52 - CICCP - Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos

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VICTORIANO REINOSO
A. L. DE SEBASTIÁN
EUGENIO MARÍN
ENRIQUE VALERO
ANTONIO COLINO
JAVIER VILLALBA
EDUARDO ORTEGA
ANTONIO NAVARRO
JOSÉ M. MARCOS
JUAN M. BUIL
FRANCISCO J. GALÁN
M. GARCÍA GALLUDO
JOSÉ R. WILHELMI
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
© HIROSHI KITAMURA
Nº 52
EL SECTOR ENERGETICO
VOLUMEN I
Tercera época. Año 2000
Precio 1.000 PTA / 6,01 $
CONSEJO EDITORIAL
Antonio Allés Torres, Carlos de Cabo Casado,
Raúl Carral Sampedro, Jesús A. Collado López,
Félix Cristóbal Sánchez, José A. Fayas Janer,
Rafael Fernández-Simal Fernández, Pedro Ferrer Moreno,
Juan Guillamón Álvarez, Santiago Hernández Fernández,
Adolfo Hoyos-Limón Gil, Rafael Jimeno Almeida,
Carmen Monzonís Presentación, Francisco Ramírez Chasco,
José Alfonso Vallejo Alonso y Juan Ignacio Vázquez Peña.
EL SECTOR
ENERGETICO
CONSEJO DE REDACCIÓN
Lluís Agulló Fité, Antonio Allés Torres, Carlos de Cabo Casado,
Raúl Carral Sampedro, Vicente Cerdá García de Leonardo,
Jesús A. Collado López, Ricardo Collado Sáez,
Fausto Comenge Ornat, Félix Cristóbal Sánchez,
Manuel Durán Fuentes, José Antonio Fayas Janer,
Rafael Fernández-Simal Fernández, Juan Ferrer Marsal,
Pedro Ferrer Moreno, Juan Guillamón Álvarez,
Santiago Hernández Fernández, Adolfo Hoyos-Limón Gil,
Rafael Jimeno Almeida, Luis I. López de Aguileta Salazar,
Julián López Babier, Rosario Martínez Vázquez de Parga,
Carmen Monzonís Presentación, Juan Murcia Vela,
Carlos Nárdiz Ortiz, Manuel Nóvoa Rodríguez,
Joan Olmos Lloréns, Mariano Palancar Penella,
Santiago Pérez-Fadón Martínez, Pedro Pisa Menéndez,
Francisco Ramírez Chasco, José Alfonso Vallejo Alonso,
Juan Ignacio Vázquez Peña y Pere Ventayol March.
VOLUMEN I
52
2
Editorial
DIRECTOR
Ramiro Aurín Lopera
4
El sector eléctrico y las actuales estrategias de diversificación empresarial
Victoriano Reinoso y Reino
SUBDIRECTOR
Joan Olmos Lloréns
REDACTOR JEFE
10
SECRETARIA DE REDACCIÓN
Chelo Cabanes Martín
El nuevo marco regulatorio de la industria eléctrica española
Antonio López de Sebastián y Gómez de Aguero
Juan Lara Coira
20
El petróleo: la energía que ha configurado el siglo XX. ¿Cuál es su futuro?
Eugenio Marín García-Mansilla
COORDINACIÓN DEL CONTENIDO
Jesús A. Collado López
26
COLABORADORES
Juan Manuel Buil Sanz, Antonio Colino Martínez,
Francisco Javier Galán Soraluce, Mario García Galludo,
Antonio López de Sebastián y Gómez de Aguero,
José María Marcos Fano, Eugenio Marín García-Mansilla,
Antonio Navarro Aranda, Eduardo Ortega Gómez,
Victoriano Reinoso y Reino, Enrique Valero Abad,
Javier Villalba Sánchez, José R. Wilhelmi Ayza.
34
Ciclos combinados
Javier Villalba Sánchez
38
Energía y medio ambiente. Los Sistemas de Gestión Medioambiental
Eduardo Ortega Gómez
FOTOGRAFÍAS
Tony Blanco, Archivo CEPSA,
Archivo fotográfico Endesa Generación, Archivo P.E. Leiza.
Situación actual y futura de la energía nuclear
Enrique Valero Abad y Antonio Colino Martínez
46
Energías renovables, residuos y cogeneración
Antonio Navarro Aranda y José María Marcos Fano
ILUSTRACIONES
Joan Roca Mainar
DISEÑO GRÁFICO Y MAQUETACIÓN
58
PUBLICIDAD
Paipus, S.L.
c/ Vilardell, 20 entl.
08014 Barcelona
Tel. 93 422 10 09
Fax 93 331 73 93
Los aprovechamientos hidroeléctricos
Juan Manuel Buil Sanz
Ramon Martínez y Maria Carola
70
La energía eólica
Francisco Javier Galán Soraluce
78
Energía solar térmica y fotovoltaica
Mario García Galludo
FOTOMECÁNICA
SKB, S. A.
IMPRESIÓN
86
Energías marinas
José R. Wilhelmi Ayza
Índice, S. L.
COORDINACIÓN Y PRODUCCIÓN
Juan Lara Coira
EDITA
Colegio de Ingenieros
de Caminos, Canales y Puertos.
Els Vergós, 16
08017 Barcelona
Telf. 93 204 34 12
Fax. 93 280 29 24
E-mail: 07ccm @caminos.recol.es
http://www.ciccp.es
DEPÓSITO LEGAL
B. 5.348/1986
ISSN
0213-4195
PORTADA: LA BOMBILLA UNIVERSAL
AUTOR: HIROSHI KITAMURA
Esta publicación no necesariamente
comparte las opiniones de sus colaboradores.
Está prohibida la reproducción total o parcial de cualquier texto
o material gráfico del presente número, por cualquier medio,
excepto autorización expresa y por escrito de los editores
previo acuerdo con los correspondientes autores.
Foto: TONY BLANCO
REDACCIÓN, ADMINISTRACIÓN Y SUSCRIPCIONES
E D I T O R I A L
Al paso que vamos, dentro de unos años nos podemos encontrar con que la cibernética y las tecnologías
de la información hayan cambiado nuestras vidas, mejorándolas, e introduciéndolas definitivamente en la
senda del futuro, y con que al mismo tiempo unos modelos de producción y de gestión de la energía,
trasnochados y reaccionarios (con respecto a las posibilidades reales de innovación), pongan en peligro el
futuro de nuestra civilización e, in extremis, de nuestra especie (tan joven, por otra parte) en el planeta. Y
a todo esto, el precio del petróleo no baja, porque aunque produzcan más, nosotros queremos más.
La apuesta por las energías alternativas cuesta en desarrollo y paga en futuro y calidad de vida.
Los grandes grupos instalados en la producción de energías convencionales sólo apoyan la innovación
cuando creen posible controlar los nuevos mercados. Así, lleva años congelada una conexión sencilla,
racional y justa de los productores de energía solar a la red eléctrica general. En cambio, sí que ha tenido
un desarrollo notable la energía eólica, sector en el que las compañías eléctricas tradicionales tienen una
participación importante, en términos de capital. Tan importante, que ya se nota en los criterios generales
de ubicación de los parques de molinos, en muchos de los cuales la sensibilidad ambiental y paisajística
brillan por su ausencia, buscándose sistemáticamente la ocupación de las cumbres de las montañas,
obviándose cualquier consideración sobre los impactos provocados por las instalaciones, amparándose en
el hecho de que se trata de energía limpia y renovable, aceptando los impactos a modo de mal menor, lo
que es cierto, pero con la salvedad de que es un mal innecesario, pues, como siempre, hay muchas formas
de hacer las cosas, e hipotecar para siempre nuestros paisajes más agrestes seguro que no es la mejor. La
cultura de la calidad ambiental, todavía incipiente, tiene que crecer mucho en matices y debe hacerse más
sutil (en el sentido budista de la expresión) para conseguir que sectores duros como el de la energía
internalicen unos criterios y costes ambientales que la mayoría de los ciudadanos ya hacen suyos.
Declaraciones de principios como la del Ayuntamiento de Barcelona respecto a las instalaciones solares
en los nuevos edificios, deben acompañarse de políticas combinadas de desarrollo tecnológico e industrial
del sector, de ayudas y asesorías al sector inmobiliario para que no reaccione mal (como siempre), y,
desde luego, de facilidades para la conexión del excedente a la red.
Entre la retórica fácil de las propuestas sin desarrollar y el falso realismo condescendiente de los
defensores de intereses muy particulares, hay un espacio para que la inteligencia humana, a través de la
ciencia y la tecnología, nos acerque, no ya a la calidad de vida, siempre tan cuantitativa, sino a la “Buena
Vida” de la filosofía griega, a una vida buena para los seres humanos que somos.
La evolución de la producción y gestión de la energía será sin duda uno de los nudos gordianos del
futuro de nuestra civilización, si no el fundamental. Hubo un tiempo en que la energía más barata y
eficiente era la humana, por supuesto en forma de esclavitud; costó más de una guerra y grandes
conflictos superarlo, y aceptar que había que invertir en tecnología. Fruto de la ignorancia y del lado
oscuro, decimos ahora.
Esperemos que las hipotecas contraídas no sean excesivas y que las futuras generaciones sean más o
menos libres de elegir su destino. Este primer volumen de OP sobre el sector energético pretende, como
siempre, dar cauce a las reflexiones y controversias que ayuden a encontrar el mejor de los caminos posibles.
El sector eléctrico
y las actuales estrategias
de diversificación empresarial
Victoriano Reinoso y Reino
DESCRIPTORES
SECTOR ELÉCTRICO
ESTRATEGIAS DE DIVERSIFICACIÓN
GLOBALIZACIÓN DE LOS MERCADOS
DIMENSIÓN EMPRESARIAL
MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD
LIBERALIZACIÓN
COMPETENCIA
OPERADORES GLOBALES
INTERNALIZACIÓN
TELECOMUNICACIONES
CALIDAD
ENERGÍAS RENOVABLES
GAS NATURAL
ORIENTACIÓN AL CLIENTE
INTERNET
fican, en consecuencia, los procesos de privatización y se reducen los niveles de intervención. La función reguladora del
Estado pasa a tener un nuevo contenido y menor tamaño.
En el sistema eléctrico español han convivido históricamente empresas públicas y privadas y, en este sentido, ha sido una
de las pocas excepciones a la situación de monopolio nacionalizado. Con la privatización de Endesa, el Estado dejó de
ser propietario de las empresas del sector y se superó la paradoja de que fuera juez y parte en la gestión de la electricidad.
Pero sobre todo, la liberalización ha roto las amarras que
impedían al sector desplegar toda su capacidad empresarial,
no sólo en la actividad eléctrica, sino en muchos otros negocios que ha acometido con éxito en estos últimos años a través de un intenso proceso de diversificación.
En la medida en que la electricidad comenzó a extenderse y las
redes de distribución se fueron integrando, en la mayor parte
de los países el suministro se realizaba a través de empresas
verticalmente integradas, que cubrían el ciclo de producción,
transporte y distribución. Eran empresas exclusivamente orientadas a la actividad eléctrica, en muchos casos de carácter público, y siempre con una fuerte intervención estatal ejercida a
través de diversas fórmulas y mecanismos de regulación.
En estos últimos años han surgido nuevas condiciones en
los mercados que, junto con las nuevas ideas que se han
abierto paso, han transformado muchos de los criterios que
durante un siglo de existencia han presidido la gestión del negocio eléctrico.
En las últimas décadas hemos asistido a una fuerte transformación en el mundo de las ideas económicas, que han dado paso a una clara opción a favor de la libertad del mercado como el mecanismo más adecuado y eficaz para asignar
y asegurar el uso eficiente de los recursos y, también, de los
recursos energéticos.
Tanto en Europa como en el resto de los países industrializados, la electricidad está siendo también objeto de cambios
hacia nuevos modelos que eliminen las barreras monopolísticas que tradicionalmente han existido en el sector.
La liberalización, con una clara opción por el mercado,
incorpora mayores elementos de competencia y ha promovido también que la presencia del Estado tienda a disminuir y
asuma mayor protagonismo la iniciativa privada. Se intensi-
La globalización de los mercados:
una nueva dimensión
del negocio energético
El sector eléctrico ha sabido aprovechar la globalización de
la economía, que permite considerar su actividad con una
nueva dimensión. Las fronteras se han ensanchado y las referencias del negocio eléctrico han pasado a ser necesariamente europeas.
Avanzamos hacia la formación de cuatro grandes mercados eléctricos cada vez más integrados: el mercado norteamericano, el latinoamericano, el europeo y el asiático. Las es-4-
conciliar posturas muy diversas y admitir modelos, como el de
Comprador Único, que, en un principio, parecían oponerse a
las normas del Tratado de Maastricht. Sin embargo, existe
una voluntad firme de avanzar hacia un mercado eléctrico integrado y adoptar medidas complementarias para corregir
las divergencias, tanto de grado como de interpretación de la
norma, con que los Estados Miembros han acometido la liberalización de sus mercados.
La liberalización
del sector eléctrico en España
Con la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, España ha decidido
incorporarse a este proceso liberalizador con mayor rapidez
y profundidad que la exigida en la Directiva.
La nueva regulación del sector mantiene el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro, asegurar la calidad y conseguir que se realice al menor coste posible, sin olvidar la protección del medio ambiente. Sin embargo, a diferencia de regulaciones anteriores, se asienta en el convencimiento de que estos objetivos pueden alcanzarse con una mínima intervención estatal. En consecuencia, se configura un
sistema eléctrico que abre a la competencia todos los segmentos de la actividad eléctrica bajo los principios de objetividad y transparencia y donde la iniciativa empresarial adquiere un mayor protagonismo.
En la generación de electricidad se reconoce el derecho a la
libre instalación y el precio de venta se fija de forma objetiva
a través de un mercado mayorista, al que libremente concurren la oferta y la demanda. El transporte y la distribución se
liberalizan a través del acceso de terceros a la red, que deja
de ser de uso exclusivo de sus propietarios. La retribución de
estas actividades continúa siendo fijada por la Administración, para evitar posibles posiciones de dominio por parte de
los propietarios de las redes. La comercialización de electricidad adquiere carta de naturaleza en la ley y se materializa
en la libre elección de suministrador, con el que se establecen
los términos del contrato de acuerdo con la voluntad de las
partes. A través de umbrales de consumo anuales que van
descendiendo, se abre un periodo transitorio para que la
apertura del mercado se desarrolle progresivamente.
Para afianzar estos objetivos, y aunque no es un requisito
que estrictamente exija la Directiva europea, se prevé la separación jurídica de las actividades reguladas mediante una
tarifa reconocida (transporte y distribución de electricidad),
de aquellas otras que quedan plenamente liberalizadas al
ajustarse a los precios de un mercado libre (generación y comercialización). Las empresas del sector deben acometer esta segregación jurídica de sus actividades antes de diciembre
del año 2000, aunque ya han sido varias las que la han llevado a cabo.
En el cumplimiento de este requisito aparece una primera diversificación de las empresas eléctricas, que dejan de tener integradas verticalmente sus actividades eléctricas, que deberán estar siempre ejercidas por sociedades diferentes. En consecuencia, las iniciales empresas eléctricas han pasado a ser empresas
Fig. 1. Avanzamos hacia la formación de cuatro grandes mercados eléctricos.
Fuente: IEA (World Energy Outlook).
trategias de las empresas se han adaptado a esta mayor dimensión de los mercados y, con este objetivo, se ha producido un intenso movimiento de fusiones y alianzas entre empresas, que se inició en el sector de los hidrocarburos y que
posteriormente se ha extendido también al sector eléctrico.
Estos movimientos se producen tanto en los mercados locales,
como es el caso de la integración de las empresas alemanas
Veba y Viag, de Suez Lyonnaise con Tractebel, como en los
mercados internacionales, entre las que se pueden citar la llevada a cabo por Endesa con la chilena Enersis, la americana
AES con la británica Drax y otras diversas operaciones que
se vienen anunciando.
El tamaño de las empresas se ha convertido en un factor
positivo para llevar a cabo su crecimiento en mercados cada
vez más globales y sin barreras. No obstante, conviene precisar que el tamaño debe ser siempre coherente con la estrategia de cada empresa, por lo que carece de sentido la búsqueda del tamaño por sí mismo. Muchas veces las empresas
con menor dimensión disponen de más agilidad y capacidad
de adaptación a un entorno cambiante, que constituye, sin duda, una característica de la economía actual y una de las mayores ventajas competitivas de que hoy día se puede disponer.
Por otra parte, la creciente integración de los mercados ha
llevado también a que las instituciones internacionales en el
campo de la energía cobren mayor fuerza y remodelen sus
funciones. Nos adentramos en un mundo en el que la soberanía energética se irá cediendo a estos organismos internacionales, al igual que está ocurriendo con las soberanías monetarias. En este contexto se enmarca la Directiva europea sobre el Mercado Interior de la Electricidad, que tiene por objetivo liberalizar y abrir progresivamente los mercados nacionales, de forma que se pueda crear un verdadero mercado
europeo de la electricidad.
El camino para la aprobación de esta norma ha sido largo y difícil, porque la energía es un bien especialmente sensible y estratégico para el desarrollo de los países, que, a lo
largo de su historia, han estructurado modelos eléctricos muy
diferentes. De hecho, el texto definitivo de la Directiva tuvo
que contentarse con una versión mucho menos ambiciosa que
la propuesta original de la Comisión, que se vio obligada a
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O.P. N.o 52. 2000
Fig. 2. En la generación de electricidad se reconoce el derecho a la libre instalación. Central térmica de Meirama.
equidad las saturaciones que pueden producirse entre los diversos estados miembros. Junto a estos objetivos se hace también imprescindible establecer un sistema coordinado de tarifas transfronterizas. Son acciones esenciales para desarrollar
un verdadero mercado interior abierto a la competencia.
especializadas, unas en la generación de electricidad, otras de
transporte y distribución y, en su caso, comercializadoras, aunque todas ellas puedan formar parte de un mismo grupo.
El modelo eléctrico español se sitúa actualmente, junto con
el del Reino Unido y los Países Nórdicos, entre los más avanzados de Europa. Progresivamente han sido autorizados nuevos agentes externos para competir en España y se ha incrementado considerablemente el número de clientes que pueden
elegir libremente suministrador. Los umbrales de apertura del
mercado se han reducido a un ritmo muy superior al establecido inicialmente y a partir del pasado mes de julio el mercado queda abierto para todos los suministros en alta tensión.
Este proceso ha continuado beneficiando a los consumidores por sus efectos sobre los precios, que se han reducido de
forma importante, tanto en el mercado liberalizado, como en
el mercado regulado por las tarifas. España ha sido el país europeo en el que más ha bajado el precio de la electricidad
desde que comenzó a aplicarse la Directiva europea y quizás
este dato sea la mejor forma de constatar el esfuerzo liberalizador que se ha realizado.
No podemos olvidar, sin embargo, que para hacer posible la libre circulación de la electricidad es necesario disponer
de redes con la suficiente capacidad. La electricidad tiene limitaciones físicas, que hacen que su proceso de liberalización
sea distinto del que puede acometerse en otros sectores, como
el financiero o las telecomunicaciones. Por eso, es necesario
ampliar las interconexiones y gestionar eficazmente y con
El futuro del sector:
de empresas eléctricas
a operadores globales
El proceso de liberalización, el aumento de la competencia y
la consiguiente reducción de precios de la electricidad han
provocado en las empresas eléctricas españolas una disminución de los ingresos y de los márgenes económicos de su negocio tradicional. Para contrarrestar este efecto y continuar
generando valor para sus accionistas, las empresas han acometido estrategias de diversificación de sus actividades. Cabría indicar un triple objetivo: aprovechar las oportunidades
que ofrecen los nuevos mercados, poner en valor todos sus
activos y su experiencia, y conseguir mejorar su rentabilidad.
Uno de los principales activos del sector eléctrico es su amplia masa de clientes, a los que ha sabido prestar un buen servicio y una atención esmerada a través de prácticas comerciales que se han revelado muy eficaces. Una orientación clara de
la estrategia de diversificación ha sido ofrecer a sus clientes
nuevos productos y aprovechar las economías de escala que
ofrecen los negocios relacionados con prestaciones de servicios,
como el suministro de gas, de agua, o las telecomunicaciones,
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tanto en España como en otros países. Las nuevas áreas de negocio por las que ya está apostando el sector eléctrico español
podrían quedar definidas en las actividades internacionales, las
inversiones en diversificación y el negocio tradicional.
