La Energía en los Próximos Años

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Julio Eisman Valdés
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Octubre 2008
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La Energía en los Próximos Años
ÍNDICE
1.
Introducción................................................................................................... 1
2.
Previsión de Evolución del Sector de la Energía 2005-2030 ................................... 4
3.
2.1.
Caso Básico y Alternativo ....................................................................... 4
2.2.
Caso de estabilización en 450 ppm ........................................................ 9
2.3.
Inversiones ......................................................................................... 10
2.4.
Algunas incertidumbres......................................................................... 11
2.5.
Situación en Europa............................................................................. 12
2.6.
Situación en España ............................................................................ 13
Principales aplicaciones y usos........................................................................ 13
3.1.
Desde la generación............................................................................ 14
3.2.
Desde el transporte y distribución ........................................................... 19
3.3.
Desde la utilización y uso de la energía .................................................. 22
4.
Drivers de Crecimiento................................................................................... 23
5.
Factores Clave de Exito ................................................................................. 24
6.
Retos.......................................................................................................... 25
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ÍNDICE DE FIGURAS:
Figura 1: World Marketed Energy Consumption 1980-2030 .................................................. 5
Figura 2 : World Marketed Energy Consumption: OECD and Non-OECD, 1980-2030 ...... 5
Figura 3: World Oil Prices in Two Cases, 1980-2030............................................................. 6
Figura 4: Growth in World Electric Power Generation and Total Energy Consumption, 19902030 .............................................................................................................................................. 6
Figura 5: World Energy-Related Carbon Dioxide Emissions, 2005-2030................................ 8
Figura 6: World Carbon Dioxide Emissions per Capita, 1990-2030...................................... 8
Figura 7: Energy-Related CO2 Emissions .................................................................................... 9
Figura 8: Cumulative Capacity 2007-2012............................................................................. 15
Figura 9: EWEA’ S three wind power scenarios (in GW)........................................................ 16
Figura 10: Capacidad FV acumulada mundial hasta 2030 ................................................... 17
Figura 11: Visión de la Red eléctrica en 2005 ........................................................................ 20
Figura 12: Integración de infraestructuras.................................................................................. 20
Figura 13: Estándares de Comunicación .................................................................................. 21
Figura 14: Automatización de subestaciones............................................................................ 22
ÍNDICE DE TABLAS:
Tabla 1: OECD and Non-OECD Net Electricity Generation by Fuel, 2005-2030 ................. 7
Tabla 2: Valor de mercado (anual) de los sistemas FV hasta 2030 en la hipótesis Moderada
(en millones de euros) .................................................................................................................. 17
Tabla 3: Inversión en nuevas capacidades de producción en la hipótesis Moderada (en
millones de euros) ........................................................................................................................ 17
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1.
Introducción
La situación actual de marcada inestabilidad es poco propicia para hacer análisis de largo
plazo. En plena crisis financiera y bancaria que estamos viviendo y que para muchos
desembocará en una corrección o ajuste importante del modelo económico, es difícil tener
perspectiva para un largo periodo de tiempo más allá de la problemática actual. Por otro
lado, en el sector energético de viene produciendo desde hace algún tiempo un cambio
importante hacia una economía baja en carbono. Mientras que este último cambio es
provocado y previsto, el anterior es imprevisto e incide sobre todos los aspectos de la
actividad económica. En conjunto, la dificultad de prever el futuro se multiplica. En este
trabajo se ha optado por dejar al margen la crisis financiera no tanto porque no vaya a
afectar como porque se ignoran sus consecuencias. En algún apartado de hace alguna
reflexión al respecto.
2.
Previsión de Evolución del Sector de la Energía 2005-2030
2.1. Caso Básico y Alternativo
En los estudios de prospectiva más recientes actualmente disponibles y aún en un contexto de
altos precios del petróleo, las previsiones de demanda de energía a nivel mundial son de un
crecimiento en el entorno del 50% durante el periodo 2005-2030. Este crecimiento de la
demanda energética es consecuencia fundamentalmente del crecimiento económico y del
aumento de población. Mientras que en los países fuera de la OCDE se prevé un
crecimiento anual del PIB de 5,2%, en las economías de los países de la OCDE se prevé un
2,3%
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Figura 1: World Marketed Energy Consumption 1980-2030
El crecimiento más rápido se producirá en los países de fuera de la OCDE con una tasa del
85% en el periodo de tiempo antes citado mientras que en los países OCDE la tasa prevista
es de un 19%.
