térmicas. España dispone aún de un mix eléctrico en el que la
participación del carbón es muy grande, por lo que existe un gran potencial de
reducción de emisiones si se aplican a dichas centrales las técnicas de Captura de CO2.
Captura y almacenamiento de CO2 118
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
6.2 Descripción de la tecnología de CAC
El proceso de CAC consiste en una fase inicial de captura del CO2, la cual se puede
realizar mediante la precombustión, la post-combustión y la oxycombustión. Una vez
capturado el CO2, se transporta a los centros de almacenamiento, y finalmente se
almacena. Existen diversas maneras de almacenar el CO2. Este proceso se describe con
mayor detenimiento a continuación.
Captura de CO2
Existen tres tecnologías diferentes para capturar el CO2:
1) Precombustión. Este proceso consiste en la descarbonización del combustible
antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del carbón y de reformado
del gas natural. Un sistema de precombustión comienza procesando el combustible
primario con vapor y aire u oxígeno. El monóxido de carbono resultante luego
reacciona con vapor en un segundo reactor. Esto produce hidrógeno para generar
energía o calor, así como CO2, que se separa para almacenamiento.
En la separación del CO2 por precombustión los humos de salida salen a mayor
presión y mayor concentración de CO2, con lo que se consigue un menor coste en la
captura, ya que se evita el alto consumo de calor que se produce en los procesos de
post-combustión. Además los costes de compresión también son menores. Sin
embargo, este método de captura sigue suponiendo un gasto de energía bastante
importante y por tanto una menor eficiencia de las centrales. A pesar de las ventajas
que presenta el capturar el CO2 antes de la combustión, este método de captura
todavía no está muy extendido en la generación de electricidad, aunque sí en la
industria química para actividades como la producción de amoniaco.
2) Post-combustión. Es la tecnología de captura de CO2 que está más desarrollada y
por tanto el método más utilizado. En este método, como su propio nombre indica, la
captura se lleva a cabo después de producirse la combustión. Las emisiones son
dirigidas hacia un dispositivo que las absorbe y en el cual se mezclan con un
disolvente. Al tener más afinidad química con las moléculas de gas carbónico que con
los demás componentes, como por ejemplo el nitrógeno, el disolvente lo captura y deja
el resto. De este modo, casi el 90% del CO2 es retenido por el disolvente, al que
Captura y almacenamiento de CO2 119
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entonces se le llama “enriquecido”, y luego es dirigido hacia un regenerador. El
regenerador es llevado hasta una temperatura de 120º C con la finalidad de romper los
enlaces y liberar al gas, el cual es entonces aislado y transportado hacia el lugar de
almacenamiento. El disolvente residual es reinyectado en el dispositivo absorbente
para su reutilización. Esta técnica se empezó a utilizar hace 60 años en industrias
químicas y del petróleo para eliminar el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono
de las corrientes de gas. Una desventaja de esta técnica es que la baja concentración de
CO2 en el humo (5~15% de CO2) hace que sea necesario manejar grandes volúmenes
de gas, lo cual requiere un equipo muy grande y por lo tanto caro.
3) Oxy-combustión. El tercer sistema de captura se denomina combustión de oxi-
fuel u oxy-combustión, ya que se utiliza oxígeno puro en lugar de aire para quemar el
combustible. Da como resultado un gas de combustión que contiene principalmente
vapor de agua y CO2. En este caso la concentración de CO2 en el gas producto de la
combustión es de un 80~90% lo cual hace más fácil su separación. El vapor de agua se
retira enfriando y comprimiendo la corriente de gas. Con el método de oxy-combustión
se podrían obtener eficiencias brutas de 57~59% y netas de 48~50%. La penalización en
el rendimiento se debe al consumo de la planta de separación de O2, al consumo del
compresor que extraería este gas del condensador y lo impulsaría hacia el gaseoducto,
y a la aspiración del compresor de la turbina de gas.
Los sistemas actuales de post-combustión y precombustión para las centrales de
energía permiten capturar entre el 85 y 95% del CO2 producido. Sin embargo, como
para la captura y el almacenamiento de carbono se necesita aproximadamente del 10 al
40% más de energía que en el caso de una central equivalente sin captura, el importe
neto de CO2 "evitado" es de aproximadamente entre un 80 y un 90%.
Con la tecnología de la oxy-combustión, que está aún en fase de demostración, se
puede captar casi todo el CO2 producido, si bien debido a la necesidad de sistemas
adicionales de tratamiento del gas para producir el oxígeno y para retirar los
contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno, el CO2 evitado disminuye a
cerca del 90%.
Captura y almacenamiento de CO2 120
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Transporte
Este procedimiento consiste en el desplazamiento del CO2 capturado hasta su lugar
de almacenamiento. El CO2 se puede transportar en líquido en buques o bien en
camiones cisterna o automotores con tanque aislados, aunque estos últimos encarecen
mucho los costes.
También se pueden usar gaseoductos en los que las corrientes concentradas de CO2
se transportan con seguridad a una elevada presión. Estas instalaciones son la solución
cuando la CAC se empiece a aplicar de una manera más extensa, y se seleccionen
almacenamientos específicos a lo largo del mundo, aunque el desarrollo de estas
infraestructuras tienen un elevado coste que se encarece aún más cuando los
gaseoductos deben instalarse mar adentro o atravesar zonas sumamente
congestionadas, o con montañas o ríos.
Almacenamiento
Respecto al almacenamiento y empleo del CO2, hay que destacar que actualmente
se están investigando varias formas, entre las que destacan:
• Almacenamiento geológico mediante la inyección de CO2 en el subsuelo. Esta
alternativa ofrece el potencial de almacenamiento permanente de grandes cantidades
de CO2 y es una de las más estudiadas. El CO2 se comprime antes de transportarse
mediante tuberías a reservas geológicas naturales del subsuelo. El lugar del
almacenamiento es cuidadosamente elegido, ya que el CO2 deberá estar almacenado
permanentemente. Los yacimientos agotados de petróleo o gas son lugares muy
adecuados para este tipo de almacenamiento. El almacenamiento geológico tiene como
objetivo por tanto el almacenamiento permanente de CO2, y puede aportar beneficios
económicos auxiliares, permitiendo mejorar la extracción de petróleo y de metano de
yacimientos de carbón, lo que ayudaría a su adopción en la industria.
• Los acuíferos salinos permiten almacenar grandes cantidades de CO2 en aguas
subterráneas salinas saturadas profundas. En Noruega existe un proyecto que permite
inyectar cerca de 1 millón de toneladas de CO2 al año en el Mar del Norte a una
profundidad de 800-1000 metros bajo el fondo marino.
Captura y almacenamiento de CO2 121
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• Carbonación mineral, proceso donde el CO2 reacciona con sustancias naturales
para crear un producto químicamente equivalente a minerales carbonados. La
alteración atmosférica de rocas alcalinas es una forma natural de almacenar CO2, pero
se necesitan largos períodos de tiempo. Imitando este proceso natural. Los
almacenamientos minerales podrían acelerar estas reacciones convirtiendo el CO2 en
un mineral sólido, inocuo para el medioambiente. La carbonación mineral está aún en
fase experimental, buscando procesos que permitan acelerar las velocidades de
reacción.
6.3 Estimación de los costes
La captura de CO2 requiere mucha energía, lo que da lugar a un consumo mas
elevado de combustible y a una importante reducción de la eficiencia global de las
centrales. Esto junto con el equipamiento adicional necesario da lugar a una mayor
inversión específica y en consecuencia un mayor coste de producción.
Las estimaciones de costes para la captura de CO2 producido por la generación de
electricidad y su posterior almacenamiento en el nivel actual de desarrollo tecnológico
se elevan hasta 70 euros por tonelada de CO2, lo que hace que el uso de estas
tecnologías a gran escala resulte prohibitivamente caro por el momento. Sin embargo,
se prevén importantes mejoras tecnológicas para los próximos años. En un futuro
inmediato se esperan incrementos en la eficiencia de las centrales y reducciones de los
costes de la captura de CO2, mientras que los beneficios colaterales obtenidos de la
captura y almacenamiento del CO2 (tales como el uso de flujos de CO2 para la
recuperación mejorada de petróleo) reducirán en algunos casos aún más los costes
netos de operaciones de captura y almacenamiento del CO2 específicas en la
producción de electricidad.
Los modelos y estudios disponibles con perspectivas a medio y largo plazo
permiten de esta forma estimar los costes de captura y almacenamiento del CO2 en
2020 en cerca de 20 ó 30 €/tCO2. En los modelos esto se traduce en que, en 2020 o poco
después, los costes de producción de electricidad en las centrales alimentadas con
carbón con captura y almacenamiento del CO2 superarán sólo en un 10% o incluso
permanecerán equivalentes al nivel actual.
Captura y almacenamiento de CO2 122
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6.4 Limitaciones de la tecnología de CAC
La tecnología de CAC se encuentra con grandes limitaciones prácticas. En primer
lugar la ubicación del lugar de captura determina la distancia a la que hay que
transportar el CO2 capturado; mientras mayor sea la distancia mayores serán los costes
y aumentará el riesgo de fuga. Si las fugas tienen concentraciones de CO2 de más del 7
al 10 por ciento en volumen en el aire, y se producen en zonas habitadas,
representarían un peligro inmediato para la vida y la salud humanas, esto lleva a un
control exhaustivo en los gaseoductos y a delimitar la trayectoria de estos a zonas
deshabitadas.
Por otro lado también hay que controlar los riesgos de fugas durante el
almacenamiento, considerando a su vez las variaciones que provoca en el ecosistema la
instalación de un centro de almacenamiento. Este aspecto es muy preocupante en el
caso del almacenamiento oceánico ya que puede alterar el medio químico.