En el área internacional, el sector eléctrico español ha sido
realmente uno de los mayores protagonistas de la expansión
de nuestra economía en el exterior y muy especialmente en Latinoamérica, donde España se ha situado como primer inversor extranjero. Las inversiones realizadas por el sector eléctrico fuera de nuestras fronteras se pueden estimar a finales de
1999 en torno a 1,6 billones de pesetas y se han materializado en la construcción de instalaciones de generación eléctrica,
así como en adquisiciones de empresas que han sido privatizadas en muy diversos países. Las empresas españolas han
sabido aprovechar muy favorablemente estos procesos de privatización para reforzar su expansión internacional y su presencia en nuevos mercados. Actualmente, más de la mitad de
la actividad y de los clientes de las empresas eléctricas españolas radica en el exterior. La expansión internacional está
contribuyendo, además, a modernizar la gestión y mejorar la
eficiencia de los sistemas eléctricos en los que participa.
El área de diversificación se centra fundamentalmente en
la puesta en valor de la experiencia profesional adquirida por
el sector y en el aprovechamiento de las oportunidades que
ofrecen las nuevas tecnologías y, muy especialmente, las tecnologías de la comunicación.
A lo largo de su historia el sector eléctrico ha estado caracterizado por un alto nivel tecnológico, que inicialmente estaba
centrado en la ingeniería y en los desarrollos medioambientales y que progresivamente se ha ido extendiendo también a la
consultoría y la incorporación de los modernos sistemas de información para la gestión empresarial. Los conocimientos adquiridos en estas áreas han permitido que muchas compañías
eléctricas creen empresas de ingeniería y consultoría empresarial que han alcanzado un notable prestigio tanto en el mercado nacional como en el exterior. A través de la presencia
internacional de las actividades de ingeniería y consultoría, el
sector eléctrico ha contribuido decisivamente a la transferencia de tecnología y, sobre todo, de conocimientos y prácticas
de gestión empresarial.
Se pone así de manifiesto la importancia que, en este nuevo
escenario, cobran el capital intelectual y la capacidad de innovación que las empresas eléctricas han ido acumulando a lo largo de su historia y que se convierte actualmente en uno de sus
principales activos y en una importante fuente de rentabilidad.
Otra de las áreas que con mayor éxito ha elegido el sector eléctrico para diversificar sus actividades ha sido el sector
de las telecomunicaciones. Este sector está teniendo un enorme desarrollo tanto en nuestro país como en el exterior y presenta características comerciales y tecnológicas que lo hacen
especialmente atractivo.
Las empresas eléctricas disponen de una moderna red de
telecomunicaciones con capacidad excedentaria que se ha
puesto a disposición de los nuevos proyectos de comunicaciones y, sobre todo, han tenido el acierto de estar presentes,
desde su inicio, en el proceso de liberalización de las telecomunicaciones en España. Esta visión de anticipación se ha
convertido para muchas empresas del sector en una importante fuente de valor y de expansión de sus actividades.
A título de ejemplo, recientemente se ha creado Auna, en
la que Endesa y Unión Fenosa, junto con Telecom Italia, han
integrado sus principales activos en el sector de las telecomunicaciones. Esta nueva empresa cuenta ya con más de cuatro
millones de clientes, proyecta alcanzar una cuota en el mercado español de las telecomunicaciones superior al 15 % y se ha
convertido en uno de los más importantes grupos industriales
del país. Auna cuenta con las participaciones del sector en Retevisión, que tiene ya 1.600.000 clientes en telefonía básica y
más de 500.000 en servicios de Internet, y en Amena, que ha
logrado en un tiempo récord superar el millón de clientes en
telefonía móvil y que recientemente ha sido ganadora de una
de las licencias de tecnología UMTS. Auna está también presente en el negocio del cable de diversas demarcaciones, con
460.000 hogares pasados y seis millones y medio de hogares
potenciales, y participa también en la nueva televisión digital
que ha comenzado recientemente a prestar sus servicios.
El sector eléctrico dispondrá también de nuevas oportunidades de participar en el mundo de las telecomunicaciones
en la medida en que se vaya desarrollando la tecnología que
permita transmitir voz y datos a través de las redes eléctricas.
Fig. 3. La diversificación se centra en la puesta en valor
de la experiencia profesional.
Fig. 4. La diversificación en el sector de las telecomunicaciones ha supuesto
un gran éxito para las empresas eléctricas.
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O.P. N.o 52. 2000
Fig. 5. Las energías renovables abren nuevos campos de actividad.
energéticos, lo que les permite un aprovechamiento más eficiente de los recursos y de sus redes y de su tecnología. Se convierten así en empresas multiservicios, con capacidad de ofrecer
a sus clientes la distribución conjunta de distintos combustibles.
El gas natural es el combustible que está teniendo un mayor desarrollo en estos últimos años y las empresas eléctricas
no pueden vivir de espaldas a él. En primer lugar, tienen una
capacidad y experiencia en la actividad de distribución que
favorecería a sus clientes y que permitiría aprovechar mejor
sus redes comerciales. En segundo lugar, el gas está llamado
a ocupar un lugar fundamental en la nueva generación eléctrica y las compañías del sector necesitan tener mayor presencia en los mercados de gas y en las instalaciones de transporte y aprovisionamiento de este combustible. Por eso se ha
insistido tanto en que el proceso de liberalización de la electricidad quedaría incompleto si no se procede a liberalizar el
gas a un ritmo similar al de la electricidad. Sin embargo esto
no está siendo así, y el retraso en la apertura de los mercados del gas afecta especialmente al sistema eléctrico de un
país como el nuestro, que carece de este combustible y se encuentra muy alejado de los grandes mercados y de las grandes redes europeas. El desfase que se está produciendo tiene
poco sentido, porque, en buena lógica económica e industrial, se debería haber comenzado por liberalizar los combustibles básicos –en este caso, el gas– para pasar posteriormente a liberalizar el producto final, que es la electricidad.
Estas nuevas posibilidades harán que la presencia del sector
en las telecomunicaciones sea cada vez más fuerte y más amplios los servicios que ofrezca a sus clientes.
La expansión del negocio energético tradicional es, lógicamente, uno de los aspectos fundamentales de crecimiento
del sector eléctrico.
Por una parte, en un nuevo entorno crecientemente competitivo, la actividad inversora recurrente de las empresas se
dirige a la mejora de la calidad del suministro, al aumento de
la eficiencia y al ahorro en los costes operativos.
Por otra, el desarrollo de las energías renovables y la preservación del medio ambiente han abierto nuevos campos de
actividad y de expansión empresarial, que el sector eléctrico
está acometiendo con notable éxito. Las tecnologías que incorporan las energías renovables están evolucionando con
gran rapidez y las hacen cada vez más eficientes. Nuestro
país tiene un gran potencial para el desarrollo de este tipo de
energías, y con los apoyos que están recibiendo de la Administración para que puedan alcanzar, a finales de la presente década, un mínimo del 12 % de la demanda total, constituyen un campo de trabajo muy prometedor, que el sector eléctrico está acometiendo mediante empresas especializadas en
este tipo de desarrollos.
La ingeniería relacionada con el entorno natural y la gestión medioambiental es otro de los ámbitos relacionados con
la actividad tradicional del sector eléctrico, al que puede
aportar una gran experiencia y competir con éxito en una industria que está llamada a experimentar un fuerte crecimiento en los próximos años.
En un entorno más globalizado, la actividad de las empresas eléctricas se extiende también al resto de las energías. La
concepción empresarial de las compañías se transforma al
abordar procesos de integración vertical con otros sectores
Una creciente orientación al cliente
En este marco de creciente liberalización y competencia se
produce también una mayor orientación al cliente. Hasta hace poco tiempo, el objetivo primordial de cualquier empresa
eléctrica era asegurar el suministro. El objetivo empresarial se
centraba en la producción y no era preciso pensar cómo ven-8-
En primer lugar, el aumento de la competencia que generan los procesos de liberalización y la internacionalización de
los mercados, que obliga a desplegar la actividad en los nuevos espacios comerciales, aumentar la eficiencia y aprovechar todas las sinergias posibles para reducir los costes y hacer frente a la reducción de precios. Por su parte, las nuevas
tecnologías de generación, especialmente el desarrollo de las
centrales de gas en ciclo combinado, obligan a una mayor
presencia de las empresas eléctricas en toda la cadena de valor del sector del gas.
Un segundo factor ha sido la oportunidad de poner en valor la experiencia y los conocimientos acumulados a lo largo de
los años por las empresas eléctricas. La capacidad de sus equipos de ingeniería y de gestión empresarial es un activo que
puede ofrecerse a otros sectores y que está teniendo una gran
aceptación en muchos países que desean modernizar y transformar sus servicios de interés general. Muy en concreto, las
nuevas demandas medioambientales están creando un nuevo
sector industrial, con grandes posibilidades de desarrollo, que
ofrece oportunidades muy idóneas para las ingenierías y los
sistemas de calidad desarrollados por las empresas eléctricas.
Finalmente, el sentido de anticipación con que las empresas eléctricas han sabido incorporar las nuevas tecnologías
de la información y de las comunicaciones le ha proporcionado a las empresas eléctricas nuevos campos de desarrollo
en una actividad que está teniendo un enorme crecimiento.
Las telecomunicaciones están siendo una gran fuente de valor
para las compañías eléctricas y las posibilidades que ofrecen
la red de Internet y el comercio electrónico han hecho que los
consumidores pasen a convertirse en clientes a los que se puede atender de forma individualizada y ofrecerles un mayor
número de productos y servicios.
Todo este proceso diversificador de sus actividades no sólo está proporcionando a las empresas eléctricas la posibilidad de compensar el estrechamiento de márgenes que se
produce en su negocio natural, sino que constituye una inmejorable oportunidad de ofrecer a sus clientes una mejor atención de sus demandas y de aportar su capacidad y experiencia en nuevos mercados que acometen procesos de modernización y de mejora de su eficiencia energética.
Por último, toda la experiencia que el sector está adquiriendo en las nuevas actividades y la diversidad de mercados
en los que está presente, constituyen una nueva ocasión para
seguir aprendiendo y obtener nuevas capacidades que enriquezcan su capital intelectual. En un entorno sometido a fuertes cambios, la formación de las personas ha pasado a ocupar un lugar primordial y la organización ha de asumir la
gestión del conocimiento como uno de sus principales retos,
porque la capacidad del capital humano para incorporar
nuevas tecnologías, explorar nuevos mercados y acometer
nuevas actividades se ha convertido para las compañías eléctricas en el principal factor de competitividad.
■
Fig. 6. Las empresas eléctricas se coniverten
en operadores globales de productos y servicios.
der, ni había que preocuparse por averiguar cuáles eran las
demandas de los consumidores. Ahora, al asimilar una nueva situación de competencia, las empresas han vuelto la vista
hacia el cliente, que puede utilizar distintos tipos de energía
y comparar precios y eficiencias.
Ha dejado de mirarse exclusivamente a la energía y se
pasa a prestar una creciente atención al servicio que la energía presta. Esta nueva mentalidad requiere también nuevas
estrategias de integración. Muchas empresas energéticas se
convierten en operadores globales de productos y de servicios, en los que se integran los diversos combustibles, junto
con otras ofertas no estrictamente energéticas en las que pueden alcanzar ventajas competitivas.
Cobra así mayor fuerza la actividad de comercialización
y, dentro de ella, la utilización y desarrollo de la red de Internet, a través de la cual el sector eléctrico se adentra también en las actividades que conforman lo que ha venido a llamarse “la nueva economía”.
De hecho, la electricidad es un servicio mucho más idóneo
para su comercialización por Internet que la mayoría de los
productos y servicios que hoy son crecientemente demandados en la red. En la mayor parte de los casos la relación con
proveedores y clientes se realiza ya a través de oficinas virtuales, y el desarrollo de estos sistemas abre nuevas oportunidades de utilizar el comercio electrónico para la venta de
los productos y servicios que actualmente ofrecen los grandes
grupos empresariales del sector.
Conclusiones
En conclusión, las compañías eléctricas han acometido en los
últimos años un importante esfuerzo de diversificación de sus
actividades, que se extienden ahora a nuevos mercados y a
nuevos negocios, especialmente aquellos que hacen referencia a la innovación, la tecnología y las telecomunicaciones.
Cabe citar tres factores esenciales que han proporcionado el
impulso necesario para que empresas tradicionalmente centradas en el suministro de electricidad se conviertan ahora en
operadores integrales de servicios y productos.
Victoriano Reinoso y Reino
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Vicepresidente y Consejero Delegado de Unión Fenosa
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O.P. N.o 52. 2000
El nuevo marco regulatorio
de la industria eléctrica
española
Antonio López de Sebastián y Gómez de Aguero
DESCRIPTORES
INDUSTRIA ELÉCTRICA
MARCO REGULATORIO
DESREGULACIÓN
MERCADO MAYORISTA DE GENERACIÓN
APERTURA DE MERCADOS
MERCADO INTERIOR DE ELECTRICIDAD
Nuevos vientos para la industria eléctrica
Los importantes cambios en las tendencias regulatorias operados en todo el mundo obedecen a una combinación de circunstancias entre las que es difícil discernir aquellas que resultan predominantes de las que actúan simplemente como
estímulos en un proceso de vasta envergadura.
El hecho es que el paradigma de la competencia y el libre
mercado irrumpe en la última década del siglo en un sector
como el eléctrico, constreñido tradicionalmente a territorios
acotados en los que ejercía sus actividades con carácter prácticamente exclusivo pero bajo la condición de asegurar el suministro de todos los consumidores.
El carácter estratégico de la energía eléctrica como soporte básico de las actividades productivas y de servicios y
del propio bienestar de los ciudadanos había motivado, durante las décadas precedentes, su sometimiento, más o menos
drástico, al control estatal a través de políticas de planificación en el desarrollo de los medios de generación y transporte y de intervención en el establecimiento de tarifas, instrumentado todo ello a través de una intrincada regulación.
Este modelo tradicional, que por sí mismo propende al fomento de empresas verticalmente integradas –que abarcan
todas las fases del proceso de producción, transporte, distribución y suministro del producto–, incluía además, en algunos países importantes del mundo occidental, estructuras empresariales fuertemente estatalizadas y respondía, en suma, a
una visión industrial consistente bajo ciertos presupuestos históricos, pero inevitablemente cerrada sobre sí misma.
A esa visión se opone hoy una concepción liberal de la industria eléctrica –si bien bajo una acepción de tal concepto
pulida y matizada en Europa a lo largo de la última postguerra– cuyas perspectivas futuras contemplan la libre concurrencia en mercados competitivos y la apertura de éstos a
agentes internos y externos de cada país.
Pero ese nuevo paradigma incluye también, en el variado
surtido que lo compone, la apertura de las propias empresas
al influjo de lo que llamaremos, eufemísticamente, la libre circulación de capitales a escala mundial, que ya no se limita a
alimentar adecuadamente los canales de financiación sino que
sitúa a las propias empresas en una dinámica de expansión
en la que la inmovilidad pone en peligro su independencia.
Sitúa también a las empresas eléctricas ante la exigencia
de dar valor a sus propios recursos, ofreciendo nuevos productos demandados por la nueva situación o irrumpiendo en
sectores afines a su negocio tradicional.
Tales recursos no son exclusivamente financieros, soportados
éstos por la importancia de sus infraestructuras de generación,
transporte y distribución. Lo son también, en una medida decisiva, los que aporta una cultura tecnológica gestada a lo largo
de varias décadas y que abarca áreas muy variadas, desde el
proyecto y la construcción civil a las telecomunicaciones, desde
la operación y mantenimiento de equipos a la gestión comercial.
Tal vez un hecho decisivo en el momento actual es que resulta difícil precisar cuáles son los límites del nuevo modelo en
ascenso, y tal indefinición, ese gradiente entre presente y fu-
-10-
turo, constituye el mayor estímulo para indagar, como tarea
apremiante, en la propia naturaleza del nuevo medio en el
que está inmersa la industria eléctrica y adecuar sin demora
la adaptación al mismo.
Es, sin duda, la aparición de nuevos ámbitos comerciales
determinados por la expansión de los mercados y por la eliminación de barreras lo que convierte en gravemente vulnerable una mentalidad convencional que mire siempre a otras
instancias –de cualquier orden– para definir su propio terreno de juego.
Estamos, pues, en presencia de un nuevo entorno, marcado por el desbordamiento de los mercados locales hacia un
ámbito transnacional de actuación y en el que los sectores
más dinámicos o más clarividentes de las antiguas economías
nacionales elaboran y ponen en práctica pautas de actuación
que se propagan al resto de los sectores con los que se relacionan. Y en estos tiempos y por una vez, sustraerse a tal contagio es la manera más rápida de no sobrevivir.
Un caso ilustrativo: la evolución
del marco regulatorio en los Estados Unidos
A principios de los noventa, el prestigioso Edison Electric Institute certificaba, a quien quisiera escucharle, que la industria
eléctrica en Estados Unidos se hallaba en una encrucijada: la
opinión tradicional de que el interés público se sirve mejor
bajo el monopolio de una compañía sujeta a regulación compleja, cada vez tenía menos aceptación.
La razón de fondo de este rechazo era, simplemente, el
creciente énfasis que el público y los expertos hacían en los
precios bajos de la electricidad como índice de la eficiencia
de la industria eléctrica, frente a los tradicionales objetivos de
desarrollo de una infraestructura de producción y transporte
que asegurase la extensión universal del servicio a un precio
“adecuado”.
La descripción en grandes rasgos de la evolución del marco regulatorio e institucional en el que se ha desenvuelto la industria eléctrica norteamericana pone en evidencia –quizás
por su lejanía– la existencia de unos rasgos comunes en ese
largo proceso que aboca a unas posiciones tan aparentemente obvias como las que se acaban de mencionar.
Como en muchos países europeos, la mayoría de las empresas eléctricas norteamericanas tiene su origen en las primitivas franquicias municipales de distribución de electricidad.
Pero ya hacia 1905 cada Estado empezó a constituir comisiones reguladoras, que heredaron esta función de los municipios.
En 1935, en plena eclosión del “new deal” promovido por
Roosevelt, se publica la Ley Federal de la Energía, que regula las transacciones de energía entre Estados, y la ley que regula las compañías “holding” de servicios públicos (Public
Utility Holding Company Act, PUHCA). Bajo este marco regulatorio federal de importancia trascendental, y marcado por
el espíritu de la época, se generaliza un modelo de empresa
eléctrica normalmente detentadora de una franquicia exclusiva de venta de energía eléctrica a consumidores finales en un
área geográfica bien delimitada, y supeditada, bajo un com-11-
Fig. 1. Cental de Compostilla.
plejo entramado regulatorio, a la obligación legal de servir a
todos los clientes de su área de un modo fiable y a precios
“razonablemente” económicos.
Este modelo tradicional implica la sujeción al control de
las comisiones reguladoras estatales de la determinación de
esos precios finales “razonables”, y en este aspecto la regulación se hace prolija, incluyendo la fijación de una tasa de retorno asimismo “razonable” del capital invertido, y a menudo da lugar a que las propias comisiones reguladoras tomen
parte activa en decisiones sobre inversiones en nueva generación y transporte.
Este modelo, que promueve, por simples razones de economía de escala y de óptimo aprovechamiento de la franquicia de suministro, la integración vertical de los negocios de
generación, transporte y distribución en compañías únicas,
no es ajeno en sus aspectos básicos al que impuso su vigencia en otros países más cercanos.
Con el paso del tiempo –y pasó mucho tiempo sin que se
modificase dicho modelo– las tarifas eléctricas experimentaron fuertes diferencias entre los distintos Estados, reflejando
no sólo diferencias de costes de combustibles y construcción,
sino derivadas de tratamientos fiscales no homogéneos, cosO.P. N.o 52. 2000
tes medioambientales, distintos grados de compromiso con la
generación nuclear y, mucho más recientemente, tras la publicación de la Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA)
en 1978, atribuibles a las compras obligatorias de energía a
compañías ajenas, vinculadas o no a la práctica de políticas
de planificación integrada de recursos.
El resultado final de todo ello fue la progresiva y no homogénea elevación de los precios de la electricidad que promovía ese modelo retributivo intervenido.