Figura 2 : World Marketed Energy Consumption: OECD and Non-OECD, 1980-2030
Así como el crecimiento económico es la principal causa de incremento de la demanda es
llamativo que aún en escenarios de precio muy alto del petróleo éste apenas influye en la
demanda aunque sí en la variación de sus componentes
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Figura 3: World Oil Prices in Two Cases, 1980-2030
Aunque los combustibles líquidos seguirán aportando la mayor proporción de energía (33%
en 2030) principalmente para el transporte, la electricidad es el tipo de energía que más
crece en el periodo 2005-2030 con una tasa anual del 2,9% frente al 1,9% del total de las
energías. Este incremento se centra más en los países fuera de la OCDE donde una gran
parte de su demanda no llega a cubrirse. Según la Agencia Internacional de la Energía, el
32% de la población que se sitúa principalmente en los países en desarrollo, unos 1.6000
millones de personas, no tienen acceso a la electricidad.
En los países en desarrollo, el crecimiento económico previsto se traslada a un incremento de
la demanda de electricidad. Los incrementos de los ingresos per capita conducen a una
mejora de los niveles de vida, al aumento del consumo para iluminación y otros servicios y
al aumento de los requisitos de electricidad para el sector industrial .Como resultado, la
generación eléctrica de los países fuera de la OCDE aumenta a un ritmo medio del 4% anual
mientras que los países de la OCDE sólo lo hacen al 1,3%.
Figura 4: Growth in World Electric Power Generation and Total Energy Consumption, 1990-2030
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Para generar la electricidad demandada el principal combustible utilizado será el carbón
seguido del gas, las renovables y la nuclear y en último lugar los combustibles líquidos.
Tabla 1: OECD and Non-OECD Net Electricity Generation by Fuel, 2005-2030
Todo ello nos lleva a un aumento de las emisiones de CO2 principalmente en los países
fuera de la OCDE con una relevante contribución por el uso del carbón (44% en el 2030)
con un incremento medio del 2.1% anual lo cual nos lleva a una concentración atmosférica
de CO2 de 450ppm en el 2030, para llegar a 560ppm a mitad del siglo XXI, lo cual nos
llevaría a un aumento de la temperatura media de la tierra por encima de 3ºC y con
repercusiones muy graves para la forma de vida en el planeta.
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Figura 5: World Energy-Related Carbon Dioxide Emissions, 2005-2030
Las emisiones de CO2 per cápita son muy diferentes entre países desarrollados y países en
desarrollo como se pude observar en el gráfico siguiente:
Figura 6: World Carbon Dioxide Emissions per Capita, 1990-2030
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2.2. Caso de estabilización en 450 ppm
Desde el punto de vista de cambio climático existe cierto consenso para no traspasar lo que
se ha dado en llamar el “caso de estabilización en 450”. Se estima que estabilizar la
concentración atmosférica de gases efecto invernadero en torno a 445-490 ppm de CO2
equivalentes, requeriría reducir las emisiones de CO2 relacionadas con la energía a 23GTm
en el 2030 en lugar de las 43GTm del modelo de referencia. Este nivel es un 13% menor
que el de 2005 y un 12% mayor que el de 1990. Con ello se lograría un incremento medio
de la temperatura del planeta inferior a 2,5ºC.
Para estabilizar la concentración de CO2 en la atmósfera a los niveles citados, las
emisiones deben tener su pico máximo no más tarde de 2015 y caer posteriormente en el
2050 a unos niveles entre el 50% y el 85% de los existentes en el 2000. Si el pico de
emisiones es posterior o la reducción es menor, las concentraciones serían mayores y el
incremento medio de temperatura sería mayor.
Figura 7: Energy-Related CO2 Emissions
Fuente IEA 2007
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Existen diferentes posibilidades de conseguir este ambicioso objetivo, aunque todas ellas
exigen un urgente e intenso cambio en la forma de actuar. La Agencia Internacional de la
Energía propone una forma que pretende llegar al pico de emisiones relacionadas con la
energía, en el 2012 con 30GTm de CO2 para reducir hasta 23 GTm de CO2 en el
2030. Para ello presupone la disponibilidad de tecnologías de generación y de uso de la
energía que permitan una mejora significativa de la eficiencia por sector. Y que las
tecnologías más avanzadas y limpias estén disponibles antes, y que también se disponga de
tecnología aún no viable económicamente como el secuestro y almacenamiento de CO2 y
los biocombustibles de 2ª generación. También es necesario acortar la vida de los equipos
ineficientes sustituyéndolos antes del fin de su vida económica, asumiendo el sobrecoste que
ello representa.
El modelo de la AIE se basa en los siguientes aspectos:
Uso de biocombustibles de 2ª generación (330 MTep)
Incremento significativo de energías renovables (44% de la demanda eléctrica en 2030)
Mejora de la eficiencia energética en los edificios y en el uso de los combustibles fósiles
Nueva generación nuclear (hasta 833Gw en 2030)
Captura y almacenamiento de CO2
Retiro del 15% de la potencia de generación eléctrica instalada y sustitución por generación
cero emisiones entre 2012 y 2030
2.3. Inversiones
En el escenario básico la inversión acumulada requerida para las infraestructuras de energía
rondan los 22 billones de dólares del 2006, de los cuales 11.4 corresponden al sector
eléctrico, 4,2 al gas, 5,3 al petróleo y 0,6 al carbón. La mitad de la inversión requerida por
el sector eléctrico se destina a transporte y distribución y el resto a centrales generadoras.