Por último la implantación de un sistema de CAC reduce en un 80% las emisiones
de una central pero también reduce la eficiencia de ésta. Según un estudio elaborado
por la Agencia Internacional de la Energía (IEA) se llega a la conclusión de que las
pérdidas de eficiencia debidas a la captura oscilan desde un 12% en centrales de carbón
ya existentes, considerando que las centrales de carbón actuales tienen una eficiencia
del 38%, a un 4% para los futuros diseños de centrales con pilas de combustible. Esta
pérdida de eficiencia se debe a que el proceso de separación y captura de CO2 requiere
un consumo importante de energía. Esta pérdida de eficiencia provocará por tanto un
incremento importante en el precio de la unidad de energía producida, puesto que
para la misma cantidad de energía generada se necesitará una mayor cantidad de
combustible.
Modelo 123
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7 Modelo
Modelo 124
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
7 Modelo
En este capítulo se describe cómo se ha modelado el impacto de las políticas y
planes españoles en materia energética en su conjunto, desde el punto de vista
económico y técnico, para poder estimar los efectos combinados que puedan producir
y nos conduzcan hacia un modelo energético más sostenible. Se persigue poder evaluar
las repercusiones que puedan tener las distintas políticas energéticas.
No podemos analizar las diferentes medidas a tomar de una forma individual como
se ha hecho en los apartados anteriores debido a que muchos de los efectos que tienen
se solaparían con los efectos de otras medidas. Debido a esto, el efecto al aplicar
conjuntamente una serie de medidas es menor que si se aplican individualmente. Por
ello, para modelar el impacto de las medidas que se tomen hay que representar el
funcionamiento del sistema energético Español.
El objetivo de este modelo es el de generar escenarios en 2030 teniendo en cuenta las
medidas y políticas que se tomen.
La herramienta utilizada para la realización de este modelo ha sido Microsoft Excel
con la ayuda de Visual Basic cuando se necesitaba programar.
Se trata de un modelo determinista donde el estudio de la incertidumbre en los
parámetros de entrada se debe hacer bajo la realización de la ejecución de diferentes
escenarios y realizando diferentes análisis de sensibilidad. No se tienen en cuenta
variables probabilísticas.
Hay una serie de variables de entrada que son clasificadas en inputs y datos. Los
inputs son todas aquellas variables que van a definir el escenario que queremos en el
año 2030. Los datos son valores que nos definen las características técnicas de cada
tecnología, la estructura del consumo, el consumo de cada sector, las emisiones de CO2
Modelo 125
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
asociadas a cada fuente de energía final, etc. Es decir, los datos nos definen un
escenario de referencia (BAU) sobre el cual nos vamos a basar a la hora de hacer los
cálculos pertinentes.
Teniendo definidos los datos de entrada y los diferentes inputs, el modelo nos
generaría el escenario para 2030. En función de las entradas, el modelo calcula el
consumo de energía final en cada sector. Esta demanda de energía final es separada
según se trate de electricidad o de calor. La demanda de calor puede a su vez ser
clasificada en petróleo, gas natural, carbón y biomasa. Para la demanda de electricidad,
el modelo calcularía la estructura de la generación eléctrica, la cual depende de
distintas variables tales como la potencia instalada de cada tecnología y el precio de los
combustibles. Finalmente, una vez que tenemos clasificada toda la demanda de energía
Modelo 126
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
y sabemos la estructura de la generación eléctrica, podemos calcular las diferentes
salidas. La salida principal es la cantidad de emisiones de CO2 a lo largo de los años.
Todo esto será explicado con mayor detalle en los siguientes puntos. En primer
lugar vamos a definir nuestros inputs y datos de entrada para luego proceder a
explicar los cálculos que se realizan.
7.1 Variables de entrada
7.1.1 Datos de entrada
Es necesario definir una serie de variables para que el modelo funcione. Se trata de
una hoja en Excel en donde se definen una serie de datos que son necesarios para que
el modelo pueda hacer los cálculos que necesite. Algunos de los datos de entrada más
importantes son los siguientes:
- Características técnicas de las tecnologías:
Necesitamos definir una serie de características de las diferentes tecnologías.
Consideraremos 10 tecnologías para la producción eléctrica. Estas son la potencia
hidráulica fluyente, hidráulica, biomasa, eólica terrestre, eólica marítima, solar
termoeléctrica, solar fotovoltaica, cogeneración, ciclos combinados de gas natural,
petróleo, carbón sin captura y almacenamiento de CO2 y carbón con CAC.
Para todas ellas definimos sus características. Entre los valores a definir se
encuentran:
● Eficiencias de cada una de estas tecnologías.
● Factores de disponibilidad.
● Coeficientes de reserva.
● Las emisiones de CO2 asociadas a cada una de las tecnologías.
● Años de vida útil.
Modelo 127
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
- Costes de las tecnologías:
Los costes de inversión y los costes variables de cada una de las tecnologías nos
permitirán calcular los costes de generación futuros. Para ello tenemos que diferenciar
entre los costes variables y los costes de inversión. Dentro de los costes variables se
encuentran el coste del combustible, el coste de operación y mantenimiento y el coste
de emisiones de CO2. En la mayoría de las tecnologías los costes no van a ser
constantes a lo largo de los años, por lo que hemos definido curvas de aprendizaje de
cómo van a evolucionar estos costes.
- Definición de escenario base
En la entrada de datos necesitamos definir el número de viviendas, el número de
automóviles, la población y el PIB esperados en el año 2030. Hemos de definir el
consumo energético que se espera en los diferentes sectores teniendo en cuenta un
escenario BAU en el cual no se tomarían medidas de eficiencia y ahorro adicionales a
las que se han venido tomando en los últimos años. También hay que definir la
potencia instalada de cada tecnología para este escenario base de tal manera que el
modelo nos calcularía la generación eléctrica y las emisiones de CO2 para este
escenario base.
- Estructura del consumo
Definimos para cada uno de los sectores la estructura del consumo energético, es
decir, de la energía consumida en cada sector cuánta se corresponde a electricidad y
cuánta a calor. De esta demanda de calor hay que diferenciar entre la procedente de la
biomasa, del petróleo, del carbón y del gas natural. Parte de esta demanda de calor
también podría ser cubierta con cogeneración.
Esta estructura no va a ser constante hasta 2030 ya que se produce el
desplazamiento de unas fuentes de energía hacia otras. Un factor que hay que
considerar es el desplazamiento de algunos consumos de energía hacia la electricidad o
por ejemplo que la calefacción se está desplazando en los últimos años hacia el gas
natural. La estructura del consumo energético no va a ser constante en cada sector y
debido a esto hay que definir la estructura del consumo en la actualidad y la que
esperamos en el futuro.
Modelo 128
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Según los datos obtenidos de la IEA en sus estadísticas para España, obtenemos que
la estructura del consumo actual por sectores es aproximadamente la siguiente:
Tabla 6:Estructura de consumo actual.
En el año 2030 es de esperar una tendencia hacia un mayor consumo de electricidad
y de gas natural. Por ello, conociendo la estructura del consumo actual en cada sector,
supongo la siguiente estructura en el consumo para el año 2030:
Tabla 7:Estructura de consumo en el año 2030.
Modelo 129
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7.1.2 Inputs
Ilustración 37: Entrada de inputs.
En la figura de arriba podemos ver un pantallazo de la hoja de Excel en la que los
inputs son introducidos y donde se obtienen alunas salidas. A continuación,
enumeraremos las principales variables de entrada, o inputs.
Medidas en el sector del transporte
Como se describió minuciosamente en el capítulo acerca de la eficiencia en el sector
del transporte, el ahorro en este sector es el que posiblemente pueda tener un mayor
impacto en cuanto a reducción de emisiones se refiere.
En este modelo tenemos la posibilidad de introducir la cantidad de vehículos y
camiones híbridos enchufables (PHEV), eléctricos e híbridos que deseamos que
Modelo 130
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circulen en el año 2030. El uso de estos vehículos generaría un ahorro en el consumo de
petróleo y un aumento en la demanda de electricidad, ya que los vehículos eléctricos y
los vehículos PHEV necesitan ser recargados para que funcionen. Para los vehículos
híbridos consideramos una implantación lineal desde hoy hasta 2030. Para el caso de
los coches eléctricos e híbridos enchufables consideramos una implantación lineal
desde 2015 hasta 2030. Esto es así debido a que estos vehículos tardarán al menos unos
10 años en estar disponibles.
La otra variable asociada a este sector es la posibilidad de aplicar las medidas
recomendadas por el IDAE en su informe de ahorro y eficiencia en España 2004-2012,
que podría permitir el ahorro de más de 9000 ktep de energía primaria en el año 2012.
Extrapolando estos datos al año 2030 de una manera pesimista podríamos conseguir
un ahorro de casi 12000 ktep.
Como resultado de aplicar estas medidas, el modelo calcula el ahorro de petróleo y
la demanda adicional de electricidad necesaria para la cantidad de coches eléctricos
que hemos introducido.
Nivel de intensidad de las medidas en el sector de la edificación.
En nuestro cuarto punto del proyecto comentamos detalladamente las distintas
medidas a tomar en este sector y el ahorro que podríamos conseguir en caso de aplicar
las medidas de ahorro de una forma intensa. Este input nos permite seleccionar el nivel
de intensidad de las medidas de ahorro que queremos que se apliquen. Tenemos tres
opciones: la aplicación de medidas de forma muy intensa, la aplicación de medidas con
un nivel de intensidad medio y no aplicar medidas adicionales.
En el caso de tomar medidas de una forma muy intensa podemos conseguir un
ahorro total de unos 12430 ktep en el año 2030. Como hemos dicho anteriormente, en el
capítulo acerca de la eficiencia en la edificación está detallado como conseguimos este
ahorro.
Para el caso de tomar medidas de ahorro con un nivel de intensidad medio
suponemos que el ahorro obtenido es igual a la mitad del que obtendríamos en caso de
tomar medidas de forma intensa. Si no se toman medidas el ahorro será igual a cero.