Pero desde el final de la segunda guerra mundial, y conviviendo con el modelo anterior, se produce un hecho decisivo para la evolución posterior de la industria eléctrica de los
Estados Unidos. Se trata de la consolidación y evolución acelerada de los mercados de energía al por mayor.
Entre éstos, los llamados mercados de clientes tenían como compradores a compañías exclusivamente distribuidoras,
que adquirían la energía a una única compañía eléctrica tradicional cuyas redes de transporte eran contiguas a su área
de distribución. Pero posteriormente –tras la publicación de la
Ley PURPA– estos clientes pasaron a tener acceso a varias
empresas generadoras, incorporando un grado de competencia entre ellas de muy importantes consecuencias.
El segundo mercado mayorista es el llamado mercado de
coordinación, que incluye las compraventas entre empresas
eléctricas vecinas verticalmente integradas, para sacar ventajas de las oportunidades a corto plazo, a través de contratos
libremente pactados.
La importancia de esta irrupción es que por primera vez
el acceso a mercados de producción se desvincula del modelo vertical de franquicia exclusiva y, en consecuencia,
contempla la producción en sí misma como una actividad
no supeditada a una clientela predeterminada. La producción, el transporte, la distribución y el suministro pasan a
verse como negocios independientes con posibles mercados
escalonados.
La Ley Federal PURPA de 1978, antes mencionada, introdujo además otros cambios sustanciales en los mercados al
por mayor, abriéndolos a la presencia de productores independientes, reforzando la competencia en dichos mercados
bajo el propósito manifiesto de fomentar la construcción de
centrales de ciclo combinado y mejorar con ello la eficiencia
en la generación.
La faceta más dirigista de esa ley fue la incorporación de
productores en régimen especial, con compra obligatoria de
su energía por las empresas eléctricas a precios que reflejasen los costes evitados. Pero este razonable principio no pudo eludir su degradación en la práctica, contribuyendo a la
elevación de los precios de la electricidad como consecuencia
de la propia evolución de los precios de los combustibles, las
erróneas previsiones de necesidades de potencia y la entrada
en juego de mecanismos de “planificación integrada de recursos” en la asignación de sus producciones.
Bajo todas estas circunstancias, a finales de los ochenta la
visión tradicional de la industria eléctrica, con empresas verticalmente integradas funcionando en un entorno fuertemente
regulado, se encuentra ya en franca crisis.
La Ley de Política Energética (EPA), publicada en 1992,
prepara el terreno para la disolución de un “status” que ha
ido retrocediendo ante el empuje creciente de la competencia
en los mercados mayoristas. Básicamente, la EPA desvinculó
a las empresas tradicionales de su área de franquicia y disolvió la separación entre éstas y los productores independientes, permitiendo a aquéllas tener intereses en otros países
y vínculos de propiedad en estos productores.
Además, la EPA aumentó la autoridad de la Comisión Reguladora Federal para favorecer el transporte de energía y
las transacciones al por mayor, abriendo así más aún los mercados en todo el país.
La EPA hace posible, por tanto, el final de una época y define un entorno regulatorio en el que la generación queda
abierta sin restricciones a la introducción de competencia y a
la constitución de mercados organizados, manteniendo la estructura tradicional en el negocio de la distribución, que sigue
sometida a derechos exclusivos de suministro sobre los clientes finales en sus áreas de franquicia.
A principios del año 2000 la adopción de mecanismos de
concurrencia competitiva en la producción era ya una realidad en veinticuatro Estados, entre ellos California y los Estados del sudoeste, los Estados más industrializados del norte y
la práctica totalidad de la región de Nueva Inglaterra.
El objetivo europeo:
El Mercado Interior de Electricidad
La implantación del Mercado Interior de la Electricidad es el objetivo primordial y urgente establecido por la Unión Europea.
Tal implantación parte de la apertura progresiva de los
mercados nacionales, entendida como la otorgación, a un número creciente de consumidores, del derecho de adquirir
energía mediante contratos bilaterales físicos con agentes suministradores de cualquier país en el ámbito de la Unión o a
abastecerse directamente de los mercados mayoristas de producción establecidos en algunos países.
Este mercado interior convive con los mercados nacionales, sujetos a regulaciones muy variadas, desde países que
han establecido mercados mayoristas de producción organizados en los que, en sesiones de periodicidad variable, se negocia la totalidad de la producción no implicada directamente en contratos bilaterales físicos –cual es el caso de Inglaterra y Gales y de España– o en reservas de energía comprometida en un mercado de futuros paralelo –como en los países nórdicos–, países en transición que han concluido recientemente la privatización de las compañías predominantes de
titularidad estatal –Italia, Portugal–, hasta países en los que se
mantienen empresas verticalmente integradas pero con clientes totalmente liberalizados, como Alemania, o países como
Francia en donde aún se mantiene una empresa estatal vertical y casi única que suministra a la práctica totalidad de su
mercado, aunque cumpla los mínimos exigidos por la Unión
en cuanto a liberalización de clientes.
Es decir, como no podía ser de otro modo, teniendo en
cuenta los distintos antecedentes históricos e incluso de idiosincrasia económica –si se puede hablar en estos términos– de ca-12-
Fig. 2. Puente de Alcántara. Aguas arriba, la presa Jose María de Oriol.
Fig. 3. Subestación de Peñaflor.
-13-
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 4. Central de Besós.
da país, la situación regulatoria y organizativa de la industria
eléctrica en Europa responde aún a un mosaico variado y heterogéneo en el que notables diferencias tienen aún acomodo.
Esta heterogeneidad actualmente da lugar a muy importantes lagunas de reciprocidad en las posibilidades de actuación de los productores de los distintos países. Lagunas no
abordadas por las directivas actualmente en vigor y que otorgan posiciones ventajosas a los generadores de los países sin
mercados mayoristas organizados, que pueden acceder, sin
reciprocidad, a través de éstos, a la totalidad de mercados
ajenos. El clamor por una nueva Directiva que contemple estos aspectos apenas empieza a dejarse sentir.
Antecedentes y evolución
La implantación en el ámbito de la Unión Europea de un auténtico mercado liberalizado de la energía eléctrica responde
al objetivo primordial del Tratado de Roma en 1957 y de la Comunidad Económica Europea surgida de su firma: el establecimiento de una zona única de libre comercio y la eliminación
de barreras –con énfasis predominante en aquella época en la
supresión de barreras arancelarias– que obstaculizasen la libre
circulación de mercancías en el territorio de la Comunidad.
Pero no es hasta 1990 con la publicación de la Directiva
90/547/CEE, relativa al tránsito de electricidad por las grandes redes, y, sobre todo, hasta 1996, con la Directiva
96/92/CE sobre normas comunes para el Mercado Interior
de la Electricidad, cuando se produce una equiparación en el
tratamiento de la energía eléctrica con cualquier otra mercancía o servicio en la consecución de ese objetivo fundacional de la Comunidad Europea.
Razones derivadas del propio carácter del suministro eléctrico como soporte estratégico básico para el desarrollo económico y para la elevación del nivel de vida dentro de cada
país, mantuvieron a la industria eléctrica europea postergada
durante décadas de ese proceso liberalizador y de simultánea integración de mercados.
Tales razones contribuyeron, además, a la creación y consolidación, desde los años de la postguerra europea –de nuevo el espíritu de los tiempos–, de estructuras empresariales a
las que hemos hecho referencia anteriormente, de carácter
estatal en algunos países, y a la práctica de políticas de planificación centralizada en el desarrollo y operación de la industria y abiertamente intervencionista en el establecimiento
de precios de la electricidad. Estructuras que sólo empezaron
-14-
a relajarse y a acusar síntomas irreversibles de crisis a principios de la década de los noventa, en sintonía con avisos similares en las latitudes más diversas.
La consagración en la Directiva de tránsitos (1990) del
principio de acceso y utilización de las redes europeas por
agentes compradores y vendedores de energía eléctrica ajenos a la propiedad de éstas, significó el final de un derecho
exclusivo para sus titulares y la consideración de la red como
soporte físico de transacciones comerciales, cualquiera que
sea el origen y destino de la energía implicada.
La Directiva de normas comunes (1996) profundiza en estos aspectos, precisa el papel de los operadores o gestores de
las redes de transporte de cada sistema e introduce conceptos decisivos, como la separación contable de los negocios
que integran las actividades de las empresas eléctricas (generación, transporte, distribución) y la exigencia a los Estados
Miembros de que adopten “las medidas necesarias para garantizar una apertura de sus mercados de electricidad”.
Los plazos de tal apertura, definidos en la propia Directiva, determinan actuaciones de transposición de la Directiva a
las legislaciones de los Estados Miembros por las que los derechos de libre suscripción de contratos de suministro en todo
el ámbito de la Unión son otorgados gradualmente a un número creciente de consumidores.
En la actualidad, el nivel de apertura de los mercados de
electricidad alcanza porcentajes que van desde el 100 % de los
países nórdicos y Reino Unido al valor mínimo exigido actualmente por la Directiva de normas comunes, que se sitúa en este año en el 30,27 % para Francia, Italia o Portugal. España es
uno de los países que presentan un mayor grado de apertura,
con un 53 % a partir del 1 de julio y un mercado mayorista de
producción a través del cual tienen acceso los agentes vendedores externos a la totalidad de nuestro mercado.
Avanzado ya este proceso de apertura de mercados, es en
los últimos años del decenio cuando se ha abordado la concreción de los mecanismos para cuantificar y retribuir los costes sobre las redes transitadas a que dan lugar las transacciones internacionales de energía y el establecimiento de una metodología común para la gestión de congestiones en la red y de
unas reglas para asignar capacidad de transporte comercial
en situaciones de escasez. Es decir, de regular la utilización de
la red en tanto que soporte físico imprescindible para que las
transacciones comerciales de electricidad se hagan efectivas.
Situación actual
Los últimos años del presente decenio han sido una etapa
abierta a trabajos, estudios y discusiones en la que, siguiendo el itinerario establecido por la Comisión Europea, se ha
contado con la participación activa de los operadores de sistemas de transporte europeos, de los reguladores y las autoridades estatales, pero también con las asociaciones de empresas eléctricas, consumidores, comercializadores y operadores de mercado.
Finalmente, en la primavera del año 2000 se han hecho
patentes algunos acuerdos, alcanzados en el Foro de Reguladores de Florencia y reconocidos por la Comisión, que per-15-
miten vislumbrar un panorama futuro –no exento de nubes y
brumas– en el que es posible discernir las líneas maestras que
regularán los transportes transfronterizos de electricidad.
Ese panorama muestra un calendario muy apretado que
propone la implantación, con carácter provisional en su primer año, del Mercado Interior de la Electricidad, con inicio de
su funcionamiento reglado antes del final del año 2000.
En el transcurso de ese primer año, y basándose en la experiencia adquirida, se procederá a la revisión de los aspectos establecidos con menor precisión o asumidos como provisionales desde el inicio, procediéndose a su modificación o
redefinición con carácter más permanente y a su aplicación a
partir del segundo año de funcionamiento del mercado.
El nuevo modelo regulatorio
de la industria eléctrica española
En este contexto general, en el que confluyen las iniciativas de
la Unión Europea con las tendencias desreguladoras en ascenso en todo el mundo, se acomete en 1997 la reforma del
sector eléctrico español con la publicación de la Ley 54/1997
de 27 de noviembre, que entró en vigor el 1 de enero de 1998.
Esta ley supone una radical transformación del sector
eléctrico español, introduciendo la competencia en las actividades de generación y dando lugar a un vuelco conceptual
respecto a periodos precedentes.
La ley no sólo obedece a las tendencias liberalizadoras
predominantes, sino que responde a la necesidad de incorporar, transponiéndola en su mayor amplitud, la Directiva
96/92/CE de normas comunes para el mercado interior de
la electricidad.
La exposición de motivos de la nueva pieza jurídica ya deja claros sus propósitos de fondo, y si su fin básico responde
a objetivos tradicionales –garantía de suministro y calidad de
éste al menor coste posible–, la ley se asienta en el convencimiento de que el logro de tales objetivos “no requiere de más
intervención estatal que la que la propia regulación específica supone”, sin considerar necesario que el Estado se reserve
para sí el ejercicio de ninguna de las actividades que desarrolla el sector eléctrico.
Líneas maestras
del nuevo marco regulatorio
Pueden resumirse del modo siguiente:
• El abandono del principio de intervención estatal se traduce en la sustitución del concepto de servicio público por la
expresa garantía de suministro eléctrico a todos los consumidores dentro del territorio español.
Asimismo, la explotación unificada del sistema eléctrico
nacional deja de ser un servicio público de titularidad estatal, siendo ejercido por una empresa –Red Eléctrica de
España– que deberá perder la actual mayoría pública en
su accionariado en un plazo determinado.
La tradicional planificación estatal de los medios de producción desaparece, siendo sustituida por la libertad de
instalación sometida a autorizaciones administrativas derivadas de las regulaciones específicas.
O.P. N.o 52. 2000
•
•
•
•
Tan sólo el desarrollo y refuerzo de la red de transporte quedan sujetos a la planificación del Estado y condicionados por las exigencias de la planificación urbanística y
la ordenación del territorio.
Se establece el principio de la separación jurídica entre
“actividades reguladas” –transporte y distribución– y “no
reguladas” –generación–.
El funcionamiento de las centrales generadoras deja de estar sometido a una gestión económica del conjunto del sistema bajo el principio de su optimización teórica.
En su lugar, la utilización de tales centrales pasa a basarse en las decisiones de sus titulares, en el marco de un mercado mayorista organizado de producción eléctrica. Consecuentemente con ello, la retribución de las actividades de generación deja de hacerse en función de los valores estándares de los costes reconocidos de dichas actividades, pasando
a asentarse en los resultados del mercado mayorista.
Se establece el principio del derecho de acceso de terceros
a las redes de transporte y distribución, que pasan a considerarse monopolio natural en razón de la eficiencia económica que representa la existencia de una red única “que
se pone a disposición de los diferentes sujetos del sistema
eléctrico y de los consumidores”.
La retribución económica de estas actividades seguirá
siendo fijada administrativamente.
La comercialización se identifica plenamente como actividad singularizada en la nueva ley, con arreglo a los principios de libertad de contratación y de elección de suministrador por el cliente, pero sometida a criterios de gradualidad en su implantación. El plazo previsto para que tal
libertad llegue a todos los clientes se fija en principio en
diez años, siendo tal plazo acortado posteriormente y el
proceso de liberalización del mercado acelerado.
El mercado organizado de producción eléctrica
El mercado de producción es una pieza básica del nuevo esquema regulador español y los principios de su funcionamiento se desarrollan en el Real Decreto 2019/1997 de 26
de diciembre, por el que se organiza y regula dicho mercado.
El mercado organizado incluye tres tramos diferenciados
–Mercado Diario, Mercado Intradiario y Mercado de Servicios
Complementarios–, complementado por un sistema de contrataciones bilaterales que se formalizan libremente entre clientes
cualificados, agentes productores y comercializadores.
Mercado Diario
Recoge las transacciones de compraventa de energía correspondientes a la producción y suministro del día siguiente de
cada sesión de contratación. La mecánica de este Mercado
Diario consiste en la presentación de ofertas de venta de energía por los agentes productores y por agentes externos autorizados y ofertas de adquisición de energía por los agentes
distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y
productores con centrales de bombeo para este fin.
Las ofertas lo son para cada una de las 24 horas del día.
Una vez recibidas las ofertas en los plazos y forma estipulados, se procede a realizar la casación, partiendo de la oferta de venta más barata, hasta igualar la demanda.
El resultado de la casación define un precio marginal para
cada hora que es el correspondiente a la oferta de venta de
energía eléctrica realizada por la última unidad de producción
cuya aceptación haya sido necesaria para atender la demanda.
Las ofertas casadas determinan la programación de la generación del día siguiente.
La gestión del Mercado Diario –así como del Intradiario–
es realizada por el Operador del Mercado, entidad encargada de recibir las ofertas, efectuar la casación, publicar sus re-
Fig. 5. Centro de Control Eléctrico del Operador del Sistema (REE).
-16-
sultados y efectuar las liquidaciones, tanto del Mercado Diario como del Intradiario y del de Servicios Complementarios.
Estas funciones las realiza una empresa privada –Compañía Operadora del Mercado de Electricidad Español
(OMEL)– cuya distribución accionarial está sometida a severas restricciones que evitan cualquier indicio de posición de
poder entre los agentes.
Mercado Intradiario
Es un mercado de ajustes que se convoca varias veces al día
y al que pueden acudir los agentes compradores y vendedores que participaron en el Mercado Diario, los cuales pueden
presentar ofertas de venta y adquisición indistintamente y con
independencia de su condición de comprador o vendedor en
el Mercado Diario. El proceso de casación es el mismo que
en este mercado.
Mercado de Servicios Complementarios
Los Servicios Complementarios constituyen otras tantas herramientas operativas del sistema necesarias para que el suministro eléctrico tenga lugar en las condiciones de seguridad,
continuidad y calidad requeridas.
Su mera enunciación apela a una nueva figura definida
en la Ley 54/1997, el Operador del Sistema, que sustituye al
Gestor de la Explotación Unificada, vigente en la anterior etapa regulatoria. Sus funciones las ejerce, como en dicha etapa,
Red Eléctrica de España, S.A. (REE), empresa que obligatoriamente queda sometida a un proceso de transformación accionarial que elimine la participación del Estado y que evite
posiciones dominantes de los agentes del sistema, mediante el
establecimiento de rigurosas restricciones a su participación
accionarial. Pero mientras que en la etapa anterior el Gestor
de la Explotación establecía el programa de generación, asignando a cada grupo su participación horaria en la cobertura
de la demanda, en la etapa actual el Operador del Sistema
recibe del Operador del Mercado el programa de generación
resultante de la casación del Mercado Diario.
A partir de este programa inicial, la responsabilidad de
que el suministro eléctrico –o las entregas a las redes de distribución– se produzca en las condiciones de seguridad, continuidad y calidad antes mencionadas, corresponde al Operador del Sistema.
Para ello –además de la facultad de operar la red de
transporte– se le dota de unas herramientas operativas, los
Servicios Complementarios, cuales son la Regulación Primaria, la Regulación Secundaria, la Regulación Terciaria o el
Servicio de Control de Tensión.
La Ley 54/1997 define que en la medida de lo posible estos servicios sean prestados utilizando mecanismos de mercado.
En la actualidad existen mercados establecidos para la
prestación de la Regulación Secundaria, mediante la cual se
efectúa el control de la frecuencia del sistema, y de la Regulación Terciaria, ambos gestionados por el Operador del Sistema, que define sus necesidades de una y otra reserva y las
asigna a los distintos ofertantes mediante subastas reguladas.
-17-
La Regulación Primaria se considera en la actualidad un
servicio de prestación obligatoria, y el Servicio de Control de
Tensión de la Red de Transporte ha sido objeto recientemente
de modificaciones regulatorias.
Además de estos servicios básicos, a los que hay que añadir el de Reposición del Servicio, el Operador del Sistema
gestiona la resolución de restricciones técnicas en el sistema
–que determina ciertas modificaciones del programa de generación casado– mediante un mecanismo de ofertas y asignación según precios.
Consideraciones finales
Los trascendentales cambios operados en la industria eléctrica española a lo largo de los últimos años son, como se ha
tratado de describir, consecuencia de un proceso de adaptación a unas exigencias de eficiencia, de reducción de precios
y de adopción de nuevas modalidades económicas de prestación del servicio que sobrepasan en su origen y amplitud el
propio ámbito de la industria eléctrica.
Esa eficiencia y consiguiente reducción de precios se vincula preferentemente a dos objetivos estratégicos, uno más tradicional: las mejoras tecnológicas y operativas de las propias instalaciones, otro más novedoso: la accesibilidad directa y con
las menores restricciones posibles del consumo a la producción.
Tal es el sentido último de los mercados mayoristas –lugares de encuentro y transacción–, de la eliminación de barreras en el transporte de energía, de la apertura de mercados
y de la libertad comercial.