La mitad de la inversión global se destina a países en desarrollo, donde más aumenta la
demanda y la producción ( $3,6 billones en China y S1,2 billones en India), y el 40% es
para los países de la OCDE.
En un escenario alternativo, donde se consideran la aplicación de las políticas y medidas
que están proponiendo diferentes gobiernos, la demanda es de 15.783 Mtep o sea un 11%
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menos que en el escenario básico. Esto implica un menor inversión acumulada neta total de
unos $386.000 millones. Los consumidores gastan $2,3 billones más, ayudando a reducir
las necesidades de capital del lado del suministro en $2,7 billones (12%). La mayor parte de
esta reducción se produce en el sector eléctrico y por otra parte el periodo de retorno de las
inversiones en el lado de la demanda es típicamente corto, especialmente en los países en
desarrollo o en las medidas implantadas antes del 2015. Aumenta la inversión en energías
renovables pasando del 37% de las inversión total acumulada en el sector eléctrico al 53%
En el “caso de estabilización a 450”, las inversiones se incrementan notablemente. Las
necesidades de inversión en la generación del sector eléctrico son de $7,5 billones en lugar
de los $5,7 billones del caso básico (31% de incremento). Y la retirada anticipada de
centrales de combustibles fósiles requerirá $1 billón de inversión adicional. El coste de la
inversión en nueva capacidad es un 56% superior al caso básico, ya que aunque su volumen
es menos, debido al incremento de eficiencia en el uso de la energía, su coste es mayor por
la carestía de las tecnologías de cero emisiones. Todo ello redunda en una carestía
substancial de la tarifa eléctrica para el usuario. La captura y almacenamiento de CO2 se
lleva un quinto de las necesidades de inversión total acumulada en el sector eléctrico.
Asimismo, la inversión en energías renovables se incrementa pasando a ser el 56% de la
inversión total acumulada en el sector eléctrico.
2.4. Algunas incertidumbres
Los resultados que antes se han mostrado proceden de modelos (International Energy Outlook
2008 de la Energy Information Administration de DOE-USA y World Energy Outlook 2007
de la International Energy Agency) que tienen ciertos presupuestos iniciales. El caso básico
sólo contempla las políticas y medidas ya aprobadas. Por tanto, en caso de cambio de
paradigma como consecuencia de la clara consciencia de la insostenibilidad del paradigma
actual y en situaciones donde se están madurando políticas de modificación, los resultados
que arroja el caso básico apenas son de ayuda salvo para conocer que pasaría si no
hacemos nada. Por otro lado, el caso básico es tendencial a partir de la situación actual y
en modo alguno considera que otras situaciones puedan modificar drásticamente el
comportamiento humano actual.
La primera incertidumbre que se nos plantea es si la realidad se aproximará más al caso
básico, al alternativo o al caso de estabilización 450. En otras palabras, cómo de
confiados/desconfiados somos en cuanto a la capacidad de los gobiernos de los grandes
países para concertar con cierta urgencia objetivos y políticas que limiten drásticamente las
emisiones de gases efecto invernadero. Esto es lo que se ha dado en llamar política post
Kioto y que tendrá su foro de discusión en Copenhagen en Noviembre 2008. Respecto a
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esto, son claras las posturas de la UE y del gobierno español. Y hay que recordar que lo que
se discute no es si es necesaria una drástica reducción de emisiones sino cómo hacerlo. Por
tanto, sea de una forma (cap&trade) o de otra (command&control) habrá reducción de
emisiones que deberá implicar las compensaciones a los países en desarrollo y
especialmente los casos de China e India. En conclusión parece acertado, a falta de
posterior información, contar con un escenario próximo al caso de estabilización 450.
La segunda incertidumbre, como ya se ha comentado en la introducción, la arroja la crisis
global financiera en la que nos vemos envueltos y la desconfianza creada en los inversores.
¿Cómo va a influir dicha crisis en el crecimiento económico? y ¿Cómo va a influir en la
financiación de las grandes inversiones necesarias?
Como se dijo anteriormente hay dos factores clave que marcan las necesidades energéticas:
el aumento de población y el crecimiento económico. Parece claro que el crecimiento
económico se va a ver influido negativamente durante los próximos años por la crisis
financiera que padecemos en un doble sentido. Por un lado el crecimiento será menor en los
próximos años y por otro esta disminución o anulación del crecimiento se concentrará
mayormente en las economías de los países desarrollados. Tal vez lo más problemático sea
que existe bastante consenso en que la crisis ha puesto de manifiesto importantes deficiencias
que deberán ser superadas con modificaciones al modelo económico basado en el consenso
de Washington. Cómo influirá todo esto en el crecimiento económico y en el sector
energético es algo difícil de intuir en este momento. Sólo dos reflexiones al respecto. Un
menor crecimiento en los países de la OCDE puede permitir dedicar esfuerzos a la transición
hacia una economía menos basada en el carbono. Pero sería necesario mantener las
inversiones para esa adaptación. Y es muy difícil pensar que se pueda parar drásticamente
el proceso emprendido por algunos países en desarrollo en acceder a bienes esenciales
como es el acceso a las formas modernas de energía.