Modelo 131
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Así, en función del nivel de intensidad introducido tendremos un ahorro u otro. El
resultado final será un ahorro en electricidad y un ahorro de combustibles fósiles.
District City and Cooling
Otro Input relacionado con el sector de la edificación es el porcentaje de viviendas
que disponen en el año 2030 de District City and Cooling. Con este sistema se podría
aprovechar la energía térmica residual del proceso de generación eléctrica para cubrir
parte de la demanda térmica de los edificios, consiguiendo un gran ahorro de
combustibles fósiles y en consecuencia de emisiones de CO2. Según el porcentaje de
viviendas que dispongan de esta tecnología tendremos un ahorro determinado. Para
calcular este ahorro hemos tenido en cuenta el calor suministrado a una vivienda que
dispone de DHC y hemos sustituido el consumo de combustibles fósiles de estas
viviendas por el calor aportado de la generación de electricidad. Con ello conseguimos
un ahorro el consumo de combustibles fósiles.
Ahorro sector servicios
Podemos introducir el ahorro que deseamos obtener en el sector servicios. Este
ahorro será tanto de electricidad como de combustibles fósiles. La cantidad ahorrada
de cada fuente de energía es proporcional al porcentaje que representa su consumo. De
esta manera, puesto que la electricidad representa casi un 70% de la energía consumida
en este sector, el mayor ahorro será en electricidad. Al igual que en el caso del sector de
la edificación, obtendremos un ahorro de electricidad y de combustibles.
Cogeneración
Otro input es el porcentaje de calor que obtendríamos para la industria debido a la
cogeneración. Esto nos permite reducir el consumo de combustibles fósiles en la
industria, reduciendo por lo tanto el consumo de energía final y las emisiones de CO2.
Sólo consideramos cogeneración en centrales de ciclos combinados de gas natural.
Según la cantidad de cogeneración introducida tendremos un mayor o menor
porcentaje de las centrales de ciclos combinados que dispondrán de cogeneración. El
efecto sobre estas centrales será la pérdida de eficiencia. Suponemos que la pérdida de
eficiencia debido a la cogeneración es de un 5% con respecto a la eficiencia de una
central de ciclo combinado de gas natural sin cogeneración.
Modelo 132
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Precio del gas natural, precio del carbón y precio del CO2
La generación eléctrica con ciclos combinados de gas natural y con carbón tiene un
precio muy volátil debido tanto a la variabilidad del precio de los combustibles como a
la de los derechos de emisiones de CO2. Es esta variabilidad lo que hace que según
estos precios una u otra tecnología sea más o menos competitiva. Dependiendo de
cómo sean estos precios tendremos un escenario más rico en carbón o más rico en gas
natural. Se despachará antes aquella central que tenga un menor coste variable.
Mejora de eficiencia en las centrales de carbón y CCGN
Un factor muy importante y a tener en cuenta es la mejora en la eficiencia de las
centrales de carbón y de CCGN. Suponemos que la eficiencia media de las centrales de
carbón es de apenas un 37% y que en el caso de las centrales de ciclo combinado de gas
natural es de un 52%. Evidentemente estas eficiencias van a mejorar en el futuro, y más
aun cuando numerosas centrales que se han quedado obsoletas cierren con el tiempo.
La mejora esperada en la eficiencia media en el año 2030 puede ser superior a un 10%
con respecto a la eficiencia actual. Evidentemente, esta mejora ayuda a nuestro objetivo
de reducir las emisiones de CO2 en 2030 ya que si la generación es más eficiente es
necesaria una menor cantidad de combustibles para generar la misma cantidad de
electricidad. Además el coste variable de generar la electricidad disminuiría.
Potencia instalada de cada tecnología en 2030
Este Input nos permite introducir la potencia que queremos de cada tecnología en el
año 2030. Podemos introducir la potencia instalada que deseamos para las centrales de
carbón, centrales nucleares, ciclos combinados de gas natural, hidráulica y las distintas
renovables(eólica terrestre, eólica marítima, termoeléctrica, fotovoltaica y biomasa).
Esta selección de potencia no es del todo libre debido a que tenemos que considerar
todas las centrales que están funcionando en la actualidad y cuyos cierres están
previstos para después de 2030. También hay que considerar las centrales que están
previstas para ser construidas y que no se pueden modificar. A este respecto debe
tenerse muy presente que las inversiones en generación eléctrica son de elevada
cuantía y con plazos de recuperación de las mismas muy largos, por lo que las
decisiones que se tomen hoy y en los próximos años van a condicionar en gran medida
Modelo 133
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las características del parque generador disponible en el futuro, y sin ninguna duda en
el 2030.
En consecuencia, para saber el equipo fijo instalado en 2030 se ha considerado el
existente actualmente incrementado con el que está en construcción y planificado en el
medio plazo.
En relación con el parque existente, se ha considerado una vida útil de las centrales
de carbón de 40 años. Para centrales con una importante remodelación se ha
considerado un alargamiento de vida de 15 años. Para las centrales de fuel/gas se ha
considerado una vida útil de 35 años. . Por tanto, todas estarán fuera de servicio en
2020. Para las de ciclo combinado, 30 años y para el parque nuclear actual, 60 años. Por
tanto, no se consideran bajas en el parque nuclear antes de 2030. Con estas hipótesis, la
evolución del equipo firme según [UNESA, 2007] sería la que se señala a continuación.
Tabla 7:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007]
La potencia total instalada en 2030 será la potencia de equipo fijo más la potencia
adicional que nosotros queramos poner. Por tanto, para cada tecnología tenemos que
introducir los MW adicionales que queremos que se instalen hasta 2030.
En el caso de las centrales nucleares hay que tener en cuenta que la instalación de
potencia no puede ser lineal a lo largo de los años debido a que pasarán un mínimo de
10 años hasta que entre en funcionamiento una nueva central nuclear. Esto es así
porque tardaría bastante tiempo la aceptación de un plan para la construcción de
nuevas centrales nucleares y además hay que tener en cuenta los periodos de
construcción.
Para el resto de las tecnologías suponemos una instalación de la potencia adicional
que es lineal a lo largo de los años.
Modelo 134
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Centrales de carbón con CAC
El porcentaje de las centrales de carbón que disponen de captura y almacenamiento
de CO2 se trata de otra variable de entrada. Los costes de generación con captura y
almacenamiento de CO2 pueden ser mayores o menores que los costes sin captura y
almacenamiento de CO2 dependiendo del precio de los derechos de emisión.
Consideramos que las centrales con CAC pierden un 8% de eficiencia con respecto a las
centrales sin CAC. También suponemos que consiguen capturar el 85% del CO2
emitido. Consideramos que esta tecnología se empezaría a usar a partir de 2020 debido
a que de momento no está muy desarrollada y los costes que conlleva son altísimos.
7.2 Demanda de energía final y estructura de la generación eléctrica
Una vez analizadas las distintas variables de entrada podemos describir lo que el
modelo realiza. Lo primero será calcular la demanda que tenemos de los diferentes
tipos de energías.
Modelo 135
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7.2.1 Demanda de energía final
Lo primero que hay que calcular es la demanda de energía final en cada sector. Esta
demanda dependerá de las variables de entrada introducidas y comentadas en el
punto anterior.
Hay una serie de tablas en Excel para cada sector, en las cuales se reflejan los valores
del consumo de energía final según nuestro escenario BAU. Según las variables de
entrada introducidas, estos valores del consumo de cada sector se modifican debido al
efecto que produce cada una de las medidas aplicadas. De esta manera, para cada
sector (industria, transporte, servicios y edificación) obtenemos un ahorro de energía
final, la cuál clasificamos según se trate de electricidad, gas natural, carbón, petróleo o
Modelo 136
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
biomasa. Hay medidas como la penetración de coches eléctricos que aumentarían la
demanda de energía eléctrica.
En la imagen de abajo podemos ver un pantallazo de la hoja Excel sobre la eficiencia
en la edificación, en donde se realizan los cálculos en función de las medidas
introducidas.
Una vez que tenemos clasificado el ahorro de energía final por fuentes y sectores,
calculamos el consumo de energía final que tendría nuestro nuevo escenarios.
La demanda total de electricidad será:
■ Demanda de electricidad = demanda de electricidad escenario base – ahorro
electricidad sector edificación – ahorro electricidad sector servicios – ahorro
electricidad sector industria + consumo electricidad transporte (debido a coches
eléctricos, trenes, etc)
Para la demanda de petróleo, biomasa, gas natural y carbón se calcula de igual
manera:
■ Demanda = demanda escenario base - ahorro sector edificación – ahorro sector
servicios – ahorro sector industria – ahorro sector transporte
Modelo 137
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7.2.2 Cobertura de la demanda eléctrica
Una vez que sabemos la demanda de energía eléctrica hay que conocer qué
centrales cubrirán esta demanda. Para poder conocer el tipo de centrales que cubrirán
la demanda eléctrica se necesita realizar un modelo que represente el sistema eléctrico
español. Para ello se ha representado la curva monótona anual de demanda eléctrica en
España en el año 2006, la cuál la hemos obtenido del informe [Red Eléctrica, 2006].
Hemos tomado una serie de puntos para representarla de la forma más realista posible
y a partir de esos puntos dividimos la curva monótona en 18 barras. En la siguiente
figura podemos observar la representación de la curva monótona en España en el año
2006.
Ilustración 38: Curva monótona de carga [Red Eléctrica, 2006].
A continuación, una vez que sabemos la demanda eléctrica en el año 2030,
extrapolamos la curva para la demanda en el año 2030. Para adaptar la curva a una
determinada demanda de electricidad anual, lo que hacemos es aumentar la altura de
cada una de las 18 barras de una forma proporcional a su altura, y por supuesto
siempre se cumple que el área de la curva es igual a la generación eléctrica anual. Esto
lo hacemos así para que la curva mantenga las mismas, es decir, la misma relación
punta-valle a la existente en la actualidad. En la realidad esto no tendría por qué ser
necesariamente así, ya que la curva podría modificarse y achatarse a lo largo de los
años. Un consumo más ordenado daría lugar a una relación punta-valle más plana, por
lo que desde este punto de vista podemos considerar que tomamos un método
pesimista.