Pero ese cambio trascendental es también –y sobre todo–
un cambio de mentalidad en el grupo humano que compone
el activo esencial de las empresas. Esfuerzo de adaptación en
cuyo extremo siempre se encuentra el individuo formando
parte de un grupo. Más exigente aún, como es el caso, si en
las etapas precedentes el individuo y el grupo habían actuado adecuadamente, bajo un determinado sentido y criterios
de coherencia que si bien no se desvanecen por completo sí
ven modificarse en no escasa medida.
Ese cambio de mentalidad, producido en paralelo a una
adaptación de sus propias estructuras internas por parte de las
empresas eléctricas, ha requerido la aportación de esfuerzos
de muy variada naturaleza a lo largo de los muchos años en
los que el cambio general iba concretándose en el horizonte.
Quizás deberíamos, como verdadera conclusión de estas
páginas, alentar a las instituciones responsables de la formación de cualquier modalidad profesional –y en particular de
los ingenieros de caminos–, a incorporar, desde sus primeras
etapas, referencias y actividades de ese mundo exterior estimulante, ineludible y sujeto a cambio permanente.
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Antonio López de Sebastián y Gómez de Aguero
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Unesa
O.P. N.o 52. 2000
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
El petróleo: la energía
que ha configurado el siglo XX.
¿Cuál es su futuro?
Eugenio Marín García-Mansilla
DESCRIPTORES
PETRÓLEO
HISTORIA DEL PETRÓLEO
PRECIOS DEL PETRÓLEO
HIDRÓGENO
CAMBIO CLIMÁTICO
CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA
Desde que en 1855 Bissele y Townsend constituyeron la Pennsylvania Rock Oil Company y en 1859 Edwin Drake perforó el primer pozo con producción comercial, el petróleo ha ido cambiando nuestra civilización a lo largo del fin del siglo XIX y a lo
largo del siglo XX. Y en el siglo XXI que ahora empieza ¿va a tener algún papel? Esto es lo que a través de un pequeño análisis histórico y una visión a medio plazo trata de establecer este
artículo. Siempre con el riesgo de que la realidad una vez más
deje en ridículo todos estos ejercicios de escudriñar en el futuro.
Tengo en mi biblioteca un libro titulado «El año 2000»,
publicado por un prestigioso especialista en análisis prospectivo. Al hojearlo hoy, no aparece en él ninguno de los grandes fenómenos que están cambiando nuestra vida, como son
la telefonía móvil y la red Internet. Por no prever, ni siquiera
el año 1967 preveía la primera crisis del petróleo, que se producía en 1974.
Espero que este artículo, que persigue un propósito más
modesto, corra mejor suerte.
Desde sus balbuceos hasta fin de siglo el petróleo sólo se
empleaba en una pequeña fracción, el queroseno, para iluminación, en la que competía con ventaja con el gas de hulla
y los aceites vegetales.
El mundo occidental ya había comenzado la revolución
industrial y cada vez se podría pagar más algunos “lujos” tales como disponer de más luz nocturna. Así comienzan las
grandes compañías, Standard, Shell, Gulf y Texaco, así como
el desarrollo de Rusia como país productor.
Al comienzo del siglo XX la producción de petróleo, que
comenzó en Pennsylvania, fue extendiéndose a otros estados
del Golfo de Méjico y Texas, a lo que siguió la producción en
las zonas ribereñas del Mar Negro en Rusia.
Las sucesivas crisis de sobreproducción y escasez marcaron desde el primer día al petróleo con una característica,
que hoy en día continúa vigente, que es la gran inestabilidad
de precios, lo que en aquel momento pudo parecer un gran
riesgo para la supervivencia de la industria del petróleo, riesgo que siempre ha conseguido superar.
Thomas Alva Edison, uno de los cerebros más prodigiosos
tanto en lo científico como en lo empresarial, lanzó en 1877
su primera prueba de iluminación con la bombilla de filamento incandescente alimentado por electricidad. Este tipo de
iluminación, que evitaba los humos y hollín y malos olores
que, a pesar de la mejoría de sus características, producían
el queroseno y el gas, se desarrolló rápidamente y a principios de siglo parecía una vez más que se avecinaba el fin de
la industria del petróleo.
Pero al mismo tiempo que se cerraba un mercado se abría
otro, que con el tiempo sería el más importante: el automóvil.
Aunque técnicamente desarrollado antes de fin de siglo en
Europa, fue una vez más el genio empresarial de un americano el que puso el automóvil en el camino de lo que es hoy.
En 1905 Henry Ford comenzó a producir un automóvil con su
nombre como marca que ha perdurado hasta hoy. Curiosamente, Ford era ingeniero de la compañía Edison.
Este nuevo mercado supuso un aprovechamiento de las
fracciones ligeras del petróleo. Aun así todavía no se aprovechaba más de un 50 % del petróleo extraído. El resto era quemado sin mayor utilidad.
Tuvieron que pasar años para que se encontraran las aplicaciones varias que hacen que hoy en día se aproveche la totalidad del crudo extraído. Aunque sea triste decirlo, el desarrollo pleno del petróleo, como de tantos otros adelantos, viene de las sucesivas guerras que ensombrecieron el siglo XX,
principalmente las que se han dado en llamar Primera y Segunda Guerra Mundial.
Sobre todo en la primera, se produjo la irrupción de la
máquina en la lucha entre hombres, y esa máquina era movida por petróleo.
-20-
Foto: ARCHIVO CEPSA
Fig. 1. Cracking catalítico. Zona de almacenamiento de La Rábida. Vista parcial.
En el año 1944 se puede decir que termina lo que podríamos llamar la Prehistoria del petróleo. De ella sólo una idea
nos queda para el análisis que pretende este artículo. Y esa
idea es que el petróleo fue el punto de apoyo para el espectacular desarrollo del transporte de personas y materiales que
ha caracterizado al siglo XX y ha sido el principio de esa globalización que actualmente se considera un hecho básico del
siglo que ahora empieza.
En todo caso, si algún lector siente interés por este apasionante comienzo de lo que hoy es parte de nuestra vida cotidiana, con sus gigantes de la industria, los aventureros y los
científicos que han dado a esta industria su singular carácter,
existe un libro fundamental muy documentado y fácil de leer
del profesor de Harvard y Cambridge Mr. Daniel Yerguin,
que sigue los pasos de la industria desde sus orígenes hasta
nuestros días. (The Prize, Simon & Schuster, 1991).
La historia del petróleo, que tendrá una continuación en el
siglo XXI, comienza en 1944. Al acabar la Segunda Guerra
Mundial las grandes compañías de petróleo (a las que se denominó por una de esas frases periodísticas que hacen fortuna “las siete hermanas”) crearon un mercado global del petróleo con un sistema de precios fijado por ellas y con unas
reglas de juego perfectamente conocidas.
Estas compañías dominaban totalmente las zonas productoras, que entonces eran el Oriente Próximo y Venezuela. Porque el mercado norteamericano y el ruso (entonces soviético)
-21-
eran cosa diferente. El norteamericano por los condicionantes
que imponía la legislación anti-trust (particularmente puntillosa en el mercado del petróleo) y la Unión Soviética y su zona
de influencia por el Tratado de Yalta, que había creado una
zona totalmente separada e inaccesible. Y lo curioso del caso
es que este dominio global de siete compañías perfectamente
consorciadas se empleó en mantener un crudo muy barato
con un precio totalmente estable y transparente. Los contratos
de compra se hacían por periodos plurianuales y cantidades
y precios fijos. Esta situación se prolonga durante 30 años, y
su consecuencia fue que el petróleo desplazó en muchos casos al carbón como combustible para la generación de electricidad, sobre todo en centrales de nueva construcción, en los
ferrocarriles, buques y en general en todo lo que supone generación térmica de la energía. Esto supuso un grave impacto en la minería del carbón, sobre todo en zonas marginales,
con los consiguientes y dolorosos trastornos sociales de los
que aún hoy en día quedan serias secuelas. Igualmente la gasolina barata supuso la consagración del transporte por carretera para personas y mercancías, de la aviación comercial
e incluso un desarrollo espectacular de la química orgánica,
que emplea como materia prima las fracciones ligeras no aptas para la gasolina. Esta química supone la producción de fibras artificiales, plásticos, detergentes, y todo un conjunto de
materiales que forman hoy nuestra vida cotidiana y sin los
cuales no concebimos la vida.
O.P. N.o 52. 2000
Foto: ARCHIVO CEPSA
Foto: ARCHIVO CEPSA
Fig. 2. Refinería de Tenerife. Vista parcial.
Fig. 3. Estación petrolífera en Argelia.
Por aquel entonces las reservas probadas de petróleo se
establecían en 30 años para el nivel de consumo existente.
En los cinco años que van desde 1974 a 1979 se produce el conjunto de acontecimientos que configuran la primera
crisis del petróleo, que marcó de una forma importante la
economía occidental y produjo una situación de estancamiento económico, con inflación de costes (la “stagflación”)
que el mundo ha tardado diez años en superar.
Los países productores, donde las “siete hermanas” detentaban concesiones de producción, comenzando por Irán y seguidos, en este orden, por Irak, Kuwait, Libia, Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Arabia Saudita y Venezuela, nacionalizan
la producción. Varían los procedimientos, que van desde situaciones de fuerte inestabilidad política con cambios de forma del Estado (primer derrocamiento del Sha, república en
Irak, república en Libia), a expropiaciones parciales o totales
dentro de la juridicidad más impecable. En algunos casos la
explotación pasó a manos de compañías nacionales, y en
otros siguió en manos de las antiguas operadoras, con o sin
participación accionarial del país concesionario. Pero hubo un
hecho común para todos los casos. Los precios pasaron a ser
fijados por los países productores de una forma concertada en
la recién creada OPEP (Organización de Países Exportadores
de Petróleo). Y el precio, que en la etapa anterior se mantenía
estable alrededor de 1 $ por barril (160 litros) FOB Ras Tanura (Arabia Saudita) para el crudo marcador, que era el Arabia Ligero de densidad 32° API, con ajustes por densidad y
costes de transporte para los demás crudos, pasó a ser de entre 10-12 $ por barril en puerto de entrega, según países, mediante contratos que inicialmente siguieron siendo los típicos
de las grandes compañías, que en algún caso se siguieron encargando de la comercialización, pero que en otros casos
eran oscuros, llenos de condiciones gravosas para el cliente y
sujetos a toda clase de restricciones.
El mundo consumidor acusó el golpe, máxime cuando en
1979 estalló la segunda crisis, ocasionada por la guerra IrakIrán, que hizo prácticamente desaparecer del mercado la
producción de estos países (segundo y tercer exportador
mundiales), lo que hizo que el precio se incrementara hasta
27 o 30 $ por barril en condiciones crecientemente oscuras y
precarias, lo que tuvo por inevitable consecuencia que no pocos logreros hicieran fortunas incalculables.
Y aquí se produjo una de las acciones más brillantes de la
Humanidad, donde se puso de manifiesto su capacidad de
reacción a través de la ciencia, la tecnología y de la organización de los países consumidores, tanto a nivel nacional y
supranacional como privado.
Al principio hubo bastante desconcierto. Estudios aparentemente rigurosos, como el realizado por encargo del Club de
Roma y denominado “Los límites del crecimiento”, y el que se
llevó a cabo por iniciativa del Presidente Carter, predijeron el
agotamiento de las reservas de petróleo y el consiguiente y lógico retroceso en el desarrollo de la Humanidad.
Todo el problema, como tantas veces ocurre, partía de una
profunda desconfianza en el hombre y su capacidad de innovación. Por lo tanto, al extrapolar los consumos de energía
necesaria, se llegaba a cifras absurdas. Basta decir que un
estudio de mercado de una de las más grandes compañías
preveía en 1967 para el año 1992 un consumo anual de petróleo de 1.500 millones de toneladas. En el año 1992 se registró un consumo en Europa de 712 millones. Y aunque en
el periodo de las crisis del petróleo el crecimiento fue muy limitado no se puede decir que hubiera una depresión.
Esto fue consecuencia de un conjunto de acciones que, empezando en el mundo académico y de las ideas, seguido por
medidas organizativas nacionales y supranacionales, desembocó en un esfuerzo tecnológico, financiero e industrial que
ha llevado al mundo no sólo a salir de la crisis, sino a un periodo de crecimiento sin precedentes, y que es de esperar y
desear que conduzca a los países desarrollados a incorporar
a ese crecimiento a los menos favorecidos, cosa que, aunque
aún de forma escasa e insatisfactoria ha comenzado a producirse en las denominadas economías emergentes, que van
desde el Sudeste Asiático a algunos países de América Latina.
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Foto: ARCHIVO CEPSA
Foto: ARCHIVO CEPSA
Fig. 4. Camión cisterna de gasóleo de calefacción.
Fig. 5. Estación de servicio de Campo de las Naciones.
Resumiendo mucho, este proceso se concretó en los siguientes hechos:
1. Se llevó a cabo un número muy importante de estudios y
tesis en las principales universidades del mundo. Todas
coincidían en que la solución a los problemas venía de obtener un mucho mejor aprovechamiento de la energía. Hizo fortuna la expresión “el mejor barril producido es el barril no consumido”. Esto, unido a una diversificación de
energías primarias, tales como el carbón, el gas natural y
las energías renovables, podría sobradamente cubrir las
necesidades de un desarrollo sostenido.
2. Cada país llevará a cabo con mayor o menor fortuna sus
propios Planes Energéticos Nacionales, así como a nivel
supranacional la Unión Europea, la OCDE, etc. Como
siempre ocurre, todos estos planes contenían predicciones
y medidas erróneas, pero sirvieron de llamadas de atención y referencias útiles al sector consumidor.
3. Se creó la Agencia Internacional de la Energía en el seno
de la OCDE, que arbitró reglas de cooperación y medidas
de emergencia para sus países miembros, medidas que felizmente no han tenido nunca que ser activadas, pero que
en cierto modo dieron seguridad a los países consumidores. Aunque sin afán de enfrentamiento, la AEI fue la contrapartida de la OPEP.
4. Se produjo un formidable esfuerzo de exploración en todo
el mundo para lograr nuevas zonas productoras, a través
de grandes inversiones, desarrollo de tecnologías altamente innovadoras en ramas tan diversas como la geología, la
geofísica, la meteorología, la oceanografía, etc. La consecuencia fue el descubrimiento de zonas productoras de
grandes proporciones, tales como el Mar del Norte, Alaska, Brasil, Malasia, Egipto y el incremento de producción
en países ya productores, como Méjico, Oriente Próximo,
Indonesia, etc. La mayoría de estas nuevas zonas años
atrás se hubieran considerado imposibles, bien por las profundidades y las condiciones meteorológicas del Mar del
Norte, bien por las bajas temperaturas de Alaska o Siberia.
5. Por otra parte, la tecnología de los grandes sectores consumidores, como la industria del motor y la generación
eléctrica, mejoran de forma espectacular sus rendimientos,
al mismo tiempo que, de forma generalizada, la renova-
ción de equipos en la industria en general producía rentabilidades muy elevadas (en muchos casos la recuperación
de la inversión era de meses) al tener en cuenta el ahorro
en energía. Lo que unido a apoyos crediticios y fiscales
aceleró de forma espectacular la moderación del crecimiento del consumo de la energía.
6. Se produce una creciente diversificación de las fuentes de
energía primaria, con una reactivación del consumo de carbón, que pasaba a competir mejor, dada la elevación de
los precios del petróleo y la construcción en Europa y Japón de la infraestructura necesaria para generalizar el
consumo de gas (en América hacía mucho tiempo que se
había emprendido). La aportación de la energía nuclear,
salvo en muy contadas excepciones, queda muy por debajo de las expectativas, en muchos casos por los retrasos
y encarecimientos de la construcción consecuencia de las
medidas de seguridad, y en general como consecuencia
del rechazo social. La aportación de las energías renovables, todavía en embrión (si se exceptúa la hidráulica, que
en muchos países desarrollados ya está casi totalmente utilizada), es aún puramente localizada y anecdótica.
El consumo en España en 1986 fue de 42,7 millones de toneladas, cifra que supone un 57,7 % de la energía primaria
consumida. En toda Europa y en dicho año el consumo fue
688 millones de toneladas y el porcentaje sobre energía primaria 43 %. En 1996 el consumo español de petróleo subió a
58,7 millones de toneladas, un 50 % de la energía primaria total consumida. En Europa el consumo fue en el mismo año de
740,1 millones de toneladas, que resulta un 41 % sobre energía primaria. Estas cifras nos indican la desaceleración del
consumo de petróleo y la creciente diversificación de las fuentes de energía primaria. En España las cifras son mucho menos espectaculares que en el conjunto europeo tanto en desaceleración del consumo como en diversificación. Ello es debido al alto crecimiento español de la última década y al retraso que aún mantenemos en las necesarias infraestructuras que
permitan el mayor uso del gas natural.
La consecuencia de las acciones a que nos hemos referido fue que, a partir de 1986, apareció cada vez más claramente un mercado sobreabastecido. Los países de la OPEP,
que veían disminuir su cuota de mercado, se lanzaron a una
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O.P. N.o 52. 2000
Foto: ARCHIVO CEPSA
Fig. 6. Refinería de Gibraltar.
competencia que nada tenía que ver con las acciones concertadas del pasado. La consecuencia para los precios de esta competencia fue doble. Por una parte una baja sustancial
de los mismos, que rozaron los 9 $ por barril, y por otra parte una falta de bases para encontrar niveles coherentes de referencia, llegándose al absurdo de fijar el precio del crudo en
función de los precios de los productos en el mercado, lo que
naturalmente creó una espiral descendente de los mismos. Poco a poco una comercialización más cuidadosa por parte de
los productores, y el aumento del consumo, que si bien es bajo en los países desarrollados comienza a cobrar gran importancia en las economías emergentes, fue estabilizando los
precios a zonas entre los 18 a 20 $ barril en el principio de
los noventa. Recientemente hemos asistido, entre 1998 y
2000, a otro bandazo del mercado. El bache sufrido por las
economías emergentes hizo desaparecer del mercado una
demanda importante. Otra vez los precios bajaron a niveles
no muy superiores a los 10 $ por barril, lo que hizo dispararse las alarmas no sólo de los países productores sino también de los consumidores, pues una larga temporada de precios exageradamente bajos perjudicaría a la necesaria inversión que es precisa para mantener niveles adecuados de producción. Sin embargo, en esta ocasión, aunque con fenómenos transitorios de exagerado aumento, la situación se está
restableciendo para llegar otra vez a una estabilidad en torno a los 20 $ por barril. Esto ha sido posible por que a partir del final de los ochenta se ha creado un mercado completamente globalizado, transparente y competitivo, con un nivel
de información totalmente comparable con el de los mercados financieros y que se apoya en referencias publicadas en
tiempo real en mercados organizados, como el NYMEX de
Nueva York o el IPE londinense, y en otros no organizados
pero sí publicados, como el de Rotterdam o el de Singapur.
¿Qué conclusiones se pueden alcanzar para el futuro del
petróleo en el siglo XXI?
A continuación enumero las más importantes:
1. En el estado actual de la tecnología el motor de combustión interna es insustituible de forma eficaz y económica.
Consecuentemente, el petróleo deberá atender a las demandas de consumo derivadas del transporte terrestre,
marítimo y aéreo. Sinceramente creo que el automóvil
eléctrico no puede sino cubrir determinados casos particulares en función de necesidades especiales, básicamente
de tipo medioambiental, tema al que me referiré más adelante. No puedo imaginarme, por otra parte, el camión de
gran tonelaje eléctrico, ni el buque, y menos aún el avión.
Para mí, el vector de energía que desplazará al petróleo
para el transporte no puede ser otro que el hidrógeno. Y
como fuente de energía primaria la fusión nuclear. Y según
las mejores estimaciones sobre desarrollo de ambas tecnologías, la del almacenamiento y distribución de hidrógeno
y la explotación comercial de la fusión nuclear, necesitan
aún décadas para resolver problemas que afectan a su
aplicabilidad comercial. Por lo que se puede considerar
que los próximos 20 años el suministro de energía para el
transporte debe ser asegurado por el petróleo.
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2. Para la generación de energía eléctrica y usos térmicos,
tanto industriales como domésticos, el petróleo será sustituido por el gas en la medida en que se vaya disponiendo
de la infraestructura necesaria. Y en las economías emergentes eso tomará tiempo. Por esta razón el petróleo deberá asegurar también el progresivo acceso a la energía
comercial de los países en vías de desarrollo. Para la fabricación de productos químicos de gran consumo, en la
mayoría de los casos, las fracciones ligeras del petróleo
pueden ser sustituidas con ventaja por el gas natural.