2.5. Situación en Europa
La política energética europea ha sido definida en el 2007 y va en la línea del caso
estabilización 450.
La política energética europea se caracteriza por una fuerte apuesta por la reducción de
emisiones (20% para 2020) en base al aumento de la eficiencia energética, el desarrollo
intenso de las energías renovables y la alineación de la política de investigación y
desarrollo.
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2.6. Situación en España
La actual política energética española está muy alineada, como no podía ser de otra forma,
con la política europea.
Además de las políticas desarrolladas hasta la fecha será interesante conocer en las
próximas semanas la Prospectiva Energética 2030 encargada por el Gobierno Español y
donde las energías renovables tendrán un papel muy relevante, y el Plan de Energías
Renovables 2011-2020 para cumplir el compromiso europeo (alcanzar con renovables un
20% de energía primaria y un 40% de electricidad en 2020). La previsión es mantener y
reforzar la política actual.
La situación energética española es altamente dependiente (84%) de los recursos fósiles que
importamos y nuestro crecimiento sigue siendo todavía más intensivo en energía que otras
economías de nuestro entorno. Por ello es especialmente importante el cumplimiento de los
objetivos energéticos establecidos (eficiencia y renovables) que permitirían menor
dependencia y menores emisiones.
Una característica particular de la política energética española es que no se cuenta, por
ahora, con nuevas aportaciones de la energía nuclear.
Respecto al tema de biocombustibles, existe actualmente una viva polémica en Europa en
torno a la sostenibilidad de los mismos y es posible que dicha política sea revisada o
matizada. También la adaptación de los objetivos de biodiesel y bioetanol a la situación
peculiar de España respecto a la producción/demanda de combustible diesel y gasolina es
objeto de cierta polémica.
Una dificultad puntual que se presenta en el sector eléctrico español es el déficit tarifario que
viene arrastrando de 15.000 millones de euros que y que lastra su capacidad de liquidez
para acometer las inversiones necesarias en un entorno de posible falta de financiación y de
dificultad para recuperar su cobro mediante elevación de las tarifas a corto plazo.
3.
Principales aplicaciones y usos
A tenor del contexto antes explicitado se van a relacionar en este apartado los principales
productos y servicios demandados en este nuevo contexto y aquellos que puedan tener
incidencia en las empresas de electrónica, informática, y comunicación.
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3.1. Desde la generación
Eficiencia energética.
Nuevas centrales de generación eléctrica a base de carbón. La utilización de carbón
pulverizado viene evolucionando desde hace años resultando una mejora de rendimientos
hasta llegar al 30-45% actual. Existen y se están desarrollando una serie de tecnologías
avanzadas que permiten mejorar la eficiencia y reducir las emisiones. Las principales
tecnologías son:
•
Combustión supercrítica y hipersupercrítica de carbón pulverizado, en las que la
combustión se produce a altas presiones y temperaturas. El rendimiento puede ser de
hasta el 50%.La tecnología supercrítica es la norma actual en países desarrollados.
•
Combustión en lecho de carbón fluidificado, en las que la combustión se produce a
temperatura baja con bajas emisiones. Pueden ser supercríticas y es una tecnología
comercial.
•
Ciclo combinado con gasificación integrada. Estas instalaciones combinan la
gasificación del carbón con un ciclo combinado. Su rendimiento llega al 41%. Existen
pocas unidades instaladas y se requiere un mayor desarrollo para bajar sus costes y
aumentar su flexibilidad operativa.
•
Otras tecnologías. Están en fase de investigación y desarrollo otras tecnologías y
sistemas híbridos. Por ejemplo, la combinación de células de combustible con ciclo
combinado con gasificación integrada para subir la eficiencia hasta el 60%, o la
combinación de ciclo combinado con central solar.