Modelo 138
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
De esta manera, para una producción eléctrica de 501 TWh en el año 2030, la curva
se representaría de la siguiente manera:
Ilustración 39: Curva monótona de carga año 2030.
Una vez que tenemos la curva representada hay que proceder a rellenarla con la
potencia que tenemos de las diferentes tecnologías.
El programa que nos permite rellenar la curva ha sido programado con Visual Basic.
El primer paso es rellenar la parte más cara con la potencia hidráulica disponible.
Este efecto produce un allanamiento de la curva monótona debido a que se elimina la
parte más alta de la curva con la potencia hidráulica.
Posteriormente se procede a rellenar el resto de la curva con las tecnologías
restantes. La curva se iría rellenando en orden creciente de costes variables, de tal
manera que las tecnologías con un menor coste variable tienen preferencia. De esta
manera, las primeras tecnologías a usar serían la hidráulica fluyente, la energía nuclear
y luego todas las energías renovables.
Este orden creciente no es en todos los casos del todo cierto debido a que en el caso
de la cogeneración y de las centrales de carbón con captura y almacenamiento de CO2
se las da preferencia con respecto a las centrales de CCGN y de carbón sin CAC. Esto
es así debido a que aunque en ocasiones el coste variable de estas tecnologías pueda ser
mayor, es de suponer que al igual que las energías renovables, estas también llevarían
asociadas una serie de primas para fomentar su uso ya que consiguen ahorrar energía
y en consecuencia reducir las emisiones de CO2.
Modelo 139
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Por último, las últimas tecnologías que se despachan son las centrales de carbón y
las de ciclo combinado de gas natural. El orden de estas depende de los precios de los
combustibles y de los derechos de emisiones de CO2. Se despachará antes la que tenga
un menor coste variable.
El proceso que sigue el programa para rellenar la curva es sumar a cada una de las
18 columnas en que dividimos la curva, la parte que le corresponda de cada una de las
tecnologías. Cunado ya no puede sumar más, significa que la barra ya ha sido
rellenada del todo. Para saber cuanto se puede rellenar de una tecnología necesitamos
saber la potencia útil, la cual la obtenemos multiplicando la potencia instalada por el
factor de disponibilidad de cada una de ellas.
En el caso de la potencia hidráulica es algo más complicado debido a que hay que
empezar por arriba y restar la parte más alta de la curva teniendo en cuenta que no se
puede restar más a una columna que la potencia que tienes instalada. Además hay que
considerar que solo puede trabajar unas horas determinadas al año debido a que la
cantidad de agua disponible es limitada.
En la siguiente gráfica podemos observar un ejemplo de cómo quedaría rellenada la
curva monótona con las diferentes tecnologías para una producción total de 501 TWh.
Modelo 140
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Ilustración 40: Cobertura de la curva monótona de carga.
7.3 Salidas del modelo
Una vez que tenemos calculada la generación eléctrica y la demanda de energía
final clasificada por fuentes, podemos calcular las salidas del modelo.
Ilustración 41: Salidas del modelo.
A continuación, se explican las principales salidas del modelo:
Modelo 141
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Factor de reserva
Nos permite ver de manera rápida si hay instalada suficiente potencia o si por el
contrario la potencia instalada es insuficiente.
Este dato es obtenido mediante el sumatorio de las potencias instaladas
multiplicadas por sus factores de disponibilidad, y todo ello dividido entre la potencia
de punta de la curva monótona.
Este factor de reserva suele estar normalmente alrededor de 1,1.
Coste del kWh
Una salida fundamental del modelo es el cálculo del coste del kWh, ya que esto va a
determinar en gran medida las políticas que se van a tomar de ahora en adelante.
Evidentemente no se tomarán medidas antieconómicas salvo que se den primas y
ayudas que favorezcan determinadas tecnologías como es el caso de la energía solar
fotovoltaica.
A la hora de comparar el coste de los distintos escenarios, sólo se han tenido en
cuenta los costes de generación, que incluyen, además de la inversión, los variables de
combustible y de emisión de gases de efecto invernadero y residuos nucleares; pero no
los de otras actividades como son los de transporte y distribución, ni los que puedan
ser necesarios en el sistema gasista.
Para el cálculo del coste hemos considerado una amortización constante en los años
de vida útil de la central y una tasa de interés del 5%. El sistema utilizado es el de
cuotas constantes en el que cada año se paga la misma cuota Q, en concepto de
intereses y de devolución del principal.
Emisiones de CO2
Unos de los objetivos más importantes de este proyecto es el de proponer un
modelo energético sostenible para España en el año 2030. Por ello esta es la salida más
importante.
Del documento [IDAE, 2007] obtenemos los siguientes coeficientes de emisiones:
Modelo 142
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Tabla 8: Coeficientes de emisiones [IDEA, 2007].
Como resultado de la aplicación de medidas de ahorro y eficiencia obtenemos un
ahorro de energía final. Una vez que tenemos clasificado este ahorro en electricidad y
en combustibles fósiles podemos calcular el ahorro que supone en emisiones de CO2.
Multiplicando la energía ahorrada en carbón, biomasa, petróleo y gas natural por
sus respectivos coeficientes de emisiones, obtenemos la cantidad total de CO2 que
conseguimos reducir.
De igual manera, una vez que conocemos la demanda eléctrica y que sabemos que
tecnologías cubrirán esta demanda, podemos calcular las emisiones debido a la
producción de electricidad. Para calcularlo multiplicamos la generación eléctrica de
cada tecnología por su coeficiente de emisiones de CO2. Este coeficiente de emisiones
de cada central depende a su vez de la mejora en la eficiencia a lo largo de los años, ya
que a mayor eficiencia menos emisiones.
Las emisiones de CO2 totales de nuestro nuevo escenario serán las emisiones
que teníamos en el escenario base menos la reducción de emisiones que hemos
obtenido en el nuevo escenario como consecuencia de las medidas de eficiencia y
ahorro aplicadas.
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8 Análisis de resultados y
conclusiones
Análisis de resultados y conclusiones 144
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
8 Análisis de escenarios y conclusiones
8.1 Escenario tendencial
Analizar y determinar las medidas a aplicar en el modelo energético español para
hacerlo sostenible en un futuro cercano requiere realizar un estudio de prospectiva
sobre la evolución que va a sufrir el sistema energético español en los próximos años,
es decir es necesario saber hacia dónde tiende este sistema energético para poder
encauzarlo.
Existe una gran dificultad a la hora de realizar una prospectiva energética. En este
informe se han supuesto varias hipótesis para poder estimar unos valores de manera
aproximada. En el momento en el que algunas de las hipótesis que se estimen para el
proyecto no se cumplan, la prospectiva realizada se distanciará de la situación real.
En este trabajo la propuesta del escenario energético que se va a usar como
referencia se apoya sobre la hipótesis de un escenario socioeconómico tendencial, una
continuación de la política actual multisectorial de eficiencia energética, una política de
introducción de renovables intensa, unos precios de CO2 bajos y un alargamiento de la
vida útil de las centrales nucleares de manera que para el año 2030 se encuentren todas
en funcionamiento.
Las políticas que se consideran para la elaboración del escenario tendencial
“Business As Usual” (BAU) son:
- Alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares.
- Penetración del 12% de renovables para el año 2010.
Precios del CO2 en el entorno de 20 €/t.
Tasa de crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) del 2,5% anual.
- En el sector edificación y en el sector transporte no se toman medidas adicionales
de ahorro y eficiencia a las que se han venido tomando en los últimos años.
Análisis de resultados y conclusiones
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Según estimaciones obtenidas de comunicaciones privadas con expertos del sector,
obtenemos las siguientes hipótesis de partida en relación a los siguientes puntos:
• Crecimiento de la población.
• Parque de viviendas.
• Parque de automóviles.
• Consumo de energía primaria y final.
Así, se ha supuesto un crecimiento anual de la población del 0,7%, y partiendo de
una población de 43 millones de habitantes en el año 2005 se obtiene la siguiente
gráfica:
Ilustración 42: Población.
Como se puede observar en la gráfica anterior la población en el año 2030 sería de
aproximadamente 51 millones de habitantes.
Para calcular la evolución del parque de viviendas, a partir de los datos observados
en los últimos años, se supone una tasa de crecimiento anual del 1,4%. Partiendo de un
número aproximado de viviendas para el año 2005 de 14.400 miles se obtiene la
siguiente gráfica:
Análisis de resultados y conclusiones 146
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Ilustración 43: Parque de viviendas.
De la gráfica anterior se obtiene que el parque de viviendas para el año 2030 sería de
aproximadamente 20.500 miles de viviendas.
Por último, para obtener un número aproximado del parque de automóviles para el
año 2030 se supone una tasa de crecimiento anual de estos del 1,3% anual. Partiendo de
un parque de automóviles en el año 2005 de 21,3 millones de turismos se obtiene la
siguiente gráfica:
Ilustración 44: Parque de automóviles.
Del crecimiento supuesto se obtiene un parque de vehículos para el año 2030 de 29,1
millones de turismos.
A partir de las hipótesis anteriores se supone un crecimiento anual del consumo de
energía primaria del 1,5%. Tomando como referencia el consumo de energía primaria
en el año 2005 de 143,3Mtep, se obtiene que el consumo de energía primaria para el año
2030 es 208,0Mtep.
Análisis de resultados y conclusiones
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
A partir de este consumo de energía primaria y considerando las hipótesis de
partida, se obtiene un crecimiento anual en el consumo de energía final de 1,2%. Este
crecimiento se refleja en la siguiente gráfica:
Ilustración 45: Consumo de energía final en el escenario tendencial.
El consumo de energía final en el año 2030 es de 144,9Mtep.