3. Según las conclusiones del Consejo Mundial de la Energía
(WEC) del pasado año, el consumo de petróleo esperado
para el año 2012 es de 4.700 millones de toneladas, que
suponen un aumento del 32 % sobre el consumo de 1997,
que fue de 3.600 millones de toneladas. Es de hacer notar
que el consumo aumentó un 20 % entre 1985 y 1997.
4. En 1997 las reservas probadas para el nivel de consumo de
dicho año eran de 45 años. A las que se unen 65 años de
reservas de gas natural. Si la calificación de las reservas se
rebaja de probadas a probables éstas serían de 100 años.
Para calibrar bien esta información conviene notar que las
reservas probadas en 1986 para el consumo de ese año
eran de 30 años. Lo que quiere decir que el esfuerzo de exploración, de mejora de su tecnología y reducción de costes,
ha hecho que no sólo se haya cubierto la demanda desde entonces, sino que han aumentado las reservas. En conclusión,
no existen los problemas de abastecimiento según los negros
pronósticos de los setenta. Es cierto que el nuevo petróleo se
obtendrá en condiciones cada vez más difíciles, pero la industria del petróleo ha conseguido tales avances en las técnicas de exploración y producción que hoy se explotan pozos submarinos con más de 1.000 metros de profundidad
de agua, o se trazan oleoductos de más de 4.000 kilómetros para evacuar el petróleo producido en nuevas zonas.
5. En cuanto a la evolución de los precios, hay un dato positivo, y es la enorme reducción de costes de producción, sobre todo debida a la precisión en las técnicas de detección
geofísica, que minimizan el gran enemigo de la exploración
que es el pozo seco. Sin embargo no existe razón alguna
para que la volatilidad, que ha sido la característica de este mercado desde su principio, desaparezca en el futuro.
Parece existir bastante consenso en que sería razonable esperar en la próxima década una horquilla entre 20-25 $
por barril, refriéndose siempre al crudo marcador, que hoy
en día es el Brent del Mar del Norte. Sin embargo aquí surge una dificultad para hacer predicciones, dificultad que no
es otra que la creciente diferencia que se va a establecer (de
hecho no se entiende cómo no es ya mayor) entre los crudos bajos y altos de azufre como consecuencia de las crecientes exigencias medioambientales, que, como veremos
más adelante, obligan a contenidos de pocas partes por millón de azufre en los productos, lo que lleva a tratamientos
crecientemente costosos para eliminar el azufre de aquéllos.
Por eso hay que tener en cuenta que el Brent es un crudo
muy bajo de azufre, y cada vez va ser más difícil considerarlo un crudo marcador, o sea representativo.
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Cabría pensar que aquí se podía terminar este artículo. El
petróleo es el que debe aportar la energía para el transporte al
menos en los próximos 25 años, y además posibilitar el acceso
del mundo en vías de desarrollo al consumo de la energía en
términos comparables al mundo desarrollado. Existen reservas
probadas suficientes y, salvo puntas de desequilibrio de ofertademanda y todavía tensiones políticas, los precios se pueden
considerar razonables. Entonces ¿de qué preocuparse? La realidad es muy otra. Hoy en día la gran preocupación del mundo
es el abuso que sin duda estamos haciendo del medio ambiente. ¿Es sostenible el desarrollo sin llegar a una situación irreversible, con el consiguiente perjuicio a generaciones futuras?
En el mundo de la energía, y concretamente en el del petróleo, hay dos diferentes problemas que se confunden a veces. Por una parte está el vertido a la atmósfera de gases perjudiciales para la salud, y la contaminación con petróleo o
productos derivados de él, difícilmente biodegradables, del
mar, de los cursos de agua o de las capas freáticas. Por otra
parte está el envío a la atmósfera de gases que pudieran alterar el equilibrio térmico, produciendo un calentamiento de
la superficie de la Tierra de consecuencias imprevisibles.
El primer problema está siendo combatido por la técnica
desde hace más de quince años. Las características de los productos que se consumen ahora en los países de economía desarrollada y los que se consumían entonces, ni se parecen. Sin
entrar en detalles técnicos, se puede decir hoy en día que existe la tecnología para que se pueda dar por liquidado un problema que ya presenta claros síntomas de mejoría. Ahora el
problema no es de técnica sino de voluntad de la sociedad de
resolverlo, dedicando a ello prioritariamente los medios necesarios, sin que ello suponga ninguna limitación al desarrollo.
Cosa diferente es la segunda de las cuestiones. Desgraciadamente no existe aún suficiente ciencia desarrollada sobre este tema, en el que se encuentran apasionadas opiniones de lo más dispar sobre su realidad y alcance.
Parece que se abre camino la tesis de que conviene adoptar medidas precautorias, y a eso se están dedicando conferencias políticas que buscan un consenso sobre ellas, mientras
los científicos buscan soluciones. Porque hoy por hoy no tenemos más armas que buscar la máxima eficiencia en el uso de
la energía y, lo que es mucho más difícil, buscar una cierta auto-restricción en su uso por parte de los países más desarrollados. En lo primero, la industria del automóvil está en vías de
conseguir grandes avances. La industria del petróleo está invirtiendo grandes sumas para suministrar productos adecuados para los nuevos motores. En todo caso, y una vez más, la
inteligencia humana acabará dominando el problema antes
de que la Humanidad se vea obligada a dar un salto atrás. ■
Eugenio Marín García-Mansilla
Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Vicepresidente del Club Español de la Energía
O.P. N.o 52. 2000
Situación actual y futura
de la energía nuclear
Enrique Valero Abad y Antonio Colino Martínez
DESCRIPTORES
ENERGÍA NUCLEAR
GESTIÓN DE RESIDUOS RADIACTIVOS
BARRERAS DE INGENIERÍA
ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO
MEDIO AMBIENTE
La energía es el motor fundamental del desarrollo económico
y social del mundo. Es imprescindible para nuestra sociedad
disponer de un abastecimiento energético, seguro, fiable y
económico, a corto, medio y largo plazo.
La utilización comercial de la energía nuclear, como fuente
de generación de energía eléctrica a gran escala, combina aspectos tecnológicos, económicos y medioambientales atractivos
que hacen que un sistema eléctrico con bajas emisiones de carbono sea un objetivo viable y económicamente accesible. Una
política energética equilibrada debe basarse en la tecnología
presente y en las necesidades de desarrollo social y económico.
Actualmente se encuentran en operación comercial en el
mundo 436 reactores nucleares, que generan el 18 % del total
de la energía eléctrica consumida, 38 reactores más están en
fase de construcción, y hay un número aún mayor de proyectos.
Es en los países donde se localizan la mayor parte de las
centrales nucleares en construcción donde su política se deriva de la necesidad de cubrir elevadas tasas de crecimiento
energético, de reducir una excesiva dependencia de las importaciones, de disminuir las expectativas del uso creciente del
carbón y de la necesidad de preservar el medio ambiente.
Existe hoy una situación confortable en cuanto a la disponibilidad en los mercados internacionales de combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas) en cantidad suficiente y a precios
razonables. Parece que estas circunstancias podrían mantenerse a medio plazo, contando incluso con un crecimiento en
el consumo energético mundial del orden del 2 % anual. Sin
embargo, una dependencia creciente del exterior en los grandes consumidores (la Unión Europea, Estados Unidos y Japón), conjuntamente con un fuerte aumento de la demanda
en muchos países en vías de desarrollo, podría ser el caldo
de cultivo de futuras crisis, más o menos coyunturales, y con
efectos potencialmente importantes.
Adicionalmente, hay que considerar que una dependencia
excesiva de los combustibles fósiles produce inevitablemente
emisiones masivas de CO2, lo que tiene un efecto cierto sobre
los problemas del impacto ambiental y el cambio climático.
Estos efectos, cada vez mejor conocidos, pueden obligar a tomar medidas restrictivas severas en un futuro próximo.
Desde el punto de vista de una planificación energética
prudente a medio y largo plazo, parece razonable buscar alternativas que puedan ir sustituyendo paulatinamente a los
combustibles fósiles, promoviendo el desarrollo de nuevas
fuentes energéticas y procurando una mayor diversificación
de los recursos, con lo que se reducirá una dependencia excesiva de los combustibles fósiles, previniendo su agotamiento y evitando problemas medioambientales de carácter irreversible de una manera económicamente viable.
Aunque existen hoy alternativas energéticas prometedoras, sobre la base de los recursos renovables, sin embargo sólo la tecnología nuclear ofrece una solución a gran escala, en
una línea de evolución progresiva capaz de ir resolviendo sus
inconvenientes actuales, que pueda sustituir a medio plazo el
uso masivo de combustibles fósiles.
-26-
El calendario de sustitución de los combustibles fósiles podría estar condicionado, a un menor plazo, por las necesidades
de reducción de las emisiones de CO2 y otros gases de efecto
invernadero, y a un mayor plazo, por su seguro agotamiento.
Ante esta situación, la energía nuclear tiene ante sí un amplio horizonte de desarrollo a través de diversas modalidades
de fisión (fisión térmica y fisión rápida), primero, y de fusión,
después. Las centrales nucleares actuales no son más que una
primera fase del desarrollo de esta tecnología que ha demostrado ya su viabilidad.
En este punto hay que destacar que la industria nuclear
ha hecho posible que existan técnicas para gestionar y controlar los residuos radiactivos, así como líneas tecnológicas
de desarrollo futuro.
De hecho, es la única industria que controla sus residuos
en su totalidad, desde el principio del ciclo, y siguiendo el criterio de “concentración y confinamiento”.
Las centrales nucleares.
Breve descripción técnica
No todas las centrales nucleares son iguales. Existen distintos
tipos de reactores, basados en los mismos principios, pero
con características tecnológicas propias diferenciadoras. Los
Reactores de Agua Ligera, en sus dos versiones de Agua a
Presión (PWR) y de Agua en Ebullición (BWR), representan el
90 % de los reactores de potencia que existen en el mundo, y
constituyen los dos tipos de centrales nucleares que operan
actualmente en España.
Centrales de agua a presión (PWR)
La característica básica de los reactores de agua a presión
es que el agua, que actúa como refrigerante y moderador
del reactor, permanece líquida a su paso por el reactor. Como consecuencia de esta opción de diseño, el vapor necesario para accionar la turbina se ha de generar en un componente diferente que esté, lógicamente, a menos presión
que la del circuito primario, entendiendo por primario el
conjunto de tuberías y componentes a través de los cuales
pasa el refrigerante del reactor. La presión media del refrigerante es de 150 atmósferas y su temperatura de 320 °C a
la potencia normal.
El conjunto de componentes que constituyen el circuito primario, en el caso de los grandes reactores de potencia unitaria de 3.000 MW térmicos (unos 1.000 MW eléctricos) está
distribuido en tres o cuatro lazos, todos los cuales pasan por
el corazón del circuito, que es el propio reactor. Cada lazo
tiene un generador de vapor y una bomba de recirculación.
En el generador de vapor el agua del primario cede su energía al agua del secundario, que entra en ebullición. El agua
así enfriada en el primario del generador de vapor retorna,
gracias a la impulsión de las bombas, al reactor.
En el circuito secundario se realiza, estrictamente hablando, el ciclo termodinámico, pues en él se encuentra el generador de vapor o foco caliente, la turbina, el condensador y
las bombas de condensado, que vuelven a presionar el fluido
hasta las condiciones de trabajo del secundario del genera-27-
dor de vapor. El generador de vapor consiste en un intercambiador de calor con la peculiaridad de que en el secundario se produce cambio de fase.
En cuanto al reactor, se halla inserto en una vasija de acero de aproximadamente 25-30 centímetros de espesor y unas
400 toneladas de peso, provista de una tapa que va embridada a la vasija en condiciones nominales de funcionamiento, y que puede retirarse de la misma para proceder a la recarga del combustible.
El combustible, UO2 enriquecido y envainado en tubos de
aleación de zircalloy, ocupa el lugar inferior del espacio hueco de la vasija, estando en la parte superior los elementos
guía de las barras de control, que en número parcial estarán
fuera del combustible durante el funcionamiento nominal.
El reactor se controla por medio de las barras de control
y por ácido bórico disuelto en el refrigerante. Tanto las barras
de control como el boro son buenos absorbentes de neutrones
y tienden a hacer menos reactivo el núcleo, de forma que
ajustando la concentración de boro y la longitud de las barras de control que se insertan en el núcleo puede variarse el
nivel de potencia del reactor e incluso pararlo.
Al final de cada ciclo de operación, que dura entre 12 y
24 meses, se ha de recargar el reactor, extrayéndose los elementos combustibles más gastados e insertando elementos
nuevos (también llamados frescos).
Centrales de agua en ebullición (BWR)
Al contrario que en los reactores de agua a presión, los de
agua en ebullición están concebidos para que el agua que refrigera el combustible del reactor cambie de fase, es decir,
hierva, a su paso por el reactor. El agua, mantenida a una presión de unas 70 atmósferas, entra en ebullición, y este vapor,
tras pasar por unos sistemas de separadores de agua y de secado, va directamente a la turbina. Estas centrales BWR, a diferencia de las PWR, no tienen generador de vapor, que era
la interfase entre el agua del primario y el vapor del secundario. Desde este punto de vista, el reactor de agua en ebullición
está más cerca de la concepción clásica de una central térmica, ya que se emplea directamente el reactor como generador
de vapor, en clara similitud con una caldera de combustión.
La disposición de componentes en una central BWR es
sensiblemente igual a la de las centrales térmicas convencionales. Sin embargo, la vasija del reactor está configurada de
manera especial, de tal forma que se establezca una buena
refrigeración del reactor.
El combustible de los reactores BWR es también UO2 enriquecido y envainado en tubos de aleaciones de zircalloy,
formando los elementos combustibles.
Otra característica principal de estos reactores BWR es el
sistema de contención, que consta de un edificio de hormigón
que constituye el blindaje biológico y, dentro de él, la contención propiamente dicha, que es una construcción de acero de
forma cilíndrica coronada por una figura semicircular.
Dentro de este edificio metálico está albergada la vasija y
todos los sistemas de seguridad, siendo su función retener los
posibles escapes, en caso de accidente.
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 1. Vista parcial de la Central Nuclear de Trillo.
Centrales nucleares en funcionamiento
Veamos cuál es la historia de esta energía, que en poco más
de cuatro décadas ha alcanzado una madurez tecnológica
comparable a la de la industria aeroespacial o a la de la industria de las comunicaciones.
A mediados de los años sesenta tuvo lugar el lanzamiento del programa nuclear de los Estados Unidos, que fue seguido, poco después, por los de otros países industrializados.
El motor fue la bonanza económica, el fuerte crecimiento de
la demanda eléctrica, el prestigio que tenía entonces la tecnología nuclear, y sus prometedoras expectativas económicas.
A finales de 1973 se desató la crisis del petróleo, lo que
proporcionó un fuerte impulso adicional a la planificación nuclear. En Europa la producción eléctrica con fuel-oil tenía que
ser abandonada, sustituyéndola fundamentalmente con energía nuclear. En Francia se lanzó, definitivamente, un gran programa nuclear basado en la tecnología americana de reactores de agua ligera a presión.
En España, el Plan Energético de 1974 requería para el
año 1985 la instalación de 24.000 MW nucleares. Países industrializados, como Alemania, Suecia, Japón, Italia, Cana-
dá, reforzaron sus programas nucleares, mientras que otros,
como Méjico, Brasil, Taiwan, Corea, se preparaban para iniciar sus programas.
No obstante, las expectativas para la energía nuclear de
1974 resultaron pronto ampliamente sobrevaloradas. En primer lugar, la crisis acabó con la bonanza económica, y ésta con
el fuerte crecimiento de la demanda eléctrica en muchos países.
Además, los costes de inversión de las centrales nucleares en
construcción se dispararon de forma aparentemente imparable.
Finalmente, en la segunda mitad de la década de los setenta, empezó a surgir un fuerte movimiento antinuclear de
carácter internacional, con un gran impacto en la opinión pública. La combinación de estos tres factores condicionó una
fuerte desaceleración de los programas nucleares, sobre todo
en los países más directamente afectados, España entre ellos.
Con todo, la energía nuclear en la Organización para la
Cooperación y el Desarrollo Económico pasó de aportar en
1973 el 1,4 % del total de energía primaria, al 11,2 % en 1995.
En ese mismo período el consumo de energía primaria pasó de
3.485 Mtep a 4.451 Mtep, y la contribución del petróleo des-28-
cendió del 54,4 % al 43,2 %. En el año 1999 el consumo de
energía primaria fue de 4.948 Mtep, siendo la aportación de la
energía nuclear un 11 % y la del petróleo un 43 %.
En lo que se refiere a España, la evolución de la producción de energía eléctrica en los últimos treinta años se ha caracterizado por una situación en la que las centrales hidroeléctricas han tenido una contribución variable, dependiendo
de los ciclos meteorológicos.
En el caso de la energía eléctrica producida por las centrales nucleares, la situación ha sido de mayor estabilidad,
con un aumento constante desde 1968, año en que se conectó en el mes de diciembre a la red la primera central nuclear
española, la central nuclear José Cabrera, hasta el año 1988.
Desde ese año la potencia instalada ha sido estable, con la
excepción de la puesta fuera de servicio de la central de Vandellós I, y los aumentos de potencia del resto de las centrales
nucleares en operación. Al día de hoy, la potencia eléctrica
instalada de origen nuclear alcanza los 7.749 MWe.
Esta potencia representa un 16,7 % de la potencia total
instalada en el país, contribuyendo en 1999 con un 35,7 %
de la producción total de energía eléctrica peninsular.
Las empresas eléctricas españolas comenzaron sus programas de construcción de centrales nucleares en el año
1964, siguiendo un modelo ejemplar desde el punto de vista
de la transferencia tecnológica.
En España tenemos en funcionamiento siete centrales nucleares, con nueve reactores en total. Dos se sitúan en la provincia de Tarragona (Ascó y Vandellós), otras dos en la provincia de Guadalajara (José Cabrera y Trillo), y una en las
provincias de Valencia (Cofrentes), Burgos (Santa María de
Garoña) y Cáceres (Almaraz).
Inicialmente, las centrales de José Cabrera, Santa María de
Garoña y Vandellós I se construyeron bajo la forma “llave en
mano”, con una mínima participación de empresas españolas.
Posteriormente, las centrales de Almaraz I y II, Ascó I y II y
Cofrentes se proyectaron y construyeron bajo la modalidad
de “componentes”. En estas centrales, la participación española, tanto de ingenierías como de fabricantes de equipos,
aumentó espectacularmente, alcanzando un 85-90 % de participación nacional en la inversión total.
Finalmente, en el caso de las centrales de Vandellós II y Trillo I, la participación nacional fue incluso aún mayor. Prácticamente todas las actividades de construcción fueron realizadas por empresas españolas, y en la parte referente a la ingeniería la transferencia tecnológica fue tal que se consiguió
una autonomía prácticamente total.
A mediados de los años ochenta cinco de las quince centrales incluidas en el Plan Energético Nacional (Valdecaballeros I y II, Lemóniz I y II y Trillo II) fueron declaradas en moratoria, y una de ellas, Vandellós I se clausuró en el año 1989
como consecuencia de los daños causados a la instalación
por un incendio en el grupo turbina-alternador, por los costes
económicos que suponía su recuperación.
Más tarde, en 1994, las centrales afectadas por la moratoria fueron definitivamente canceladas, quedando actualmente
un total de siete centrales, con nueve reactores, en operación.
-29-
Gestión de residuos radiactivos
El objetivo de la gestión de los residuos radiactivos es aislarlos
de la biosfera para impedir la interacción de las radiaciones
con las personas y el medio ambiente. Esto se consigue aislando los radioisótopos según el poder de penetración de las
radiaciones que emitan. Así, la radiación alfa es fácil de detener y, de hecho, es suficiente una hoja de papel. La radiación
gamma es la más penetrante, por lo que se precisa una lámina de plomo o paredes de espesores diversos de hormigón. El
espesor del material de blindaje necesario depende de su peso específico; así, se necesitará, para una misma energía de
radiación, espesores crecientes de plomo, hormigón o agua.