Desmantelamiento, reforma de centrales existentes. Las centrales más ineficientes desde el
punto de vista de emisiones o aquellas centrales nucleares que lleguen al final de su vida útil,
en el caso español, deberán ser sustituidas por centrales de cero emisiones, lo cual implica
inversiones y trabajo. Por otra parte algunas centrales permiten ciertas modificaciones para
rebajar sus emisiones, por ejemplo la combustión de una mezcla con proporción de biomasa
Captura y secuestro de CO2. La captura y almacenamiento de CO2 es una de las
tecnologías más prometedoras para mitigar las emisiones de las centrales generadoras
alimentadas por carbón y otras industrias. El proceso consta de tres pasos. Captura del
CO2 de una fuente, compresión del CO2 captado y transporte (normalmente por gasoducto)
e inyección en un almacenamiento adecuado. Los procesos de captura son la parte más
costosa y pueden ser de tres tipos: captura precombustión, captura postcombustión y
oxicombustión. Estos procesos capturan el 85% del CO2 pero son intensivos en energía lo
que representa una reducción de la eficiencia térmica de la planta entre 8 y 12 puntos
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porcentuales. Esta tecnología se aplicaría inicialmente a centrales de carbón, aunque debe
de mejorarse para reducir su precio y solventarse los temas legales y regulatorios, financieros
y comerciales, técnicos y de aceptación pública.
Energías renovables. La apuesta por las energías renovables se mantendrá y reforzará, a
pesar de las coyunturas en cada momento. En estas centrales se produce un gran incremento
que consolida la posición de las empresas españolas en el sector. Al ser su potencia unitaria
comparativamente pequeña implica la multiplicidad de equipos electrónicos de control,
medida, protección y de telecomunicación. Todas las formas de renovables sufren una gran
demanda en relación a su dispar estado de desarrollo actual.
A) Eólica. A nivel mundial la capacidad instalada es de 94,123 Gw con un valor de
mercado en 2007 de $37.000 millones y se prevé de 240Gw en el 2012 con una
inversión de $277.000 millones al año durante los próximos cinco años, concentrándose el
mercado en Norteamérica y Asia.
Figura 8: Cumulative Capacity 2007-2012
Actualmente hay instalados 55,86 Gw eólicos en EU-15. Para el 2010 se espera tener
instalados 80 Gw en EU-27 que llegaría a ser entre 180 y 300Gw en el 2020.
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Figura 9: EWEA’ S three wind power scenarios (in GW)
En España existen 15.145 Mw instalada que se traducirán en 20.000 Mw en el 2010 y en
40.000 Mw en el 2020.
En el 2007 el líder mundial en capacidad eólica instalada es Iberdrola con 7.362 Mw con
el objetivo de añadir 2.000 Mw cada año hasta el final de la década.
Cada generador eólico dispone de un equipo electrónico para su control, regulación y
protección. Asimismo dispone de equipo de medida y de almacenamiento de datos y de
comunicación con un centro.
B) Solar Fotovoltaica. La capacidad instalada en el 2007 es de 9.200Mw con un valor de
mercado en ese año de 13.000 millones de euros, que puede llegar a ser, según EPIA, de
44Gw en el 2012 y de entre 912-1.864 Gw en el 2030 con un valor del mercado en
ese año de 170.081 millones de euros. En torno a un 20% serían sistemas aislados que
estarían instalados en países en desarrollo.
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Figura 10: Capacidad FV acumulada mundial hasta 2030
Tabla 2: Valor de mercado (anual) de los sistemas FV hasta 2030 en la hipótesis Moderada (en millones de
euros)
Tabla 3: Inversión en nuevas capacidades de producción en la hipótesis Moderada (en millones de euros)
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En Sep 2008 EPIA hizo público su objetivo de alcanzar el 12% de la demanda eléctrica
europea en el 2020 y su previsión de alcanzar un precio de producción equivalente al de la
red para el 2012 en España. Esta energía es la que crece a mayores tasas de todas las
renovables en la UE. Parte de 0,26 Gwp en el 2001 para pasar a 3Gwp en el 2010 y a
35 Gwp en el 2020
.Estos sistemas requieren equipos electrónicos de potencia ya sean convertidor cada
conexión a la red o para control de carga/descarga de baterías, así como equipos de
medida, y de comunicación
C) Minihidráulica. Es uno de los métodos más baratos de producir energía eléctrica. El sector
de minihidráulica se estima en torno a unos ingresos entre €150 y €180 millones. Mientras
que en Europa y el resto de países desarrollados el negocio se centra en reconstrucción y
repotenciación de instalaciones existentes, en algunos países en desarrollo existen
potenciales elevados para nuevas instalaciones, especialmente en Asia donde el potencial es
de 83.000 Mw. Europa mantiene una situación de liderazgo a nivel de fabricantes
manteniendo una potente red de pequeñas y medianas empresas para la explotación de las
centrales.
Cada grupo generador dispone se sus equipos electrónicos para regulación de velocidad y
de tensión, para control, medida y protección así como para tele comunicación.
D) Biomasa. La biomasa se dedica a diferentes usos energéticos como producción de
electricidad, biocombustibles o calor.
En la producción de calor, la UE tiene revisto pasar de 42,9 Mtep en 2001 a 70 en el
2010 y a 100 en el 2020
Mientras que en la producción de electricidad la UE prevé llegar a 24 Gw en el 2010 y 54
Gw en el 2020.