Manteniendo la misma estructura que en la actualidad, el consumo de energía final
por sectores, como queda reflejado en el siguiente gráfico, sería aproximadamente: 33%
Industria, 13% Residencial, 9% Servicios, 5% Agricultura y 40% Transporte.
Ilustración 46: Consumo de energía final por sectores en el escenario tendencial.
También, podemos clasificar este consumo de energía final según las distintas
fuentes de energía.
Análisis de resultados y conclusiones 148
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Ilustración 47: Consumo de energía final por fuentes en el escenario tendencial.
A partir del consumo de energía final de electricidad reflejado en la gráfica,
obtenemos la producción eléctrica necesaria en el año 2030, que asciende a un total de
501 TWh.
Siguiendo la evolución de los últimos años, y para una producción eléctrica de 501
TWh, la potencia instalada sería de unos 117 GW en el año 2030. Según el informe
[UNESA, 2007], en su escenario base en el año 2030 se mantendría la potencia nuclear
actual y se instalarían nuevas centrales de CCGN hasta llegar a los 29187 MW.
Tomaremos estos valores junto al mantenimiento de la potencia hidráulica ordinaria,
una mayor penetración de la energía eólica y la progresiva pérdida de importancia de
las centrales de carbón.
Análisis de resultados y conclusiones
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Ilustración 48: Potencia instalada escenario tendencial.
Para poder conocer el tipo de centrales que cubrirán la demanda eléctrica de 501
TWh en el año 2030, se necesita realizar un modelo que represente el sistema eléctrico
español bajo el marco de las diferentes políticas y planes españoles en materia
energética. Con el modelo eléctrico que he realizado y que ha sido detallado en el
capítulo anterior, calculamos las centrales que despacharían esta demanda. En el
siguiente gráfico podemos ver la estructura de generación eléctrica.
Ilustración 49: Estructura de generación eléctrica escenario tendencial.
Este escenario tendencial representa un futuro definido por las tendencias y las
políticas de los últimos años. Actualmente se están empezando a tomar medidas de
ahorro y eficiencia de una forma más intensa, ante la creciente preocupación general
con el problema del cambio climático.
Análisis de resultados y conclusiones 150
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
La conclusión más evidente es que este escenario tendencial, sustentado en el
concepto “Business as usual” y las políticas decididas antes de finales de 2005, no
conduce a un futuro energético sostenible, ni desde el punto de vista de la lucha contra
el cambio climático, ni de reducción de la dependencia de las importaciones de energía
primaria, principalmente petróleo y gas natural.
Las emisiones de CO2 de este escenario ascenderían hasta casi los 600 millones de
toneladas en el año 2030. Este valor es altísimo y prácticamente dobla las emisiones a
las que se comprometió España con el protocolo de Kyoto para el año 2012, que
ascienden a 334 millones de toneladas de CO2. Si comparamos este valor con los nuevos
objetivo de la UE para el año 2020, las emisiones de este escenario siguen siendo
altísimas, ya que el nuevo proyecto de la unión Europea asigna a España un nivel de
emisiones un 30% superior a las de 1990, o lo que es lo mismo, 377 millones de
toneladas de CO2 en el año 2020.
Por tanto, hay que afrontar los retos que implican la mejora de la eficiencia y ahorro
energético, el desarrollo de las energías renovables y otras como la nuclear o la CAC de
CO2, lograr la mayor diversificación posible, y reducir las emisiones de CO2.
Este escenario BAU es necesario que sea definido ya que el modelo necesita trabajar
sobre él para poder realizar los cálculos necesarios. Cuanto más precisión en la
definición de las características de este escenario tendencial, mayor precisión en la
generación de los nuevos escenarios.
8.2 Escenarios alternativos
Este apartado de tiene por finalidad plantear distintas alternativas para el sistema
español desde la perspectiva actual, es decir, teniendo en cuenta las tecnologías de
generación hoy conocidas y su posible evolución, así como las necesidades energéticas
de los próximos años y su extrapolación en el largo plazo con el fin de avanzar en la
definición de algunos escenarios.
Como es sabido, el hacer estimaciones sobre los precios del combustible a largo
plazo presenta un grado muy elevado de incertidumbre. Por ello, siguiendo el modelo
realizado en el documento [UNESA, 2007] se han definido dos escenarios de utilización
Análisis de resultados y conclusiones
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
del equipo de combustibles fósiles. En uno de ellos (Gas Prioritario), se parte de la
premisa de que el coste variable del equipo de gas (coste combustible+coste del CO2) es
inferior al coste del equipo de carbón. En el otro caso (Carbón Prioritario) se admite
que sucede al revés y, por tanto, se despachan preferentemente con criterios de
mercado las centrales de carbón.
Consideraremos que el precio del carbón se mantiene constante en 70$/t. Sin
embargo, el precio del CO2 y el precio del gas natural variarán para cada uno de los
dos casos. En el caso en el que el gas natural sea prioritario, tomamos como precio de
emisiones de CO2 50€/t y como precio del gas natural 20€/MWh; en el caso en el que el
carbón es prioritario, tomamos como precio del gas natural 30€/MWh y como precio
del CO2 30€/t.
Nuestro análisis se centrará en dos escenarios principales:
- Un escenario E1 en el que se aplican medidas intensivas adicionales de ahorro y
eficiencia en el sector del transporte y de la edificación. Veremos variantes de este
escenario según cómo se cubra la demanda de electricidad.
- Un escenario E2 en el que se irán tomando progresivamente más medidas de
ahorro adicionales al escenario E1, como son los coches híbridos eléctricos, la
cogeneración y el DHC.
8.2.1 Escenario E1
En este escenario vamos a analizar el efecto que tendría sobre la demanda de
energía final la aplicación de medidas adicionales de ahorro y eficiencia en el sector del
transporte y en el sector de la edificación a las ya contempladas en el escenario de
referencia. Tenemos en cuanta las siguientes consideraciones:
Se aplican medidas muy intensas de ahorro y eficiencia en el sector de la edificación.
Estas medidas han sido pormenorizadas con anterioridad en el capítulo de la eficiencia
en la edificación.
Se aplican las medidas de ahorro en el sector del transporte, que también fueron
descritas en el capítulo acerca de la eficiencia en el transporte.
Análisis de resultados y conclusiones 152
Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI Carlos Ezquerra Pérez Junio 2008
Se consigue un ahorro de energía final de un 30% en el sector servicios.
Para esta serie de medidas obtendremos un ahorro de energía final que tal y como
queda reflejado en la siguiente gráfica es de casi 25 Mtep con respecto a nuestro
escenario base.
Ilustración 50: Consumo de energía final en el escenario E1.
En el gráfico siguiente, podemos ver el consumo de energía final clasificado según
las distintas fuentes de energía.
Ilustración 51: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E1.
La aplicación de medidas de ahorro y eficiencia en el sector servicios, el sector de la
edificación y el sector del transporte permiten ahorrar aproximadamente 25,0 Mtep de
energía final con respecto a nuestro escenario base. El mayor ahorro se produce en el
sector edificación, donde disminuye el consumo de energía final en 11,6 Mtep. Con las
Análisis de resultados y conclusiones
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medidas tomadas en el sector transporte se ahorran 10,4 Mtep de energía final, y 3,9
Mtep de ahorro en el sector servicios. Por fuentes, el mayor ahorro de energía final es
de petróleo, ya que es prácticamente la única fuente de consumo del sector del
transporte.
Como se puede observar, las medidas en estos sectores resultan esenciales debido
al gran potencial de ahorro que tienen, y más aún teniendo en cuenta que el sector
transporte es el responsable del 30% de las emisiones de CO2 nacionales.
En cuanto al consumo de electricidad, se produce un considerable descenso de la
demanda eléctrica. Las medidas aplicadas en el sector del transporte producen un leve
desplazamiento en la estructura del consumo del petróleo hacia la electricidad, ya que
se promueve el transporte por trenes tanto de mercancías como de viajeros. Sin
embargo, es el efecto de las medidas de ahorro en el sector de la edificación y el sector
servicios lo que propicia que la producción eléctrica descienda desde los 501 TWh de
nuestro escenario base a los 420 TWh de nuestro nuevo escenario en el año 2030. En la
siguiente gráfica se puede apreciar la evolución de la producción eléctrica.
Ilustración 52: Producción eléctrica en el escenario E1.
A la hora de cubrir esta demanda de electricidad tendremos diferentes opciones, en
función de las cuales obtendremos resultados completamente distintos en cuanto a
costes y reducción de emisiones de CO2.
Consideraremos diferentes casos para la cobertura de la demanda de electricidad.
La potencia común a todos los casos será la de equipo fijo obtenida del informe
[UNESA, 2007], la cuál se muestra en la tabla:
Análisis de resultados y conclusiones 154
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Tabla 9: Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007].
Además, para todos los casos consideramos la implantación de 6000 MW de nuevas
centrales de carbón, ya que durante esa década desaparece, por llegar al final de los
cuarenta años de vida útil contemplados, prácticamente todo el parque de carbón
actual y tiene sentido que para diversificar las fuentes energéticas se instale nuevas
centrales de carbón. Este análisis tiene sentido en el supuesto de que el coste variable
de las centrales de carbón (incluido CO2) sea más reducido que el de las de gas natural
y la tecnología desplazada en la curva de carga sea ésta.
Los casos considerados para cubrir la demanda eléctrica son:
• Caso E1 con nuclear: A la vista de la elevada dependencia del gas natural que se
vislumbra, de la volatilidad de su precio, del problema de las emisiones de CO2, y de
los bajos costes de generación, se plantea la incorporación a partir de 2020 de nueva
potencia nuclear. Esto puede ser improbable, debido a la poca aceptación social que
hay a esta tecnología, pero indudablemente hay que tenerla en cuenta debido a que
actualmente es competitiva en costes y debido a sus características técnicas.