Las implicaciones sociopolíticas y la aceptación por parte
de los ciudadanos, suponen el auténtico escollo con que se
encuentran los responsables a la hora de acometer e implantar soluciones especificas que posibiliten una correcta gestión
de los residuos. No es este el momento de detenernos en este
aspecto, sin duda crucial, pero susceptible de ser tratado monográficamente.
La Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA), de capital enteramente público, fue constituida en el
año 1984 por decisión del Parlamento, con el objetivo de llevar a cabo la gestión segura de los residuos radiactivos generados en España, garantizando la neutralización de los
riesgos que dichos residuos pudieran implicar, tanto para la
salud de las personas como para la integridad del medio ambiente. En paralelo, ENRESA desarrolla una importante actividad de comunicación, formación e información dirigida a
todos los sectores de la sociedad española.
Todas sus actividades quedan recogidas en el Plan General
de Residuos Radiactivos (PGRR), aprobado por el Gobierno y
presentado al Parlamento, que es objeto de revisión periódica.
En el PGRR se contempla la financiación de ENRESA mediante
una cuota pagada por los consumidores de la energía eléctrica.
Hoy día, tanto ENRESA como las otras agencias que actúan en el ámbito de la OCDE, disponen de tecnologías fiables y seguras para el almacenamiento de residuos radiactivos y, técnicamente, la implantación de estas soluciones no representa, en ningún caso, un escollo insuperable para cumplir
los objetivos que el Decreto Fundacional y los sucesivos Planes Generales de Residuos Radiactivos atribuyen a ENRESA.
Cada año se producen en España 160 toneladas de residuos de alta actividad y 2.000 toneladas de residuos de baja
y media actividad. Una cantidad muy inferior a las 350.000 toneladas/año de residuos tóxicos y peligrosos, a los 4.000.000
de toneladas de residuos industriales y a las 50.000.000 toneladas de residuos sólidos urbanos y agrícolas.
Los procedimientos de gestión consisten en someterlos a
operaciones de tratamiento, tales como reducción de volumen,
concentración, etc. Para, finalmente, incorporarlos en una
matriz sólida que impida su dispersión. Históricamente se han
venido utilizando tipos diversos de matrices, tales como cemento, morteros, hormigón, bitumen o asfalto, polímeros, etc.
Los residuos de baja y media actividad, una vez incorporados en cemento, generalmente en el interior de bidones estándar de 220 litros, se envían a las instalaciones de almaceO.P. N.o 52. 2000
Fig. 2. Almaccenamiento de residuos radiactivos de alta actividad.
Contenedor de almacenamiento de combustible gastado
Fig. 3. Central de almacenamiento de residuos radiactivos de baja y media
actividad de El Cabril. Vista aérea de la instalación.
namiento, que suelen ser de las denominadas almacenamiento superficial con barreras de ingeniería. Estas barreras son
elementos redundantes que impiden la migración de los radioisótopos a la biosfera.
Se utilizan también almacenamientos subterráneos cuando, por ejemplo, se aprovechan minas abandonadas que tuvieron alguna explotación previa y que tienen características
hidrogeológicas ventajosas. Así, en Alemania se ha utilizado
la mina de sal de Asse para almacenar de forma experimental este tipo de residuos, y se proyecta utilizar la mina Konrad, antigua mina de hierro encajada en arcilla.
En el caso de Suecia se ha acudido a una construcción
subterránea por debajo del mar Báltico, en un macizo granítico con unos 50 metros de profundidad y que tiene una lámina de agua de unos cinco metros encima de la formación.
El almacenamiento superficial con barreras de ingeniería se
utiliza fundamentalmente en Estados Unidos, Reino Unido, Francia, Japón y España, y los países que esperan construir almacenamientos análogos a estos últimos son Bélgica, Corea, Argentina, Brasil, Méjico, Croacia, Rumania y Eslovenia e Italia.
El almacenamiento temporal del combustible gastado en
las centrales nucleares es una fase que está técnicamente resuelta, disponiéndose actualmente de la tecnología necesaria.
En una primera etapa, este almacenamiento temporal se realiza en las piscinas de las propias centrales nucleares. Cuando
éstas se saturan o se desmantelan, existen otras técnicas de almacenamiento temporal, como bóvedas, o, de uso más generalizado, en contenedores especiales, que ya están disponibles
y debidamente homologados por las autoridades reguladoras.
Hay que señalar que esta capacidad de almacenamiento
intermedio (primero en piscinas y después en superficie), proporciona un suficiente margen de maniobra temporal. En estas circunstancias parece oportuno no comprometer soluciones de almacenamiento definitivo de residuos de alta actividad, ni en modalidades ni en calendario, puesto que la aparición y contrastación de tecnologías emergentes podría obligar a redefinir a medio plazo esas mismas soluciones.
Ello justifica que durante estos años la actividad de ENRESA en dicho campo se centre en la investigación y desarrollo
y en la cooperación internacional, de lo que son buena prueba los 10 millones de euros al año que se dedican a estas actividades y los 600 técnicos y científicos españoles que participan en dichos programas, de los cuales hay que destacar el
Proyecto FEBEX en Grimsel (Suiza), liderado por ENRESA,
que tiene por objeto la demostración de la factibilidad de barreras de ingeniería y su comportamiento a largo plazo.
-30-
Perspectivas de futuro
La consideración de los tres objetivos fundamentales que se
presentan a la hora de definir toda política energética: la competitividad económica global, la seguridad en el aprovisionamiento de las fuentes primarias de energía y la protección del
medio ambiente, ha llevado a los países más desarrollados a
la conclusión de que la energía nuclear de fisión debe ser considerada como una alternativa determinante para el futuro,
así como un escalón a recorrer en el proceso tecnológico que
conduzca a nuevas fuentes de energía escasamente contaminantes y, de manera específica, a la fusión nuclear.
Es un hecho que la tecnología nuclear es un sector con un
gran desarrollo. El bajo coste del kilovatio-hora producido,
junto con los proyectos de aumento de potencia y extensión de
vida, hacen que sea una industria muy competitiva. Además,
es un sector altamente cualificado, lo que garantiza un futuro
en una línea de progresiva evolución, no sólo en el campo
energético, sino también en múltiples aplicaciones en otras
áreas (medicina, agricultura, industria, alimentación, etc.).
En cuanto a la seguridad en el aprovisionamiento, conviene recordar que una de las circunstancias que hizo posible
la crisis del petróleo en el año 1973 fue precisamente el relajamiento en la política de autoabastecimiento de petróleo por
parte de los Estados Unidos en los años inmediatamente anteriores, con la escalada de las importaciones y la consiguiente tirantez oferta-demanda. Hoy existe una mayor diversificación de fuentes de suministro y existen grandes reservas de gas bastante distribuidas; pero también hay una fuerte tendencia al crecimiento de la dependencia de las importaciones por parte de los grandes mercados consumidores,
sobre todo de Europa, que se agudizaría si se fuera abandonando la opción nuclear.
Es evidente que Europa no va a estar a resguardo de posibles crisis, de carácter político o económico, en determinadas zonas de las que proceden porcentajes significativos
y crecientes del suministro energético. Y es más, países como España, con un nivel de autoabastecimiento decreciente
–el 25 % hoy, pero sólo el 15 % si se descontase la energía
nuclear– lo van a estar mucho menos. Es un hecho que Europa está poco preparada para dar respuesta solidaria a
una situación de crisis y no lo estará en mucho tiempo con
garantías para los países más dependientes, sobre todo si la
crisis es severa.
En lo que se refiere a los aspectos medioambientales, el
gas es mejor solución que otros combustibles fósiles, pero sigue produciendo CO2, casi medio kilogramo por kilovatiohora producido, y los recursos son limitados. No parece razonable confiarle a largo plazo una parte importante del crecimiento global de la energía primaria en el mundo, que se
estima en el 2 % al año, teniendo en cuenta, además, que las
mayores reservas de gas están en países con regímenes económicos y políticos inestables.
Teniendo en cuenta que en España un tercio de la producción eléctrica es de origen nuclear, algunas de las razones
más importantes que justifican la continuidad del funcionamiento de las centrales nucleares españolas son las siguientes:
-31-
• Toda política energética tiene que estar basada en los siguientes criterios que han de tenerse en cuenta en su conjunto:
– Asegurar el abastecimiento energético, lo que implica diversificación de fuentes de suministro.
– Usar fuentes energéticas competitivas.
– Usar fuentes energéticas respetuosas con el medio ambiente.
• Es necesario disponer de energías seguras, limpias, fiables
y económicas. La economía de un país no puede admitir
una pérdida de garantía del suministro energético en un
momento dado.
• El autoabastecimiento de energía primaria en España se cifra en un 25 %, con lo que el 75 % de la energía primaria
consumida es importada del exterior. Habrá un incremento
de la dependencia exterior si se abandona la energía nuclear y se sustituye con centrales de gas de ciclo combinado y con carbón de importación.
• Las centrales nucleares españolas funcionan con un permiso de explotación aprobado por el Ministerio de Industria
y Energía, y bajo la supervisión del Consejo de Seguridad
Nuclear.
• Las energías renovables podrían cubrir una parte del crecimiento de la demanda eléctrica, pero no podrán a medio
plazo sustituir a la generación nuclear. En relación con el
número total de horas del año, 8.760 horas, las centrales
nucleares españolas funcionan entre 7.500 y 8.000 horas,
frente a las 2.000 a 3.000 horas que funcionan las centrales eólicas y solares.
• La producción de energía eléctrica a partir de carbón, petróleo y gas tiene un impacto reconocido sobre el medio
ambiente a través de la emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, la energía nuclear, en la generación
de energía eléctrica, no produce ninguna emisión de CO2
u otros gases de efecto invernadero.
Para terminar, y a modo de conclusión, la consideración
de todas estas razones lleva a la determinación de que si se
quiere mantener un desarrollo sostenible, compatible con la
reducción de los gases de efecto invernadero, se debe disponer de energías fiables, económicas y limpias, debiendo considerarse la energía nuclear como una opción determinante
para el presente y para el futuro.
■
Enrique Valero Abad* y Antonio Colino Martínez**
*Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Director General del Grupo Nuclear SEPI
**Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Presidente de ENRESA
O.P. N.o 52. 2000
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
Ciclos combinados
Javier Villalba Sánchez
DESCRIPTORES
CICLO COMBINADO
TURBINA DE GAS
RECUPERADOR DE CALOR
NUEVAS TECNOLOGÍAS
RENDIMIENTO
Introducción
La producción de energía eléctrica de forma industrial supera
los 100 años. A lo largo de estos años, las formas de producción han evolucionado en función de la disponibilidad de los
recursos naturales, los combustibles y la tecnología disponible.
Tras las primeras centrales térmicas de pequeña potencia
y las centrales hidráulicas asociadas a industrias o poblaciones, aparecen, en los años 1920-1930, centrales hidráulicas
de cierta potencia con embalses de regulación, y las primeras
líneas de transporte de gran distancia.
La industria del petróleo proporciona combustibles fósiles de forma abundante; la minería del carbón evoluciona
con el desarrollo de la maquinaria y de los métodos de extracción. Aparecen las centrales térmicas de hasta 500 MW
de potencia por unidad. En paralelo, la ingeniería civil pone a disposición de la industria eléctrica embalses de regulación creados por presas de gran porte y soluciones estructurales para albergar centrales. Se consiguen mayores
potencias, mejores rendimientos, soluciones más ágiles y de
gran flexibilidad.
En paralelo se desarrolla la energía nuclear, implantándose en España de forma experimental en el año 1958, entrando la primera central en explotación comercial en el año
1968. Entre 1975 y 1989 se construyen las ocho unidades
restantes, que componen hoy el parque nuclear español.
En las últimas dos décadas se amplían las centrales hidráulicas existentes y se incorporan al parque productor las
centrales de bombeo de última generación.
Las empresas eléctricas ponen en juego, una vez más, su
visión estratégica de futuro, invirtiendo en instalaciones de
generación, que en su momento parecían de dudosa rentabilidad y que hoy son prácticamente imprescindibles por el servicio que prestan.
Concluye a finales de los años ochenta una época de fuertes y arriesgadas inversiones del sector eléctrico (nucleares,
térmicas e hidráulicas), caracterizándose la década de los
noventa por ser un periodo de bajas inversiones en generación, con poca potencia añadida.
El gran desarrollo de la industria del gas y, una vez más,
el desarrollo tecnológico, sobre todo en el campo de los materiales, hace que aparezca en el escenario de la producción
de energía eléctrica el ciclo combinado.
¿Qué es un ciclo combinado?
Podríamos definir una central de ciclo combinado como una
central térmica en la que los gases de combustión se utilizan
dos veces, a lo largo del recorrido de dichos gases por la planta, para la obtención de energía eléctrica. En primer lugar, inmediatamente después de la combustión, los gases ceden parte de su entalpía expandiéndose a través de los álabes de la
turbina de gas. Una vez que abandonan la turbina de gas, el
calor que aún conservan es aprovechado en un ciclo clásico
de vapor mediante una caldera, que en los ciclos combinados
se denomina recuperador de calor, y una turbina de vapor.
-34-
Fig. 1. Composición general.
Tal como se ha indicado, los tres elementos básicos de un
CCGT son:
• Turbina de gas.
• Recuperador de calor (Heat Recovery Steam Generator).
• Turbina de vapor.
La turbina de gas
La turbina de gas proviene del desarrollo para uso energético de los turborreactores y, al igual que éstos, los elementos
básicos que la forman son:
• Compresor.
• Cámara o cámaras de combustión.
• Turbina.
El compresor es rotativo y es arrastrado por el mismo eje
que la turbina, con un número de etapas variable según las
diferentes tecnologías (entre 15 y 39). Su función es inyectar
aire a presión (entre 15 y 30 kg/cm2) para la combustión y
la refrigeración de las zonas calientes.
En la, o las cámaras de combustión, se produce la mezcla
de combustible y aire y la propia combustión. El diseño de este elemento es muy variable (silos, anular, cámaras secuen-
Fig. 2. Turbina de gas.
-35-
O.P. N.o 52. 2000
ciales) según los distintos fabricantes, tratando de potenciar
unas variables u otras (temperatura de entrada en turbina,
producción de NOx) con el fin de optimizar el diseño y el rendimiento de la turbina de gas.
La turbina recibe los gases de la cámara de combustión y
se produce la expansión de los mismos en las tres o cuatro
etapas de las que consta. Cada etapa de expansión está
constituida por una corona de álabes fijos o “estatóricos”, seguida de una corona de álabes fijados al rotor. En los álabes
fijos se transforma la entalpía de los gases en energía cinética, mientras que en los álabes rotóricos se recupera esta
energía cinética y se transforma en energía mecánica de rotación, que se transmite al eje.
Parte de la potencia transmitida al eje es consumida en
arrastrar al compresor (2/3), mientras que el resto mueve el
generador eléctrico.
El rendimiento de una turbina de gas aumenta con la temperatura de los gases a la entrada a la misma. Esto ha motivado el continuo aumento de esta magnitud, exigiendo el desarrollo de materiales capaces de soportar altas temperaturas. En
la actualidad, la temperatura de entrada está alrededor de los
1.300 ÷ 1.400 °C, saliendo los gases de la última etapa a temperaturas superiores a los 600 °C, dirigiéndose éstos a la caldera de recuperación.
Recuperador de calor
Es un intercambiador de calor en el que el fluido caliente son
los gases de escape procedentes de la turbina de gas y que
circulan por el exterior, y el fluido frío es el agua-vapor que
circula por el interior de los tubos.
Los factores fundamentales para un funcionamiento adecuado son:
• Alta tasa de transmisión de calor.
• Caídas de presión pequeñas.
• Temperaturas de los gases en todo el recorrido mayores que
el punto de rocío para evitar corrosiones.
• Tolerancia a grandes variaciones de presión durante los
arranques.
El cumplimiento simultáneo de los dos primeros requisitos
es de difícil solución. A las temperaturas de caldera es necesario que el gas circule a altas velocidades para obtener una
elevada transmisión de calor, lo que entraña caídas de presión grandes, situación que va en contra del segundo factor,
por lo que para limitar dicha caída de presión se debe disponer en la caldera de unos tubos de diámetro reducido y,
por lo tanto, de un número elevado.
Los componentes de una caldera de recuperación de calor son los mismos que los de una caldera clásica (precalentadores, economizadores, evaporadores, sobrecalentadores y
calderines), y en algunos casos incorporan by-pass de gases.
Mediante este dispositivo se puede aislar la caldera del escape de la turbina de gas, de forma que ésta pueda funcionar
en ciclo abierto cuando se revise o repare la caldera.
También existe la posibilidad de aportar combustible adicional a la caldera para aumentar la potencia total del ciclo,
si bien a costa del rendimiento.
El ciclo combinado
frente a la central convencional
La teoría
La gran aportación del ciclo combinado a la producción de
energía eléctrica es el “rendimiento”, consecuencia del desarrollo de materiales capaces de soportar muy altas temperaturas, cuyo origen nace en la industria aeroespacial.
Definido el rendimiento de un ciclo termodinámico como
el cociente entre el trabajo realizado y el calor absorbido, y
teniendo en cuenta que el ciclo termodinámico es una serie cíclica de transformaciones, en las que un fluido absorbe calor
de una fuente térmica a superior temperatura, y se cede calor a un sumidero de calor a inferior temperatura realizando
un trabajo, el rendimiento de un ciclo ideal (gas ideal y transformaciones reversibles o sin variación de entropía) es:
η=
Tc - Tf
Tc
η = Rendimiento.
Tc = Temperatura del foco caliente.
Tf = Temperatura del foco frío.
De la fórmula se deduce que para obtener rendimientos
elevados interesa trabajar con altas temperaturas del foco caliente y bajar las del foco frío.
Para una central térmica convencional la temperatura del
foco caliente (Tc) es del orden de 550 °C, mientras que la temperatura del foco frío (Tf) es la temperatura ambiente.
Para una turbina de gas en ciclo abierto, la temperatura
del foco caliente (Tc) puede llegar a 1.400 °C, siendo la temperatura del foco frío (Tf) del orden de 600 °C.
Se puede concluir que en los ciclos agua-vapor (convencional) la temperatura del foco frío, temperatura ambiente, es
menor, mientras que en las turbinas de gas hay una temperatura del foco caliente mayor.
La optimización del foco caliente en los ciclos de combustión
interna y la del foco frío en los ciclos de combustión externa son
las condiciones necesarias para la mejora del rendimiento.
Como se ha indicado anteriormente, el ciclo combinado
aprovecha la energía de los gases en dos ocasiones, lo que
hace subir su rendimiento.
La realidad
La tecnología actual proporciona los siguientes rendimientos:
• Turbina de gas: 37%
• Térmica convencional: 40%
• Ciclo combinado: 58%
Por lo que a igualdad de precios de combustible, y sin tener en cuenta costes de inversión y de operación y mantenimiento, la posición de salida es claramente ventajosa para el
ciclo combinado.
La inversión necesaria, en dólares por kilovatio instalado,
para los distintos tipos de centrales se indica en la tabla 1, pudiendo alterarse según la importancia de las obras auxiliares
asociadas (cimentaciones, refrigeración, etc.). En la tabla 1 se
indica también el periodo aproximado de construcción a partir de la orden de comienzo. A estos plazos hay que añadir
-36-
Por otro lado, las cantidades de CO2 emitidas son menores (del orden de una cuarta parte frente a las de carbón), como consecuencia de su mejor rendimiento.
La rapidez de arranque de las turbinas de gas y su flexibilidad de operación son otras de las ventajas significativas
que aporta este tipo de centrales.
TABLA 1
Tipo
Carbón
$ / kW
Años
1.000
4
Gas/fuel
600
Ciclo combinado
450
Turbina de gas
300
3
2 - 2,5
1
Tecnología
Fig. 3. Configuración 1 x 1.
Fig. 4. Configuración 2 x 1.
los correspondientes al proceso de licenciamiento. Actualmente, en España, este proceso, hasta obtener la Declaración
de Impacto Ambiental positiva, supera los dos años.
La organización necesaria para la operación se ha optimizado al máximo en este tipo de centrales, gracias a su alto grado de automatización. Se están dimensionando plantillas de 35 personas para un grupo de 400 MW en disposición simple y del orden de 50 personas para centrales de dos
unidades. Téngase en cuenta que es frecuente hoy día encontrar organizaciones de 80 -120 personas para las centrales térmicas convencionales, en función de que sean de carbón o fuel-gas, monogrupo o multigrupo.