En cuanto a la producción de biocombustibles, la UE parte de 2,1 Mtep en el 2004 para
pasar a 18 (5,75%) en el 2010 y a 40Mtep (10%) en el 2020
E) Solar térmica. En el 2001 representaba 0,38Mtep en la UE y su previsión para el 2020
es de 24 Mtep
F) Geotérmica. Siendo su volumen en la UE de 0,66 Mtep en el 2001 está previsto que
pase a 2 Mtep en el 2010 y a 4Mtep en el 2020 y en la potencia eléctrica instalada pasar
de 0,65 Gw en el 2001 a 1 Gw en el 2010 y a 2Gw en el 2020.
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Almacenamiento de energía. La necesidad de satisfacer la demanda con fuentes de
generación cada vez más aleatorias como son algunas de las energías renovables hace muy
interesante los sistemas de almacenamiento de energía. Estos almacenamientos pueden
consumen energía cuando está sobrante y ponerla en el sistema cuando es necesaria. Para
la gestión de su conexión y desconexión inteligente necesitan equipos electrónicos de control,
protección, medida y comunicación.
Hidrógeno. Pensando a más largo plazo, la generación de hidrógeno para su uso como
combustible sustitutivo del petróleo se en cuenta todavía en fase de investigación.
I+D+i. Se ha separado las actividades de investigación, desarrollo e innovación porque
representa per se un potencial mercado ligado a las tecnologías de generación como la
producción de hidrógeno, la generación por olas, el biogás, biocombustibles de 2ª
generación, almacenamiento,…
3.2. Desde el transporte y distribución
Eficiencia energética y seguridad de suministro. El requisito de eficiencia energética junto a
los requisitos de seguridad y sostenibilidad son piezas claves para las rede de transporte y
distribución. Para ello es necesario que los componentes de la red respondan a esas
características:
•
Cables de alta capacidad
•
Superconductores
•
Transformadores de bajas pérdidas (núcleo amorfo, SF6,…)
•
Monitorización de equipos: transformadores, líneas, cables,…
•
Tecnologías de compactación de subestaciones
Muchos de los equipos antes citados requieren electrónica de control.
Redes inteligentes. Automatización de la distribución. La automatización de la distribución
permite reducir la inversión y los costes operativos, mejorar la satisfacción del cliente y
optimizar la disponibilidad de información para toma de decisiones
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Para alcanzar la visión prevista para la red eléctrica del futuro se
necesita evolucionar hacia una red eléctrica inteligente
Visión de la red eléctrica en 2025
„ Generación distribuida
„ Tecnologías avanzadas de generación
Generación
„ Gestión integrada y segura del sistema
eléctrico
„ Gestión de la distribución ajustada a
las necesidades del mercado y a las
de la compañía eléctrica
„ Detección de contingencias y
correspondiente resolución en tiempo
real para permitir flujo constante de
energía
„ Técnicas sofisticadas de mtto.
predictivo y proactivo
 Monitoriz. de la red en tiempo real
 Anticipación a las necesidades de
mantenimiento y gestión mediante
inteligencia distribuida
Clientes
Infraestructura de
operación y gestión
integrada
Transporte
Distribución
„ Red de transporte fuertemente mallada
„ Red interconectada con Europa y África
(Francia, Portugal, Marruecos y Andorra)
„ Redes virtuales formadas por agregación
de generaciones locales y microrredes y
soportadas en su gestión por TIC
„ Integración de microrredes* en la red de
distribución
„ Flujo bidireccional entre la red y los
recursos distribuidos (generación,
almacenamiento y consumo)
„ Nuevos materiales, equipos y
procedimientos que permitan:
 Reducción de pérdidas en líneas y
trafos
 Mayor capacidad de transporte
 Prolongación de la vida útil de las
instalaciones
 Reducción del espacio requerido por
las instalaciones
(*) Microrredes: Redes de baja tensión que cuentan con generación propia, sistemas de almacenamiento local y cargas controlables
Fuente: FutuRed, Intelligrid, SmartGrid, análisis propio
Figura 11: Visión de la Red eléctrica en 2005
2
Automatización de la distribución – Visión red eléctrica
Esta evolución requiere aumentar el nivel de automatización mediante la integración de la infraestructura de
comunicación y tecnologías avanzadas de información en la red eléctrica
•
Infraestructura eléctrica
Infraestructura de comunicación
1. Infraestructura eléctrica
2. Infraestructura de comunicación
Figura 12: Integración de infraestructuras
Estandarización protocolos de comunicación.
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Existe una tendencia hacia la convergencia a estándares universales que permitan la integración y interoperabilidad
de los equipos en la red de distribución
Estándares de comunicación
Evolución prevista
Situación actual
–
–
–
–
Es necesario establecer estándares universales abiertos
que animen a invertir en las tecnologías necesarias
Actualmente se usan múltiples estándares de
comunicación que dificultan la interoperabilidad entre
dispositivos
• UCA2, IEC 60870, Modbus, DNP, Profibus,
estándares propietarios, etc.