Consideraremos la construcción de 7 centrales nucleares de 1500 MW, con lo que la
potencia total instalada ascendería a 18177 MW. También se seguirá apostando por las
energías renovables, especialmente la energía eólica, que pasa de los 15000 MW
instalados actualmente a los 34000 MW, contando tanto la eólica terrestre como la
marina. Además, suponemos que la tecnología de la CAC aún no está disponible.
• Caso E1 sin nuclear ni CAC: En este caso, no se aumenta la potencia nuclear, y en
compensación habrá una mayor penetración de todas las energías renovables, pero
especialmente de la energía eólica, ya que es la más competitiva en costes.
Análisis de resultados y conclusiones
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Consideramos que se instalará mucha potencia eólica hasta llegar a un total de 51000
MW en el año 2030, contando la eólica terrestre (39000 MW) y la eólica marina (12000
MW). Esta potencia supondría una ocupación con energía eólica terrestre del 2,42% del
terreno nacional, y aunque es una cantidad muy grande de terreno, hay suficientes
emplazamientos para esa cantidad si tenemos en cuenta que en el informe
[Greenpeace, 2005] se propone un mix energético 100% renovables para el año 2050 en
el que la ocupación de terreno de la energía eólica es de un 5,66%.
• Caso E1 sin nuclear y con CAC: En este caso tampoco consideramos la instalación
de potencia nuclear adicional. Las energías renovables crecen bastante pero de una
forma más moderada que en el caso anterior. Lo importante de este caso es el aumento
de las centrales de carbón hasta llegar a 15581 MW en el año 2030. Consideramos que, a
partir de 2020, las centrales de carbón empiezan a disponer de la tecnología de CAC, de
tal forma que en el año 2030 el 60% de las centrales de carbón dispongan de esta
tecnología.
Para los tres casos siempre se obtiene un coeficiente de reserva de aproximadamente
1,07. La potencia instalada para cada caso se resume en la siguiente tabla:
Tabla 9: Potencia instalada escenario E1.
En las siguientes tablas referidas al año 2030, se muestra la estructura de la
generación eléctrica, las emisiones de CO2 y los costes de generación.
Análisis de resultados y conclusiones 156
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Tabla 10: Generación eléctrica escenario E1.
Tabla 11: Costes y emisiones de CO2 escenario E1.
En las dos gráficas siguientes se muestra la evolución de las emisiones de CO2 para
cada uno de los tres casos de este escenario E1.
Análisis de resultados y conclusiones
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Ilustración 53: Evolución emisiones de CO2 carbón prioritario escenario E1.
Ilustración 54: Evolución emisiones de CO2 gas natural prioritario escenario E1.
Los tres casos presentan una evolución similar en cuanto a emisiones de CO2, ya
que como se puede apreciar, las líneas prácticamente se superponen. Como es lógico,
cuando el gas natural tiene preferencia sobre el carbón las emisiones de CO2 son
menores que cuando sucede lo contrario.
Podemos sacar en conclusión que hay diferentes alternativas a la energía nuclear
como puede ser apostar por una mayor cantidad de energías renovables y el desarrollo
de la captura y almacenamiento de CO2. Sin embargo, la gran diferencia entre las tres
alternativas son los costes. Con diferencia, la opción nuclear es la opción más
económica, por lo que parecería lógico que se optará por esta opción en el futuro, más
aún teniendo en cuenta la volatilidad de los precios del gas natural, del carbón y del
CO2. Los costes de la opción nuclear son siempre inferiores a los otros dos casos y
Análisis de resultados y conclusiones 158
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permite el ahorro de aproximadamente unos 2600 millones de euros en el año 2030 con
respecto a cualquiera de las otras dos opciones. Para la obtención de estos costes de
generación se ha considerado el coste de inversión de las centrales nucleares descrito
en el informe [Eurelectric, 2006]. Es este informe se considera que los costes de
generación actuales de las centrales nucleares ascienden a los 2300 €/kW, mientras que
en el 2030 apenas variarán, siendo unos 2400 €/kW. Evidentemente, si estos costes
ascienden y se sitúan por encima de los 3500 €/kW, el caso en el que se instala nueva
potencia nuclear dejará de ser ventajoso económicamente frente a los otros dos casos.
Resulta llamativo el hecho de que la opción ‘’E2 sin nuclear ni CAC’’ es más
económica que la opción ‘’E2 sin nuclear con CAC’’. Esto sucede debido a que en los
próximos años se estima que los precios de las energías renovables van a bajar mucho
y serán competitivos en comparación con los CCGN y las centrales de carbón. Incluso
tecnologías como la eólica serán más económicas que las centrales de carbón con CAC.
A la hora de realizar estos escenarios, no hemos tenido en cuenta la futura mejora
del rendimiento medio de las centrales de carbón y de los ciclos combinados de gas
natural. Los casos anteriores se han hecho con las eficiencias medias actuales de las
centrales. Evidentemente, estos rendimientos van a mejorar, ya que cada vez se
construirán centrales más modernas y también muchas centrales actuales cerrarán, por
lo que el rendimiento medio puede aumentar considerablemente.
Para poder ver la importancia que puede tener la mejora del rendimiento de las
centrales vamos a comparar el caso “E1 sin nuclear con CAC” con el mismo caso pero
suponiendo una mejora progresiva del rendimiento medio, de tal forma que en el año
2030 sea un 10% superior al actual. Después de leer distintos informes, he considerado
que el rendimiento medio actual de las centrales de carbón en España es de
aproximadamente un 37%, mientras que para los CCGN es de un 52%. Una mejora de
un 10% en las centrales de carbón es más que factible en los próximos años debido a las
continuas mejoras técnicas y al futuro cierre de centrales que se han quedado obsoletas.
En cuando a los CCGN, mejorar el rendimiento es más complicado. Sin embargo, las
nuevas centrales de CCGN que se están construyendo tienen rendimientos superiores a
un 60%. Por ello, teniendo en cuenta que muchas de las centrales que hay actualmente
en funcionamiento cerrarán y que se construirán muchas nuevas centrales con
rendimientos muy superiores al 52%, consideramos que al igual que para las centrales
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de carbón es posible conseguir una mejora de un 10% en el rendimiento medio de los
CCGN.
En la siguiente gráfica, para el caso “E1 sin nuclear con CAC” y siendo el carbón
prioritario sobre el gas natural, se puede observar la “cuña” que representa la mejora
de un 10% del rendimiento medio de las centrales de carbón y de CCGN.
Ilustración 55: Evolución emisiones de CO2 con mejora de rendimiento.
La mejora del rendimiento de las centrales en los próximos años puede ser un
elemento muy importante como medida de mitigación de las emisiones de CO2. Para
este caso concreto, la mejora de un 10% del rendimiento medio consigue ahorrar 15,5
millones de toneladas de CO2 en el año 2030. También tiene una gran importancia en
los costes de generación ya que para esta situación, mejorar en un 10% el rendimiento
propiciaría una disminución de los costes de generación de 2000 millones de euros en
el año 2030.
8.2.2 Escenario E2
En este nuevo escenario veremos el efecto de aplicar algunas medidas adicionales.
Las medidas aplicadas anteriormente en el escenario E1 eran:
• Intensidad muy alta de ahorro en el sector de la edificación. Ahorro de 11,6 Mtep
de energía final.
Análisis de resultados y conclusiones 160
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• Medidas de ahorro en el sector del transporte. Ahorro de 10,4 Mtep de energía
final.
• Ahorro en el sector servicios de un 30% de energía final con respecto al escenario
BAU. Ahorro de 3,9 Mtep de energía final.
• Mejora de un 10% en el rendimiento de las centrales de carbón y CCGN.
A continuación, vamos a analizar el efecto que tendría la penetración en el
transporte de los vehículos y camiones híbridos enchufables, eléctricos e híbridos.
Supongamos que en el año 2030 el 30% de los turismos y camiones son híbridos
enchufables, el 10% son híbridos no enchufables y el 10% son puramente eléctricos.
Ilustración 56: Tipos de vehículos en el 2030.
El efecto en el consumo de energía final se muestra en el siguiente gráfico:
Análisis de resultados y conclusiones
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Ilustración 57: Consumo de energía final en el escenario E2.
El efecto de la penetración de estas alternativas a los vehículos de gasolina y a los
vehículos diesel es el ahorro de 5,5 Mtep de energía final. En la siguiente gráfica
podemos observar este consumo de energía final por fuentes.
Ilustración 58: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2.
Esta medida genera un gran ahorro de petróleo, alcanzando un consumo inferior en
el año 2030 al que teníamos en el año 2005.
En cuanto a la demanda eléctrica, debido a este tipo de vehículos se produce un
aumento de la demanda de electricidad con respecto al escenario E1. Así, la generación
eléctrica necesaria en el año 2030 para cubrir la demanda total de electricidad es de 487
Análisis de resultados y conclusiones 162
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TWh. Resulta que la demanda de electricidad es prácticamente igual a la del escenario
base porque a pesar del gran ahorro conseguido en el sector de la edificación (89,3
TWh), es necesaria prácticamente la misma cantidad de electricidad para satisfacer la
demanda de los coches y camiones eléctricos e híbridos eléctricos (75,3 TWh).
La penetración de este tipo de vehículos puede ser una medida de mitigación de
emisiones de CO2 importantísima, porque se disminuye el consumo de un combustible
de altas emisiones como es el petróleo y, dependiendo de cómo de bajo en CO2 sea el
mix de generación eléctrica podemos disminuir considerablemente las emisiones de
CO2.
A continuación, aplicamos dos medidas adicionales de ahorro, como son que el 20%
de las viviendas en el año 2030 dispongan de DHC, y que un 15% adicional del calor
necesario en la industria en el año 2030 proceda de la cogeneración en centrales de
CCGN. Como consecuencia de esto, 10200 MW de las centrales que se consideraban
CCGN serán consideradas centrales de cogeneración, con su consiguiente pérdida de
eficiencia. Con esta medida gran parte del calor que se perdía es aprovechado para
usos industriales.