Las altas prestaciones que se demandan a las máquinas
exigen, como contrapartida, frecuentes, complejas y precisas
intervenciones de mantenimiento preventivo, fundamentalmente en la turbina de gas. Es necesario asegurar una alta
disponibilidad para conseguir producciones, y por lo tanto ingresos, que permitan la recuperación de la inversión. Ello deriva en un coste elevado de repuestos para mantener valores
de disponibilidad, como mínimo, del mismo orden que las
centrales clásicas (85 - 90 %).
El uso del gas como combustible lleva asociado un menor
impacto ambiental directo que las centrales clásicas de carbón y fuel-oil, por la no emisión de SO2 y de partículas y por
unas menores emisiones de NOx (del orden de una tercera
parte frente a las de carbón).
-37-
El desarrollo tecnológico en los últimos 10 años ha permitido
pasar de turbinas de gas de 125 MW y rendimiento 33 % a potencias de 250 MW y rendimiento superior al 37 %. Este avance en las turbinas de gas ofrece, actualmente, ciclos combinados con rendimiento cercano al 60 % y potencias de 800 MW.
El riesgo evidente es, por un lado, equipar centrales con
los más novedosos diseños, que tienen pocas o nulas horas de
funcionamiento que avalen la fiabilidad de la tecnología a
largo plazo, o adquirir equipos un poco más experimentados,
ofreciendo menor rendimiento y por lo tanto menos competitivos. El inversor tiene ante sí un dilema. El acierto en la decisión puede hacer que el proyecto sea un éxito o por el contrario se convierta en un problema.
Actualmente, los fabricantes que están ofreciendo sus productos en el mercado son: General Electric, ABB Alstom, Mitsubishi y Siemens-Westinghouse, con rendimientos entre el 56 y
el 58 %, potencias del conjunto entre 245 MW y 800 MW y dos
tipos de configuraciones 1 x 1 monoeje (Fig. 3) y 2 x 1 (Fig. 4).
Para potencias del orden de 800 MW la configuración
2 x 1 presenta ligeras ventajas frente a dos equipos 1 x 1
de 400 MW cada uno, al tener menor coste de instalación
(sólo una turbina de vapor) y un coste de operación y mantenimiento ligeramente inferior. Por el contrario, la disponibilidad puede ser ligeramente inferior.
El combustible
En un ciclo combinado, el coste del combustible representa el
65 % del total, los costes de capital el 24 % y la operación y
mantenimiento del orden del 11 %.
El volumen de inversión inicial y la estructura de costes indicada anteriormente obligan a disponer de un suministro fiable a largo plazo y al más bajo coste posible.
Actualmente, las reservas conocidas de gas aseguran un
aprovisionamiento por encima de los 60 años, mientras que las
reservas de petróleo sólo garantizan el suministro por 40 años.
El gas llega a España por los gasoductos del Magreb y de
Lacq (Francia)-Calahorra, y a través de plantas de regasificación a las que se suministra el gas licuado por vía marítima, situadas en Barcelona, Huelva y Cartagena.
El consumo de gas para la producción de energía eléctrica representa hoy día una parte mínima de la estructura de
la demanda del gas, estimándose que en el plazo de 10 años,
el 30 % del consumo de gas en España será para la producción de energía eléctrica.
■
Javier Villalba Sánchez
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Director de Producción
Iberdrola Generación, S.A.
O.P. N.o 52. 2000
Energía y medio ambiente.
Los Sistemas
de Gestión Medioambiental
Eduardo Ortega y Gómez
DESCRIPTORES
MEDIO AMBIENTE
SISTEMAS DE GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL
COMUNICACIÓN
Introducción
En el momento actual, la sociedad siente una preocupación
creciente por los efectos ambientales de la actividad humana.
Es sensible a afrontar el desafío que supone la posibilidad de
un cambio climático inducido por la actividad humana derivada de la producción y utilización de la energía.
El sector energético, como parte de la sociedad, no puede actuar sin tener en cuenta las incidencias medioambientales que conllevan la implantación y desarrollo de cualquier
actividad industrial y en particular la producción, transporte
y distribución de la energía.
Para reducir estas incidencias, aparte de promover hábitos de ahorro en el consumo y realizar nuevas instalaciones
aplicando las innovaciones tecnológicas para conseguir procesos con mayor eficiencia energética, no cabe duda de que
hay que admitir que en el estado de la situación de partida
pueden existir problemas medioambientales asociados a las
instalaciones del sector, pero estas incidencias deben ser analizadas y en lo posible ser atendidas.
Las empresas pioneras del sector se sienten comprometidas con la eficiencia energética y con el desarrollo medioambiental. Este compromiso está presente en sus políticas y estrategias comerciales, tecnológicas e industriales.1 Las empresas líderes del sector se comprometen a ir más allá del estricto cumplimiento de la normativa vigente, intensificando los
apoyos necesarios y estableciendo los procedimientos precisos para garantizar el uso racional de los recursos y la mini-
mización de los residuos, contribuyendo al desarrollo sostenible demandado por la sociedad. Para ello se conciben los Sistemas de Gestión Medioambiental que están implantando o
ya han implantado la mayoría de las empresas del sector.
Mejora continua
La implantación de un Sistema de Gestión Medioambiental no
sólo tiene como fin el garantizar de una manera documentada el cumplimiento de la normativa ambiental, sino, de una
manera primordial, el establecer un código de conducta de
mejora continua en la empresa que implanta el sistema.
Haciendo un pequeño repaso a la forma de tener en cuenta el medio ambiente por el hombre en el desarrollo de sus
actividades, en los inicios de la época industrial prácticamente no era tenido en cuenta el aspecto medioambiental, ya que
se consideraba como una fuente inagotable.
Es a finales de los años setenta y principios de los ochenta cuando el impacto ambiental se empieza a considerar como un elemento crítico, con una gestión tendente, más bien,
a paliar el efecto que produce la operación de las instalaciones. Sin lugar a dudas, las organizaciones ecologistas cumplieron un papel fundamental en la concienciación a la sociedad de la importancia de la consideración de estos aspectos.
En aquellos años la legislación ambiental protegía un respeto al medio ambiente pero sin un marco regulatorio que fijase procedimientos de actuación.
-38-
Fig. 1. Cada instalación de la empresa que implanta el Sistema de Gestión Medioambiental es objeto de análisis, se identifican sus aspectos medioambientales
y entra en el proceso de mejora continua del comportamiento medioambiental. Salto de Arbón. Potencia: 56 MW. Producción: 100 GWh.
A mediados y finales de los años ochenta es cuando aparecen las directrices, leyes y decretos específicos sobre evaluación de impactos sobre el medio ambiente, y también en
esta década aparecen las Agencias Medioambientales, Direcciones Generales de Medio Ambiente y, posteriormente,
Consejerías de los Gobiernos Autónomos.
Durante los años noventa se desarrolla la gestión medioambiental propiamente dicha. Es en esta época cuando algunas
compañías realizan auditorías medioambientales, enfocadas
fundamentalmente al cumplimiento de la legislación medioambiental y al control y disminución de riesgos.
Posiblemente en el futuro la historia juzgará la Cumbre de
Río (1992) como el punto de inflexión de la relación hombrebiosfera, a partir del cual se llegó al consenso, por parte de
una amplia representación internacional de Jefes de Estado,
de que había que dar un golpe de timón en el rumbo que estaban tomando algunos aspectos medioambientales clave.
Hay que tener en cuenta que unos 20 años antes (1970), en
la Cumbre de Estocolmo, tan sólo asistió un Jefe de Estado.
A finales de los noventa, y en el momento actual, se desarrolla la gran revolución en el campo de la gestión medioambiental: en el sector industrial se intenta sistematizar la gestión
medioambiental sobre la base de dos grandes principios, una
cultura de prevención y la búsqueda de la mejora continua. En
el entorno social es el momento de máxima efervescencia,
hasta la fecha, de todo “lo natural” o relacionado con la na-39-
turaleza, en todos los campos, desde la alimentación a las actividades de ocio, desde el diseño hasta los materiales. Prueba de ello son el tipo de ofertas de ocio, la proliferación de
certificaciones ambientales y ecoetiquetas y todo el “marketing” que se ha desarrollado en torno a la imagen del medio
ambiente. Los accionistas, consumidores, directivos, técnicos,
Administración y el hombre en general se ven como parte de
la naturaleza y, conscientes de los perjuicios que pueden comportar atentados contra ella, buscan cómo impedirlos.
Queda por ver el papel que podrán desempeñar los avances tecnológicos en materia de telecomunicaciones, con respecto a la gestión de los sistemas y recursos naturales y, en particular, en relación con la creciente globalización de los mercados.
Evolución de la política
ambiental comunitaria
De acuerdo con el anterior esquema, han sido cinco los PACMA2 (Programas de Acción Comunitaria en Medio Ambiente).
En el primer PACMA (1973-77), el objetivo marcado era
la prevención de los efectos en el medio ambiente, basándose en el principio de “quien contamina, paga”, y la consideración de la incidencia de los procesos técnicos. Todo ello sin
olvidar la importancia de promover la educación ambiental.
Desgraciadamente, la historia de la “ambientalización” de la
sociedad humana y sus prácticas no siempre ha seguido una
evolución paralela entre sus principios y aplicaciones. De heO.P. N.o 52. 2000
cho se han dado a menudo situaciones paradójicas; así, en
los albores del “quien contamina paga”, habida cuenta de
que las sanciones eran irrisorias, a menudo se podía hablar
de que “quien paga puede contaminar”.
El segundo PACMA (1977-81) surge como necesidad de
ampliar la anterior política en materia de medio ambiente.
Además de la prevención de situaciones y productos contaminantes, es necesaria una prevención del uso, es decir, una
gestión adecuada de los recursos naturales. Por tanto, se trata de una medida activa a favor del medio ambiente (no simplemente correctiva) y encaminada a favorecer una política a
escala global.
El tercer PACMA (1983-86) sigue apostando por una tecnología menos contaminante, al tiempo que pretende ejercer
un control sobre la contaminación de las aguas y el reciclaje
de residuos. Dentro del campo de la gestión de los recursos
naturales, se proclama la necesidad del ahorro de las materias primas y de las fuentes de energía. También se incorporan los aspectos económicos y sociales como puntos de interés medioambiental.
En el cuarto PACMA (1987-92), la urgencia de marcar
una normativa más estricta se hace evidente tras el progresivo deterioro del medio ambiente a escala mundial. Por otro
lado, el factor económico y la situación laboral cobran importancia como factores que se ven afectados por la política
medioambiental. Además de insistir en el tema de una tecnología poco contaminante, se establecen pautas para aplicar
la biotecnología y aumentar la seguridad nuclear. Se incluye
también un nuevo efecto medioambiental indirecto, poco tenido en cuenta hasta entonces y de difícil tratamiento: el ruido. El embrión de la Estrategia Mundial para la Conservación
de la Tierra (“pensar globalmente, actuar localmente”) empieza a fraguarse como la base del desarrollo sostenible que
guiará el siguiente PACMA.
El quinto PACMA (1993-00) es el que se mantiene en la
actualidad, y seguirá vigente hasta este año 2000. En este
PACMA se recogen las políticas medioambientales internacionales, que se centran en sostener el actual crecimiento socioeconómico haciéndolo compatible con la protección del medio
ambiente. Dicho de otra manera, se camina hacia el desarrollo sostenible, concepto éste que, si bien suena con insistencia
en los medios de comunicación, no es en absoluto una aportación genuina del pensamiento actual. De hecho, a finales
del siglo pasado el desarrollo sostenible ya figuraba entre los
principios básicos inspiradores de la proclamación del Parque
Nacional de Yellowstone. Nadie podría poner en duda que la
sostenibilidad, y también otras prácticas ahora reivindicadas,
como el reciclaje y la reutilización, han sido una realidad en
la Tierra, desde hace tiempo, si bien no han tenido el desarrollo que ha presentado el crecimiento de la población humana, lo que ha provocado los desequilibrios presentes.
Con el fin de adaptarse al citado principio de la sostenibilidad, tanto la Administración como las empresas, trabajadores, consumidores y usuarios se convierten en responsables
del cuidado medioambiental, es decir: la subsidiariedad y la
responsabilidad son compartidas. La evaluación de los ries-
gos ambientales pretende evitar posibles desastres ecológicos, incluyendo el riesgo de un cambio climático. Se trata, en
suma, de respetar la diversidad biológica y de reducir el volumen de residuos y el consumo de materias primas. También
se proclama aquí el derecho de todos a la información en
asuntos de medio ambiente, razón por la que establece la
mejora del acceso a dicha información.
Es dentro de este último PACMA donde se desarrollan varias herramientas de mercado para conseguir los principios
anteriormente señalados, entre ellos el Reglamento 1836/93,
un sistema de certificación europeo basado en las ecoauditorías, comparable al estándar internacional ISO 14001:96,
pero de mayor entidad y con reconocimiento administrativo.
Este reglamento es de obligada trasposición al marco legal de
todos los Estados miembros de la Unión Europea, pero tiene
carácter voluntario para las empresas. Se establece con el fin
de permitir que las empresas del sector industrial se adhieran
con carácter voluntario a un sistema comunitario de gestión y
auditorías medioambientales, denominado sistema de ecogestión y ecoauditoría. El cumplimiento de la norma, asegurado con la correspondiente certificación por un organismo
acreditado, garantiza que las empresas adheridas voluntariamente ponen en práctica políticas, objetivos y programas
en materia de medio ambiente y sistemas eficaces de gestión
aplicables a todas sus actividades.
Sistemas de Gestión Medioambiental
El Sistema de Gestión Medioambiental es la estructura organizativa, procesos y recursos del sistema general de gestión
empresarial que se ocupan de los aspectos medioambientales.
A partir de ahora nos referiremos a los Sistemas de Gestión Medioambiental (SGMA) según la norma ISO 14001, ya
que la mayoría de las empresas diseñan sus sistemas de acuerdo a ella. Esta norma establece como requisitos el compromiso de la empresa en la política medioambiental, el cumplimiento de la legislación aplicable y la mejora continua. La norma se aplica a los aspectos medioambientales que la organización puede controlar y sobre los que puede tener influencia.
La implantación de un SGMA presenta los siguientes beneficios principales:
• Estimula a la organización a realizar sus actividades de la
forma menos contaminante posible.
• Proporciona una herramienta de control y reconocimiento
en el mercado de sus aspectos medioambientales, lo que al
final significa un ahorro de costes, al comprender mejor los
procesos y su eficacia.
• Ofrece una confianza al exterior en las prácticas medioambientales de la organización, con una información verificada, lo que se traduce en una mejor imagen pública.
• Aporta una información contrastada por una tercera parte
independiente.
• Para la Administración pública simplifica los medios de
control por su parte, a la vez de aplicar normas racionales
y no las especificaciones elaboradas por la Administración
de forma genérica.
-40-
Fig. 2. La implantación de un Sistema de Gestión Medioambiental estimula a la organización a realizar sus actividades de la forma menos contaminante posible.
Proporciona el marco del establecimiento y revisión de los
objetivos y metas medioambientales y debe ser conocida,
comprendida, desarrollada y mantenida al día por todos los
niveles de la organización, a la vez que externamente es una
declaración de principios, prioridades e intenciones, por lo
que generalmente es pública.
Planificación
Fig. 3. Se identifican aquellas actividades, productos o servicios de
la empresa que tienen interacción con el medio ambiente (aspectos
medioambientales), se valoran según criterios como frecuencia
y susceptibilidad del medio al impacto asociado y se eligen
los significativos, de los que principalmente se ocupa el SGMA.
Política medioambiental
Es el primer paso para la implantación del SGMA. La alta Dirección debe definir los principios básicos dirigidos a la prevención de la contaminación. Incluye el compromiso del cumplimiento de la legislación medioambiental aplicable y la mejora continua.
-41-
El segundo paso en los SGMA comienza con la identificación
de los aspectos medioambientales de sus actividades para,
después de su evaluación, determinar aquellos que pueden
tener impactos significativos en el medio ambiente.
Los aspectos medioambientales son los elementos de las
actividades, productos o servicios de la organización que
pueden interactuar con el medio ambiente. Es importante diferenciarlos de los efectos o impactos medioambientales, los
cuales serían el resultado de la interacción, tanto si tiene consecuencias positivas como negativas.
Por ejemplo, un aspecto medioambiental como puede ser la
gestión del agua de un embalse, puede tener varios impactos,
unos positivos y otros negativos, como pueden ser el impacto
visual como consecuencia de oscilaciones de nivel, la alteración
de la calidad del agua por su retención, la afección a especies
piscícolas por cambios inducidos en el nivel del agua, etc.
Los aspectos medioambientales son valorados con diferentes criterios para determinar el grado de significación, ya que
el SGMA se va a ocupar fundamentalmente de los definidos
como significativos. Los criterios elegidos pueden ser, por
ejemplo, intensidad, susceptibilidad del medio al impacto, frecuencia y repercusiones económicas del impacto asociado.
También se define el mecanismo para conocer toda la legislación y normativa ambiental para establecer los requisitos
legales que afectan a todos sus aspectos medioambientales.
Una vez identificados los aspectos medioambientales significativos, se establecen los puntos de mejora internos de la
empresa, de forma cuantificada en la medida de lo posible y
aplicables a toda la organización o una parte. Son los Objetivos Medioambientales.
De los objetivos se derivan las Metas Medioambientales,
que son los requisitos detallados de actuación con el fin de alcanzar dichos objetivos.
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 4. Los objetivos y metas medioambientales establecen los puntos de mejora en las actividades, productos o servicios de la empresa
(aspectos medioambientales) de forma cuantificada. Río Cares. Escala de peces.
El establecimiento de los objetivos y metas es un punto clave
del sistema, ya que es la herramienta por la cual la empresa define su velocidad de mejora del comportamiento medioambiental. Deben mostrar coherencia con la política medioambiental,
además de con las opiniones de las partes interesadas, los cambios legislativos en materia medioambiental, las opciones tecnológicas al alcance de la organización y los recursos financieros y operacionales de la empresa.
El último paso en la planificación es la redacción del Programa Medioambiental, que consiste en la descripción documentada de las actuaciones previstas y de los medios asignados para lograr los objetivos y metas medioambientales en el
tiempo, así como la asignación de responsabilidades.
Implantación y funcionamiento
Para conseguir implantar el SGMA es necesario definir
“quién es quién” en la empresa, “quién hace qué”, y además
definir las responsabilidades y sobre quiénes recaen.
Hacerse cargo de las responsabilidades implica el que se
proporcione la formación y sensibilización necesaria, así como asegurar que todos los empleados tengan la competencia
profesional necesaria.
Además es primordial asegurarse de que en la identificación de problemas medioambientales intervenga todo el personal y pueda iniciar, recomendar o aportar soluciones a dichos problemas, e incluso sugerencias para la mejora del
comportamiento medioambiental, así como asegurar los cauces de comunicación tanto interna como externa acerca de la
gestión medioambiental, política medioambiental u otra cuestión relacionada con el comportamiento medioambiental.
Por otra parte, según la ley 38/95 sobre el derecho de acceso a la información en materia de medio ambiente, la información medioambiental es un derecho que tiene cualquier
persona física o jurídica a conocer los datos objetivos disponibles sobre el estado de las aguas, el aire, el suelo, la fauna,
la flora, las tierras y los espacios naturales, y sobre las actividades o medidas que les afecten o que se destinen a su protección, incluidas las medidas administrativas y programas de
gestión del medio ambiente, por lo que se han de habilitar los
cauces de comunicación externa precisos. Estrictamente hablando, esta ley se aplica sólo a la Administración; sin embargo, las empresas que se certifican acogen voluntariamente el compromiso de comunicación.
Todos los procesos anteriores y aquellos relacionados con
el medio ambiente, se encuentran en el Manual de Gestión
Medioambiental y en los Procedimientos Medioambientales.
El manual recoge los documentos utilizados para describir todas las normas o disposiciones tomadas por la empresa con
objeto de realizar una adecuada gestión medioambiental, y
los procedimientos contienen todas las acciones, recogidas
por escrito y ordenadas cronológicamente, que se llevan a
cabo para cumplir con cada función específica de la empresa, así como la asignación de responsabilidades.