A nivel de subestación, se ha avanzado con el desarrollo
del estándar universal IEC 61850 para las
comunicaciones necesarias para la automatización de la
subestación
Todavía no existen estándares universales para la
mayoría de la funcionalidades de interacción con el
usuario (AMR, Demand Response)
–
–
–
–
Migración de conexiones serie a comunicación
Ethernet (LANs)
Desarrollo y extensión del protocolo IEC 61850
sobre TCP/IP para la comunicación dentro la
subestación, entre subestaciones, entre
subestaciones y centros de control y entre centros
de generación y subestaciones
Desarrollo del protocolo IEC 60870-5-101 e IEC
60870-5-103 para comunicación entre centros de
control
Uso del protocolo IEC 62056 para la comunicación
de información de facturación (entre el contador y el
centro de contabilidad)
Figura 13: Estándares de Comunicación
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IEC 61850 define un modelo de objetos que describe la información disponible en los
distintos equipos primarios y las funciones de automatización de la subestación
Norma IEC 61850 – Modelo de objetos
Funciones
– Tareas de protección y control realizadas por el sistema de
automatización de la subestación ( Protección del busbar,
interlocking, gestión de alarmas)
Clientes IEC 61850:
•SCADA/HMI
•Historian
• Conroles de Celda
Bus de subestaicón
– Libre emplazamiento de funciones en los IEDs
Dispositivo Físico
Servidor IEC61850
– Una función es ejecutada por distintos nodos lógicos
intercambiando información
Nodos
Lógicos
Dispositivos
Lógicos
Dispositivo
físico
Dispositivo
Lógico
1 a N Dispositivos Lógicos
Dispositivo
Lógico
– Los nodos lógicos a sus vez pueden residir en diferentes
equipos físicamente
– IEC 61850 estandariza los datos asignados a los Nodos
Lógicos, datos que son la base para el intercambio de
información dentro del sistema de la subestación
– Permite agregar datos de múltiples nodos lógicos que
conceptualmente van unidos
Nodo
Lógico
Datos Datos
Nodo
Lógico
Datos
Datos
Datos
Datos
Nogo
Lógico
Datos
Datos
Driver de Comunicaciones
– Se ubican en un único dispositivo físico
– Equipo designado para realizar parte de una función (ej:
Interruptor, Relé, Ordenador)
Nodo
Lógico
Bus de proceso
Señales de campo
Dispositivo Legacy
– Puede contener varios dispositivos lógicos
Fuente: SISCO, Inc.; Intekia; UCA Users Group,
Figura 14: Automatización de subestaciones
Equipos más inteligentes de protección, control, medida y comunicación. En unas redes más
complejas son necesarios equipos que incorporen una mayor capacidad de gestión y
comunicación. Será necesario sustituir o incorporar de nuevo este tipo de equipos en las
redes de distribución
3.3. Desde la utilización y uso de la energía
Eficiencia energética. Es desde el lado del consumo desde donde más necesaria se
manifiesta la mejora de eficiencia. Las actuaciones son específicas de cada sector:
administración, edificios, industrias específicas, comercios y servicios, núcleos
residenciales,…
Conviene estar al tanto de la iniciativa del gobierno español sobre el despliegue de las
empresas de servicios energéticos
La gestión de la demanda y la integración de la generación distribuida y el almacenamiento
energético como actuación de la red eléctrica desde el lado del usuario. Son las actuaciones
más relevantes de eficiencia energéticas desde la operación de la red eléctrica. Esta
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La Energía en los Próximos Años
actividad requiere del uso de equipos de electrónica de potencia y de control, protección,
medida y comunicación.
Transporte: coche eléctrico. El gran consumo de petróleo que representa la movilidad , lleva
a que se acometa este tema desde una perspectiva múltiple. Por un lado yendo hacia los
nuevos vehículos con una mejora de eficiencia del 60% y por otro desarrollando vehículos
eléctricos y híbridos. Se prevé un gran esfuerzo de desarrollo para el coche eléctrico y su red
de abastecimiento. Esto permitiría utilizar
más la energía renovable y permitir el
almacenamiento energético en las baterías del automóvil y su posibilidad de gestión desde
la red.
El coche eléctrico incorpora equipos de electrónica de potencia así como de control y
monitorización.
I+D+i. También como en los casos anteriores se va a requerir un fuerte componente de
investigación, desarrollo e innovación que requerirá de equipamiento por una parte y de
estrecha colaboración con otras empresas y centros tecnológicos apropiados.
4.
Drivers de Crecimiento
Como se ha dicho anteriormente, los mayores crecimientos de mercado son esperables en
países en desarrollo y especialmente en Asia. En las próximas décadas el centro de
gravedad del sector energético y posiblemente de toda la economía estará ubicado en Asia.
Y ello nos afectará directamente (centros de producción y consumo) e indirectamente (los
productos estarán más adaptados al mercado asiático). Por tanto, el principal driver de
crecimiento será el enfoque hacia los mercados emergentes y especialmente China e India.