Este aumento de la cogeneración permite un menor consumo de combustibles
fósiles, reduciendo el consumo de energía final y en consecuencia las emisiones de
CO2. Con la aplicación de estas nuevas medidas tendríamos los siguientes consumos
de energía final, que se muestran en las dos gráficas siguientes.
Ilustración 59: Consumo de energía final en el escenario E2 con las nuevas medidas.
Análisis de resultados y conclusiones
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Ilustración 60: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2 con las nuevas medidas.
La aplicación de estas dos medidas consigue disminuir el consumo de energía final
hasta situarse por debajo del consumo del año 2007. La energía final demandada en el
año 2030 sería ligeramente superior a las 100 Mtep. Se obtiene un importante descenso
en el consumo de petróleo, gas natural, biomasa y carbón, ya que gran parte del calor
necesario en la industria y en los hogares es suministrado conjuntamente junto con la
electricidad. El efecto que tiene el DHC en el ahorro de energía sería mayor si las
medidas de ahorro en el sector de la edificación no fuesen tan intensas.
Para saber los costes de generación y las emisiones de CO2, necesitamos saber cómo
se cubre la demanda eléctrica de 487 TWh. Hay una demanda de electricidad adicional
con respecto a nuestro escenario E1 debido a los vehículos eléctricos.
Al igual que en el escenario E1, para cubrir esta demanda eléctrica analizaremos 3
casos; en el primero se instala nueva potencia nuclear y disponemos de la tecnología de
CAC, en el segundo no hay nueva potencia nuclear ni CAC, en el tercero no hay nueva
potencia nuclear pero se dispone de CAC.
• E2 con nuclear y con CAC:
En este escenario se apostará por una gran diversificación en la potencia instalada.
Se construirían nuevas centrales nucleares hasta llegar a los 18100 MW, habría un gran
crecimiento de las energías renovables y se apostaría definitivamente por la CAC en las
centrales de carbón. Estas tecnologías no deben ser sustitutivas, sino que lo ideal sería
que fuesen complementarias.
Análisis de resultados y conclusiones 164
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- Se construirían 7 nuevas centrales nucleares de 1500 MW a partir de 2019 para
llegar a una potencia de 18100 MW en el año 2030.
- También se desarrollaría la CAC, de tal forma que se empezara a usar a partir de
2020. Se instalarían 12000 MW de centrales de carbón progresivamente hasta 2030, de
tal forma que para este año el 75% de las centrales de carbón dispongan de CAC.
- Así mismo, las energías renovables tendrían un papel determinante en el mix
energético, especialmente la energía eólica (tanto la offshore como la inshore) y la
energía solar termoeléctrica.
• E2 sin nuclear ni CAC:
No se instalará potencia nuclear adicional y supondremos que la tecnología de la
CAC no está disponible. Este caso pretende ver si sería posible cubrir la demanda sin
nuclear ni CAC y manteniendo un nivel de emisiones de CO2 aceptable. Es por ello por
lo que se trata de un escenario con una gran intensidad en energías renovables.
La potencia eólica terrestre en el año 2030 ascendería a los 46000 MW. Esto
supondría una ocupación de terreno del 2,85%, valor que aunque es muy alto, podría
ser asumible teniendo en cuenta que informes como [Greenpeace, 2005] consideran
valores más altos de ocupación eólica en sus propuestas de mix energéticos. En cuanto
a la potencia marina, se considera la instalación de 15000 MW, lo que supone una
ocupación de superficie de 2600 km2.
Los valores que se han tomado de potencia eólica instalada son muy parecidos a los
que se toman en el informe [UNESA, 2007], en el cuál se considera para el caso de
máxima penetración de renovables una potencia instalada de energía eólica terrestre de
40770 MW, y una potencia eólica marina de 15000 MW.
También sería necesario un fuerte desarrollo de la energía solar, cuyo principal
problema actualmente son sus elevados costes, lo que es especialmente relevante en el
caso de la solar fotovoltaica. Consideramos que la potencia instalada de energía solar
fotovoltaica en el año 2030 es de 11100 MW, lo que supone una ocupación de 450 Km2.
En el caso de la solar termoeléctrica la potencia instalada sería 18000 MW, que supone
una ocupación de terreno de 762 km2.
Análisis de resultados y conclusiones
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• E2 sin nuclear con CAC:
En este caso tampoco se instalará nueva potencia nuclear pero sin embargo se
dispondrá a partir de los 2020 de la CAC, de tal forma que en el año 2030 habrá una
potencia de 20581 MW de centrales de carbón, el 90% de las cuales dispondrán de
CAC. También las energías renovables aumentan su presencia de forma considerable.
En la siguiente tabla, para cada uno de los tres casos expuestos, podemos ver los
MW instalados de cada tecnología en el año 2030.
Tabla 12: Potencia instalada escenario E2.
A continuación, podemos ver algunas salidas del modelo para cada uno de los tres
casos. Estas salidas son las emisiones de CO2 y el coste de generación (fijo + variable) a
los que daría lugar cada uno de los tres casos en el año 2030. Por lo tanto, esta tabla está
referida al año 2030.
Tabla 13: Emisiones de CO2 y costes de generación del escenario E2 en el 2030.
Análisis de resultados y conclusiones 166
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El caso en el que se instala nueva potencia nuclear presenta los menores costes y
además el menor nivel de emisiones de CO2. Por el contrario, en el segundo caso, a
pesar del enorme esfuerzo que supondría la penetración de tantas renovables, es el
caso con un mayor coste y un mayor nivel de emisiones de CO2.
En las siguientes gráficas podemos ver la estructura de la generación eléctrica para
cada uno de los tres casos.
Tabla 14: Generación eléctrica escenario E2.
Ilustración 61: Generación eléctrica escenario E2 con gas natural prioritario.
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Ilustración 62: Generación eléctrica escenario E2 con carbón prioritario.
Como se ha podido apreciar, la generación eléctrica en centrales de carbón sin CAC
es mínima en los tres casos. En todos ellos hay una gran aportación de las energías
renovables, siendo en el caso “E2 con nuclear y CAC” un 30% sin contar con la
hidráulica ordinaria. En el caso “E2 sin nuclear ni CAC” la generación eléctrica con
energías renovables es de casi un 47%.
Por último, en las dos gráficas siguientes se muestra la evolución de las emisiones
de CO2 a las que daría lugar cada uno de los tres casos de este escenario E2.
Ilustración 63: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 gas natural prioritario.
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Ilustración 64: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 carbón prioritario.
La variación de la pendiente a partir de 2020 en los casos ‘’E2 nuclear’’ y ‘’E2 sin
nuclear y con CAC’’ es debido a que la entrada en funcionamiento de nuevas centrales
nucleares no tendría lugar hasta 2019, y la CAC se comenzaría a usar a partir de 2020.
Como se puede observar en las gráficas, hay distintas alternativas en la generación
eléctrica, teniendo todas ellas un gran potencial de reducción de emisiones de CO2. Se
puede apreciar que es posible obtener un nivel de emisiones alrededor de 340 millones
de toneladas de CO2 en el 2030 si se toman las medidas aplicadas en este escenario E2.
Aunque los tres escenarios presentan un nivel muy parecido de emisiones de CO2, el
caso “E2 sin nuclear ni CAC” siempre tiene mayores emisiones que los otros dos casos.
Este escenario es muy optimista, ya que se han aplicado intensamente medidas en
todos los sectores. Requiere una fortísima inversión y una gran concienciación de la
sociedad para poder lograrlo. El potencial de mitigación podría ser aún mayor si
tenemos en cuenta medidas que no se han llegado a analizar, tales como la
reforestación o la eficiencia en el sector de la industria.
8.3 Conclusiones y objetivos de España
En este apartado se analizarán los resultados obtenidos y los objetivos que
debería marcarse España en los próximos años.
Análisis de resultados y conclusiones
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El escenario de referencia (línea roja) que se muestra en la siguiente figura se ha
construido suponiendo un valor optimista (un 2% anual) para el crecimiento anual de
emisiones desde 1990 hasta 2030. Las emisiones reales hasta 2005 sobrepasan
claramente dicho crecimiento medio. La línea verde inferior marca inicialmente la
tendencia lineal hacia los objetivos a corto plazo (Kyoto: +15% en 2012 con respecto a
las emisiones de 1990) y a continuación, a más largo plazo, se sigue una trayectoria
quebrada que primero pasa por el objetivo de -20% en 2020 y luego supone un 70% de
reducción como objetivo para España en 2050. Esta reducción del 70% es el objetivo
que se supone que fijará la UE para el año 2050. Uniendo los puntos obtenemos un
triángulo donde el área se corresponde a la cantidad de CO2 que hay que evitar emitir
a la atmósfera hasta 2030. El área del triángulo coloreado indica que hay que evitar la
emisión de 5.700 millones de toneladas de CO2 equivalente en España entre 2005 y
2030.
Ilustración 65: Triángulo de estabilización Español.
La Comisión Europea presentó el 28 de enero del 2008 un ambicioso plan para
reducir las emisiones de dióxido de carbono con el que trata de convencer al resto del
mundo, y especialmente a Estados Unidos, de que se sume a la lucha contra el cambio
climático. El objetivo es alcanzar un acuerdo global que suceda a Kyoto a partir de
2012. España sale bien parada del plan, pues se le exigen esfuerzos que parecen
Análisis de resultados y conclusiones 170
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asumibles, a diferencia de la negociación de 1997. Con este plan, Europa pretende
recortar en un 20% las emisiones de CO2 en 2020 respecto a 1990. También pretende
lograr en 2020 que el 20% de la energía sea renovable.
España sale beneficiada con el nuevo sistema por tres factores. El primero es que se
toma como año de referencia 2005, pésimo en España, que ya emitía un 52% más que
en 1990. El segundo es que se tiene en cuenta la población y España ha recibido una
gran inmigración. El resultado es que si el protocolo de Kyoto permite a España emitir
un 15% más que en 1990, la propuesta de Bruselas eleva esa cifra a un 30% para 2020.