En cuanto al producto, el driver de crecimiento es el enfoque hacia características y
productos más necesarios y demandados en el entorno antes visto: eficiencia energética,
energías renovables,..Es necesaria la adaptación a un entorno diferente.
Otro aspecto importante de crecimiento está en el entorno de la investigación, desarrollo e
innovación. Se detecta la necesidad de productos o servicios aun no desarrollados y se pone
de manifiesto la necesidad de dedicar recursos de forma intensiva a desarrollarlos y
perfeccionarlos.
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5.
Factores Clave de Éxito
Durante los últimos años en España se ha desarrollado una industria potente en torno a las
energías renovables. Ha sido una implantación rápida que podemos calificar de historia de
éxito. Aunque no siempre se ha desarrollado una tecnología específica e innovadora, se
posee una gran experiencia de promoción, diseño, instalación y explotación que es
valorada a nivel global y que posiciona a las empresas españolas en un lugar muy digno en
el mapa de las energías renovables. Las grandes empresas españolas de energía renovables
ya están “vendiendo” esas capacidades a nivel internacional, pero las pequeñas empresas
no están aprovechando esa circunstancia, tal vez porque no encuentran su sitio. Las
pequeñas empresas y emprendedores han sido clave en el desarrollo de las renovables en
España y pueden adaptar su valiosa experiencia a otros entornos y países, creando un
mutuo beneficio. Además de las grandes centrales de energías renovables, cada vez se
pone más de manifiesto la necesidades de acceso a la energía de personas ubicadas en
lugares alejados de las redes donde las instalaciones de micro generación basada en
recursos renovables es una solución y donde las pequeñas empresas tienen un potencial
mercado nada desdeñable de promoción, suministro, instalación y explotación. En estos
casos, la colaboración con agencias de Cooperación españolas sería muy conveniente y
recomendable.
Ante un mundo en cambio, la innovación y la capacidad de gestionarla adecuadamente es
un factor clave de éxito. Es necesario generar nuevas ideas, adaptar viejos procesos,
desarrollar nuevos productos,.. y todo ello bajo el paraguas y enfoque de la sostenibilidad.
Parra ello, la colaboración con otras empresas y con centros tecnológicos y de investigación
resulta una necesidad. Buscar, desarrollar y ofrecer soluciones respecto a los retos a que se
enfrenta el sector energético será una actividad cada vez más necesaria y valorada.
Desde el punto de vista comercial la capacidad de adaptación a nuevos mercados resulta
clave para poder acceder con éxito a mercados complejos. Los países asiáticos en
desarrollo han dejado de ser centros de producción para pasar a ser también mercados
importantes. Estos mercados, culturalmente muy lejanos para la mayoría de las empresas
españolas, necesitan de una aproximación y una adaptación adecuada con fórmulas difíciles
de gestionar con socios locales. También los productos necesitan una adaptación acorde
con las necesidades del nuevo usuario.
En un entorno donde el acceso a capitales puede verse restringido y especialmente en países
donde financian su desarrollo con financiación externa, ofrecer soluciones completas incluida
su financiación puede ser una ventaja diferencial determinante. Para ello, los acuerdos con
entidades financiadoras pueden ser clave.
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6.
Retos
El reto en el que nos encontramos es de cambio de paradigma energético (economía baja
en carbono) dentro de una crisis global financiera que puede augurar un cambio de modelo
económico. Por tanto, el reto es fenomenal.
El sector de la energía a nivel global se enfrenta al reto de cambiar a sistemas más seguros y
de menor contenido en carbono, sin perjudicar el desarrollo económico y social.
Aunque la seguridad es entendida de diferente forma por diferentes actores, podemos
resumirla en disponer de la energía a precios y cantidades compatibles con el desarrollo
económico. Compaginar esto con los incipientes nacionalismos energéticos lo convierten en
un problema de estrategia geopolítica energética de primera magnitud. Las empresas
españolas se pueden ver involucradas como es el caso de Venezuela, Bolivia, Ecuador,...
La transición hacia una economía baja en carbono representa un reto enorme que nos
ocupará las próximas décadas. Como se ha manifestado anteriormente, esta transición es
especialmente importante en el caso español por su alta dependencia de los combustibles
fósiles.
Para las empresas, los retos se centran en adaptar sus productos y crear nuevos productos
con un enfoque de sostenibilidad en todos sus aspectos y adaptado a su mercado objetivo
que puede ser muy diferente del tradicional. Según la estrategia de cada empresa los retos
son diferentes, pero una estrategia de crecimiento pasa por el acceso a los mercados de los
países en desarrollo y especialmente los asiáticos con productos adaptados a esos
mercados. En los países desarrollados los retos se centran en soluciones más sostenibles, lo
cual
requiere
innovación
y
desarrollo
tecnológico.
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