Como se muestra en la siguiente figura, el descenso para cumplir Kyoto es más
abrupto que el necesario para cumplir el actual reparto. Esta nueva situación hace
replantearse el triángulo de estabilización mencionado anteriormente, de tal forma que
los objetivos a conseguir por España son mucho más factibles.
Ilustración 66: Objetivos de España.
Una vez analizados los objetivos a cumplir por España se puede analizar si los
escenarios propuestos anteriormente cumplen estos objetivos. Los casos del escenario
E1 presentaban unas emisiones de CO2 en el año 2030 de unos 440 millones de
toneladas, muy lejos del objetivo del 2020 de reducir las emisiones hasta los 377
millones de toneladas. Sin embargo, los casos del escenario E2 son capaces de cumplir
con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 hasta valores inferiores a los 377
millones de toneladas en el año 2020. En los dos gráficos siguientes podemos observar
como los tres casos del escenario E2 analizados anteriormente cumplen con los
Análisis de resultados y conclusiones
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objetivos marcados para el 2020 en el caso en el que el gas natural es prioritario sobre el
carbón.
Ilustración 67: Cumplimiento de objetivos carbón prioritario.
Ilustración 68: Cumplimiento de objetivos gas natural prioritario.
Sin embargo, España tiene imposible cumplir en 2012 con los objetivos de Kyoto sin
comprar derechos de emisión o utilizando los mecanismos de desarrollo limpio, pero,
mirando en un horizonte más largo, hay un gran potencial en muchas medidas de
ahorro energético, y nuevas tecnologías verán la luz en los próximos años. Para lograr
acercarnos a los objetivos a medio y largo plazo, es necesario intensificar los esfuerzos
en todos los ámbitos, ya que no hay ninguna solución mágica, sino que el problema se
debe solucionar tomando medidas en todos los sectores. Hay que hacer uso de un
Análisis de resultados y conclusiones 172
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paquete de opciones de mitigación que resulten ser aceptables para el caso de España.
Como el esfuerzo estimado de mitigación es tan elevado, ninguna opción sola puede
hacerse cargo en un plazo de tiempo corto.
De especial relevancia son los sectores de la edificación y el sector transporte, ya
que, junto a la industria, son los que mayores niveles de consumo energético tienen,
pero a la vez son los que más posibilidades de ahorro tienen. El caso del sector del
transporte es especialmente preocupante, y más teniendo en cuenta que es el
responsable del 30% de las emisiones nacionales. Como se pudo ver en el análisis
anterior, las medidas en estos dos sectores son fundamentales.
Un hecho a destacar es el papel que pueden tener en un futuro los coches híbridos
eléctricos. Como hemos visto anteriormente, la gran diferencia entre el escenario E1 y
el escenario E2 era principalmente la penetración de este tipo de vehículos, que
permiten un gran ahorro en el consumo de petróleo y consiguen evitar una grandísima
cantidad de emisiones de CO2 siempre que se tenga un mix energético limpio.
Evidentemente, para conseguir estos ahorros se necesita una gran inversión, que es
donde radica el mayor problema, aunque esta inversión se acaba recuperando con total
seguridad al cabo de los años debido al ahorro conseguido, y especialmente en el caso
del transporte debido al continuo incremento de los precios del petróleo.
En cuanto al mix de generación eléctrica, a mi juicio, durante las dos próximas
décadas es fundamental para el sistema eléctrico español mantener el parque nuclear
existente en la actualidad, tanto desde los puntos de vista de emisiones de gases de
efecto invernadero como de laminación de los costes del sistema y de las necesidades
de inversión.
De la misma forma, desde el punto de vista de las emisiones de gases de efecto
invernadero y de la reducción de la dependencia energética, es importante continuar
en la senda de introducción de energías renovables para la generación eléctrica. Una
mayor o menor penetración debiera depender de la capacidad de estas tecnologías
para reducir sus costes y de que se avance en la integración técnica de las mismas en el
sistema. Por suerte, España se encuentra en una buena situación a este respecto, y basta
continuar la senda de los últimos años más la introducción de nuevas tecnologías como
la eólica marina o la termoeléctrica. Se esperan grandes reducciones en los costes de las
Análisis de resultados y conclusiones
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energías renovables, especialmente de la eólica marina y de la solar termoeléctrica. La
energía eólica terrestre es ya casi competitiva en costes con las centrales de carbón y
CCGN, y teniendo en cuenta que estas centrales van a aumentar sus costes en el futuro,
la energía eólica puede volverse definitivamente competitiva en costes. A parte de la
eólica terrestre, hay dos tecnologías que no están del todo maduras y que pueden tener
un papel fundamental en un mix eléctrico futuro. Estas tecnologías son la eólica marina
y la solar termoeléctrica, las cuales se espera que van a tener costes altamente
competitivos y tienen un gran potencial. En cuando a la solar fotovoltaica, es previsible
que seguirá siendo cara en el intervalo temporal considerado.
Sin embargo, analizado los escenarios, aunque sería posible cubrir la demanda
eléctrica con muchas renovables y sin contar ni con la energía nuclear ni con la
tecnología de CAC, no creo que fuese la mejor opción. Para los costes que he
considerado, los costes de generación serían bastante más altos que en un mix con
energía nuclear y la ocupación de terreno que requeriría sería demasiado alta. Se
necesitaría prácticamente un 3% del terreno para la eólica terrestre, con la consecuente
dificultad de encontrar buenos emplazamientos, y también se necesitarían unos 1300
Km2 ocupados por energía solar. A nadie le gusta ver un paisaje ocupado por paneles
solares o molinos de viento. Además, el mix sería demasiado dependiente del gas
natural y en consecuencia dependiente de la volatilidad de su precio.
Por ello, creo que es fundamental incorporar a largo plazo tecnologías de base que
garanticen su disponibilidad, que contribuyan a reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero y que presenten costes relativamente estables. En este sentido, las
posibilidades son: nuevas centrales nucleares y centrales de carbón limpio con captura
y almacenamiento. El problema es que la CAC es todavía una incógnita ya que no está
en uso y no sabemos con certeza cuando lo estará. La instalación de ambas tecnologías
no deben considerarse alternativas, sino complementarias entre sí.
En consecuencia, ante la incertidumbre de la CAC, pienso que sería conveniente
aumentar la potencia nuclear en los próximos años, ya que la energía nuclear es una
tecnología sin emisiones contaminantes a la atmósfera, que presenta una muy elevada
disponibilidad de potencia firme y cuya dependencia del coste del combustible es muy
pequeña. Ante el gran problema al que se enfrenta España como consecuencia de la
necesidad de reducir las emisiones de CO2, teniendo en cuenta que la decisión de
aumentar la potencia nuclear hay que tomarla en un plazo relativamente corto de
Análisis de resultados y conclusiones 174
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tiempo y debido a que la energía nuclear es una tecnología madura mientras que la
tecnología de la CAC es una tecnología que no se sabe si estará disponible en el
horizonte temporal considerado en el proyecto, considero que sería conveniente
aumentar la potencia nuclear. Esta opinión la tengo a pesar de la oposición que esta
decisión podría tener en la sociedad española y conociendo los problemas de residuos
y posibles accidentes asociados a la energía nuclear. En cuanto al riesgo de
proliferación y terrorismo creo que esto sería preocupante en determinados países,
pero no en España.
En cualquier caso, la energía nuclear no debe considerarse como alternativa a la
CAC, sino que tanto la energía nuclear como la CAC deben ser complementarias en un
futuro, para que junto con las energías renovables más competitivas nos proporcionen
un mix diversificado, con seguridad de suministro, poco dependiente ante los precios
del petróleo y del gas natural, y sobre todo con bajas emisiones de CO2 por KWh.
En conclusión, una vez analizadas numerosas medidas de ahorro y de mitigación de
emisiones de CO2, y teniendo en cuenta otras medidas que no se han llegado a
analizar, como pueden ser la reforestación o medidas de ahorro en la industria, creo
que es posible ver el futuro de forma esperanzadora. En el escenario E2 analizado
anteriormente y para el caso en el que el gas natural es prioritario sobre el carbón se ha
podido observar cómo mediante las medidas aplicadas se obtienen escenarios que
cumplen con los objetivos que se marcan en el nuevo plan de la UE, en el que se
pretende que las emisiones en el año 2020 sean como mucho un 30% supriores a las del
año 1990, es decir, 377 millones de toneladas. Mediante las medias que hemos aplicado
más algunas otras medidas que no se han considerado en este proyecto es factible
conseguir este objetivo para el año 2020. Algunas medidas analizadas en este proyecto
y que pueden ser de gran importancia son:
• Medidas de ahorro y eficiencia en el sector de la edificación y del transporte.
• Como se ha visto en el análisis de escenarios, la penetración de coches híbridos
enchufables puede ser una medida de mitigación importantísima que podría frenar las
emisiones de CO2 del sector del transporte.
• Mejora de la eficiencia de las centrales de carbón y CCGN.
Análisis de resultados y conclusiones
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• Lo ideal sería acercar los centros de generación a los de consumo, por lo que las
nuevas instalaciones deberían situarse lo más cerca posible de las zonas de gran
demanda. Esto ayudaría al aumento de la cogeneración en la industria. Así mismo, el
DHC puede generar importantes ahorros en las viviendas.
• Mayor penetración de las energías renovables en el mix tecnológico. De especial
importancia es la energía eólica por su competitividad en precios. El futuro es
prometedor con la introducción de nuevas renovables como la eólica marina, la energía
de las olas y sobre todo la solar termoeléctrica, la cuál se espera que vea disminuidos
sus costes de forma considerable en los próximos años y tiene un gran potencial en
España.
• Desarrollo de la CAC como complemento a la energía nuclear.
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