Comprobación y acción correctora
Se debe medir y comprobar el cumplimiento de lo previsto en
el programa. Para ello la organización mantendrá al día los
procedimientos documentados para regular las características clave de sus operaciones y actividades que puedan tener
un impacto significativo en el medio ambiente. Además es ne-42-
cesario incluir un registro de la información de seguimiento
del funcionamiento, de los controles operacionales relevantes
y de conformidad con los objetivos y metas medioambientales de la organización.
Si no existe cumplimiento, es decir, cuando la actuación
real se aparta de la actuación planificada o cuando no se alcanza el resultado que se esperaba se produce una No Conformidad.
Existen tres fuentes de No Conformidades: los requisitos
especificados en la norma ISO 14001, los requisitos legales
medioambientales aplicables y los requisitos establecidos voluntariamente por la empresa.
En ocasiones la no conformidad no es real, es decir, no se
ha producido todavía pero se puede identificar el riesgo de que
se produzca. Es lo que se denomina No Conformidad Potencial.
La Acción Correctora buscará eliminar la causa que originó el problema, mientras que la Acción Preventiva intentará eliminar la causa de que un riesgo potencial se convierta
en una desviación.
Un elemento clave en el SGMA es la Auditoría, que es la
herramienta que tiene el sistema para comprobarse en todo
su conjunto y, por tanto, obtener información acerca de los
puntos débiles de la gestión medioambiental planificada. Las
auditorías son realizadas por personal debidamente cualificado, con formación y sin responsabilidad en el área a auditar. Se realizan periódicamente según un programa establecido y es la forma de comprobar por personal externo el
grado de implantación y la efectividad del Sistema de Gestión Medioambiental.
Revisión del sistema
La alta Dirección establece este compromiso, cuyos objetivos
son el verificar la adecuación del SGMA para el cumplimiento de la mejora continua del comportamiento medioambiental
y evaluar la eficacia del sistema para cumplir los requisitos.
Las revisiones son periódicas, y en ellas se hará referencia al menos a: los cambios en la política, objetivos y elementos del sistema; los resultados de las auditorías del SGMA; las circunstancias cambiantes y el compromiso de mejora continua adquirido en la política.
El medio ambiente y la comunicación
Es interesante hacer una reflexión sobre otro tipo de contaminación que no es medioambiental pero que afecta a las actuaciones relacionadas con el medio ambiente.
Hoy en día cualquier opinión sobre una obra o actividad industrial con incidencia medioambiental se informa de una manera sensacionalista y alarmista, lo que atraerá más lectores.
De la misma forma, es muy fácil increpar actuaciones que aparentemente tienen una gran incidencia medioambiental, ocasionada más por titulares sensacionalistas de prensa que por la
incidencia que la propia actuación ambiental pueda tener.
Las opiniones se publican a veces de forma que meras suposiciones de algún personaje supuestamente “ecologista” se
convierten en fundamento de un delito ecológico.
-43-
Por eso, quizá una de las peores contaminaciones que
existan sea la contaminación de las ideas cuando (y aquí no
se puede generalizar) algunos medios de comunicación prestan atención a opiniones que bajo una apariencia de abanderamiento medioambiental esconden otros intereses.
No cabe duda de que, en su día, estos planteamientos contribuyeron a que se tomasen en serio los problemas medioambientales, pero tampoco cabe duda de que si tales planteamientos no han conseguido enraizar con el grado de intensidad necesario, en la sociedad y sus prácticas, después de más
de 100 años de naturalismo y casi 40 años de ecologismo,
hay algo que falla. Posiblemente lo que ha fallado no ha sido
el mensaje, sino las formas de hacerlo llegar, que, lejos de evolucionar en paralelo a las demandas de la sociedad, se han
quedado demasiado a menudo ancladas en el anti-diálogo.
Sin duda otro aspecto clave a tener en cuenta es la educación ambiental. Es también muy posible que en las últimas
décadas no se haya invertido todo lo que hubiera sido deseable y necesario en educar a las sucesivas generaciones sobre
cuáles son las opciones de gestión de sistemas y recursos naturales. En cualquier caso, hoy en día, tanto en las escuelas como en las universidades, la ambientalización curricular es un
hecho, de modo que cabe pensar que en un futuro próximo
ningún equipo técnico debería necesitar tener un “ángel de la
guarda” ecologista que le indique qué está bien y qué no, qué
se puede hacer y cómo hacerlo con la mínima afección.
De este modo, en la situación actual, ya se plantean desde el proyecto los aspectos medioambientales de las obras
que se van a realizar y con la implantación de los SGMA los
aspectos medioambientales son considerados desde el corazón de la gestión de la empresa. No cabe duda de que ambas actuaciones son la mejor prevención de contaminación
medioambiental. En los proyectos con alguna repercusión medioambiental y en los SGMA intervienen equipos multidisciplinares de ingenieros y técnicos ambientales que aseguran el
que se contemplen los impactos medioambientales, realizando las medidas correctoras necesarias.
Creemos que en la actualidad ya se está llegando a un
cierto grado de madurez medioambiental en que cada vez
tienen menos cabida los planteamientos sensacionalistas y
oportunistas, para dar paso a criterios rigurosos de técnicos
competentes medioambientales con el verdadero interés de
trabajar por el desarrollo sostenible.
■
Eduardo Ortega y Gómez
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Coordinador de Obra Civil, UPH Viesgo. Endesa
Coordinador de Medio Ambiente, UPH Viesgo. Endesa
Representante ante la Administración de Grandes Presas,
UPH Viesgo y Nansa. Endesa
Bibliografía
1. Informe Anual de Medio Ambiente 1998, ENDESA, S. A.
2. Sistemas de Gestión Ambiental, AENOR, 1999.
3. Procedimientos medioambientales y Manual de medio ambiente, de la Unidad de
Producción Hidráulica Viesgo, ENDESA, S. A. ,1.999.
4. Medio ambiente y electricidad. Consideraciones desde la ingeniería, Comité de
Energía y Recursos Naturales, diciembre de 1999, monografía nº 19, Instituto de la
Ingeniería de España y Ministerio de Industria y Energía.
5. “Política de infraestructuras. El proceso de participación de la población en la toma de
decisiones”, Javier Rui-Wamba Martija, Revista de Obras Públicas, febrero de 2000.
O.P. N.o 52. 2000
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
Energías renovables,
residuos y cogeneración
Antonio Navarro Aranda y José María Marcos Fano
DESCRIPTORES
ENERGÍAS RENOVABLES
MARCO LEGAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES
MINIHIDRÁULICA
ENERGÍA EÓLICA
BIOMASA
SOLAR FOTOVOLTAICA
VALORIZACIÓN DE RESIDUOS
COGENERACIÓN
Introducción
Como es sabido, la evolución de la humanidad y de su calidad de vida ha estado desde siempre ligada a la utilización
de los recursos naturales y especialmente de la energía. La utilización y los conocimientos básicos que a lo largo de muchas
generaciones adquirió el ser humano sobre los elementos naturales y la energía marcaron hitos básicos en la historia.
Hasta el siglo XVIII la inmensa mayor parte de la energía
utilizada por la humanidad era de origen renovable, ya fuera aplicando la fuerza del agua o del viento, ya mediante la
combustión de elementos naturales, como la biomasa en sus
distintas formas, o bien utilizando la fuerza muscular de las
distintas especies animales o, incluso, la del propio ser humano. Todas estas formas de presentación de la energía tienen su origen en la energía que recibe el planeta desde el sol.
La utilización del carbón como combustible en las máquinas de vapor dio paso a la Revolución Industrial, y la utilización de los hidrocarburos a partir de mediados del siglo XIX
nos introdujo en la era del petróleo, en la que paulatinamente fueron cayendo en desuso algunas de las fuentes tradicionales de energía que habían sido motor de la humanidad
hasta pocas décadas antes.
La utilización civil de la energía nuclear a mediados de este siglo, junto con el consumo masivo de productos petrolíferos, ha permitido hacer frente al crecimiento de la demanda
durante el último tercio del mismo.
Durante estos últimos años del siglo XX, paralelamente a la
aparición de la primera y, especialmente, de la segunda crisis del petróleo, tomó fuerza en las sociedades desarrolladas
la idea de impulsar otras energías. Bajo la denominación de
energías alternativas se engloban las denominadas energías
renovables, las procedentes de los residuos y las aplicaciones
energéticas de alto rendimiento que durante los años de los
combustibles fósiles baratos no se habían considerado.
Mención aparte en este proceso de abandono de las energías renovables merece la energía hidroeléctrica, íntimamente ligada al desarrollo de la energía eléctrica desde sus orígenes a finales del siglo pasado. La utilización energética del
recurso agua, basada en el aprovechamiento de la energía
potencial de un determinado caudal, no ha caído nunca en el
olvido. Por el contrario, la energía eólica, empleada durante
varios siglos como energía mecánica, no ha sido aprovechada hasta hace pocos años para la producción eléctrica.
En definitiva, la energía es un bien de primera magnitud.
Cada vez más rápido se modifican las pautas de consumo de
energía, y sus formas de producción y abastecimiento. La demanda de energía aumenta no sólo por el desarrollo económico y de nuevas actividades empresariales, sino también por
la tendencia a satisfacer un número creciente de necesidades
de cada vez más habitantes del planeta.
En este artículo se va a tratar del estado actual y las perspectivas de desarrollo de unas energías, como hemos dicho,
denominadas alternativas, desde la visión de su aprovechamiento mediante su conversión en electricidad: las energías
renovables (solar, hidráulica, eólica, biomasa), los residuos
(urbanos, industriales…) y la cogeneración (aprovechamiento combinado de una energía para la producción secuencial
de electricidad y calor útil).
Para conocer los motivos que han llevado a las sociedades
más desarrolladas a impulsar este tipo de energías, hay que
remontarse a mediados de la década de los setenta, cuando
la primera crisis del petróleo había causado efectos devastadores en las economías desarrolladas y estaba latente una segunda crisis cuyos efectos serían más duraderos. En aquellos
momentos, la participación del petróleo en los balances de
energía primaria de estos países alcanzaba tasas mayoritarias, del orden del 50 % o más (en España el 70 %), las posi-46-
bilidades más o menos reales de desabastecimiento, las expectativas de elevación de los precios del petróleo, con una
incidencia relevante en la balanza de pagos, etc. centraron la
atención de los planificadores en la posibilidad del desarrollo
de las energías renovables, por sus características de fuentes
autóctonas, renovables y no contaminantes. Al mismo tiempo
que se buscaba aumentar la eficiencia energética para permitir un crecimiento del PIB con menor consumo energético, se
comenzó a fomentar la cogeneración, que, aunque utilizando
combustibles convencionales, permite obtener un mayor rendimiento energético global que la producción o adquisición
de energía eléctrica y la producción de calor separadamente.
Más recientemente, durante las décadas de los ochenta y los
noventa, el principal argumento para la promoción de este tipo
de energías, renovables y cogeneración, ha sido el medioambiental. La limitación de emisiones de gases de efecto invernadero acordada en el Convenio de Kyoto es uno de los motivos
que más se esgrimen para el fomento de las energías renovables, incluido el aprovechamiento de la biomasa mediante su
combustión, ya que aunque en este caso se emite CO2, éste ha
sido previamente fijado en el combustible, por lo que el efecto
es neutro al no producirse un incremento del CO2 atmosférico.
Otros motivos que justifican la promoción de este tipo de energías son la fijación de población en áreas rurales, la creación
de puestos de trabajo, en muchos casos en zonas no industrializadas, el desarrollo tecnológico y de la industria de bienes de
equipo y el potencial crecimiento de cara a la exportación.
El desarrollo en el marco europeo
de las energías alternativas
El desarrollo de las energías renovables y de la cogeneración
ha sido desde hace tiempo uno de los objetivos centrales de la
política energética comunitaria. En 1986 la Unión Europea ya
se fijó como objetivo energético el fomento de estas fuentes.
Con motivo de la publicación en 1996 del Libro Verde de las
energías renovables se produjo un amplio debate público sobre
las medidas que podrían emprenderse a escala comunitaria y
de los Estados miembros y se suscitó una importante reacción
en los organismos y agentes interesados en estos temas.
Consecuencia de todo ello fue la publicación de la Comunicación de la Comisión denominada Libro Blanco para una
estrategia y plan de acción comunitarios, en el cual se establecía como objetivo global, no vinculante jurídicamente, el
de lograr una penetración de las fuentes de energía renovables del 12 % en términos de energía primaria antes del año
2010. La definición de las estrategias se dejaba a la subsidiariedad de los Estados miembros.
Las inversiones necesarias para lograr ese objetivo se estiman en el propio Libro Blanco en 165.000 millones de euros para el periodo 1997-2010 (véase la tabla 1).
En el caso de España, la Ley 54/97 del Sector Eléctrico,
aprobada el mismo mes que el Libro Blanco, introdujo en una
Disposición Transitoria el mandato de que la Administración
estableciera un Plan de Fomento de Energías Renovables con
el fin de lograr en nuestro país el objetivo establecido en el
ámbito comunitario.
-47-
TABLA 1
Objetivos de generación eléctrica
del Plan de Fomento de Energías Renovables en España
Objetivos hasta 2010
Minihidráulica < 10 MW
Hidráulica 10-50 MW
Eólica
Biomasa
Biogás
Solar térmico-eléctrica
Solar fotovoltaica
Residuos sólidos
Total
Potencia (MW)
Energía (GWh)
720
350
8.140
1.708
78
200
135
168
11.499
2.232
700
19.536
11.913
494
413
203
1.037
36.528
Objetivos parciales hasta 2006
Inversión
hasta 2006
% avance
(millones
de euros)
61
60
59
48
44
49
45
60
55
594
140
4.548
1.550
70
331
465
442
8.140
Durante 1998 y 1999 surgieron de distintas instancias comunitarias diversos informes y propuestas relativas a la armonización para el fomento de las energías renovables, al establecimiento de reglas comunes para su desarrollo e introducción de criterios de competencia en el mismo.
Por fin, en mayo del presente año, la Comisión Europea ha
adoptado una propuesta de Directiva para la promoción de
las energías renovables en el mercado interior de la electricidad con el objetivo básico de incrementar significativamente la
producción eléctrica con estas energías en la Unión Europea.
La propuesta de Directiva requiere a los Estados Miembros la puesta en marcha de las medidas que sean necesarias
para asegurar que el desarrollo de las energías renovables
esté en línea con los objetivos definidos en los ámbitos nacional y comunitario. Otros planteamientos de la propuesta de
Directiva son los siguientes:
• A corto y medio plazo cada Estado Miembro podrá aplicar
los sistemas de apoyo que considere adecuados para la
promoción de estas energías. En un plazo de cinco años la
Comisión juzgará si se puede proceder a una armonización de estos sistemas dentro de la Unión Europea.
• Se prevé la emisión de certificados verdes por parte de los
Estados Miembros, de forma que estos certificados acrediten el origen renovable de la energía. Estos certificados serán mutuamente reconocidos por los Estados. Esto es, se
sientan las bases para la creación de un mercado de energías renovables.
A estos efectos, la energía procedente de las grandes
instalaciones hidroeléctricas (mayores de 10 MW) se considera renovable, pero estas instalaciones continúan excluidas en lo que a incentivos económicos se refiere.
• Se prevé la publicación de reglas estándar en relación con
la financiación de las adaptaciones técnicas que deban realizarse en la red y de las interconexiones para permitir el acceso a la misma de estas energías.
• Como situación actual y objetivos indicativos por países la
propuesta contiene la información que figura en la tabla 2.
En el ámbito de la Unión Europea, la propuesta de Directiva pretende que la generación eléctrica con energías renovables, incluyendo la gran hidráulica, se incremente en
ocho puntos porcentuales en el periodo 1997-2010, pasando del 13,9 % en 1997 al 22,1% en 2010.
O.P. N.o 52. 2000
TABLA 2
Participación de las energías renovables en la generación de
electricidad en la Unión Europea en 1997 y previsiones para 2010
Austria
Año 1997 (%)
Año 2010 (%)
72,7
78,1
Año 1997 (%) sin Año 2010 (%) sin
hidroeléctrica
hidroeléctrica
> 10 MW
> 10 MW
10,7
21,1
Bélgica
1,1
6,0
0,9
5,8
Dinamarca
8,7
29,0
8,7
29,0
Finlandia
24,7
35,0
10,4
21,7
Francia
15,0
21,0
2,2
8,9
Alemania
4,5
12,5
2,4
10,3
Grecia
8,6
20,1
0,4
14,5
Irlanda
3,6
13,2
1,1
11,7
14,9
Italia
16,0
25,0
4,5
Luxemburgo
2,1
5,7
2,1
5,7
Holanda
3,5
12,0
3,5
12,0
Portugal
38,5
45,6
4,8
21,5
España
19,9
29,4
3,6
17,5
Suecia
49,1
60,0
5,1
15,7
1,7
10,0
0,9
9,3
13,9
22,1
3,2
12,5
Reino Unido
Unión Europea
• En los Estados miembros operan diferentes mecanismos de
apoyo, tales como la ayuda a la inversión, reducciones y
exenciones de impuestos, o ayudas directas al precio (primas), siendo este último el procedimiento más común.
Actualmente en la Unión Europea existen básicamente
dos esquemas de ayuda directa al precio de las energías
renovables:
– Sistema de cuotas: el Estado miembro decide un nivel
deseable de penetración en su sistema eléctrico de energías renovables y los promotores compiten por la asignación de los apoyos. Es el sistema utilizado en el Reino Unido, Irlanda y los Países Bajos.
Se utilizan dos mecanismos diferentes:
• Procedimiento de subastas: se subasta entre los promotores de proyectos de energía renovable el importe de las ayudas por kilovatio-hora, desarrollándose
aquellos proyectos que han solicitado una menor ayuda. El coste adicional de las ayudas recae en los consumidores mediante un impuesto.
• Procedimiento de certificados verdes: la generación
eléctrica procedente de energías renovables se coloca
a precios de mercado. La financiación adicional necesaria para la puesta en el mercado de estas energías
se consigue obligando a que los consumidores consuman una parte de su energía cuyo origen esté avalado por certificados verdes. De esta forma se desarrolla un mercado secundario de certificados en el que
los titulares de instalaciones renovables compiten en
precio para colocar sus certificados.
– Sistemas de apoyo fijo: el Estado reconoce a la producción realizada con distintas tecnologías una prima por
kilovatio-hora que se añade al precio del mercado. Es
el sistema que se utiliza en Alemania y España.
El esfuerzo se centrará precisamente en las energías renovables con excepción de la gran hidráulica, ya que se pretende
que estas energías pasen de suponer el 3,2 % de la generación
eléctrica al 12,5 %, esto es, casi cuadruplicar su penetración.
En el caso de España, las energías renovables en su conjunto deberían incrementar su penetración en casi 10 puntos
porcentuales para alcanzar el 30 % en 2010, y si se exceptúa la gran hidráulica deberán casi quintuplicar su penetración desde el 3,6 % actual hasta el 17,5 %. Estos objetivos
son coherentes con lo propuesto en el Plan de Fomento de
Energías Renovables aprobado por el Gobierno en diciembre de 1999.
En el ámbito de la cogeneración, en 1997, la Comisión
Europea emitió una comunicación para la promoción de la
cogeneración, con el objeto de proponer una estrategia comunitaria, en el contexto de la política energética de la Unión
Europea (competitividad, seguridad de suministro y protección del medio ambiente), que facilitara el desarrollo de la cogeneración y su penetración en el mercado europeo de la
energía como un sistema de ahorro energético y de protección del medio ambiente para la producción de calor y electricidad. Como razones clave se mencionan el cumplimiento
de los compromisos de Kyoto, el uso eficiente de la energía y
la existencia de un gran potencial de aprovechamiento.
Entre los elementos base de la estrategia propuesta cabe
destacar la definición de un objetivo cuantitativo: “Duplicar la
contribución de la cogeneración en la producción eléctrica de
la Comunidad Europea, pasando del 9 % [204 TWh en 1997]
al 18 % en el año 2010”.
Como dato de referencia, cabe indicar que en 1997 la
contribución de la cogeneración en la producción eléctrica de
España puede estimarse en un 8,6 % y que en 1999 tal porcentaje puede situarse en un 11,7 %.
Posteriormente, la Unión Europea emitió una comunicación sobre eficiencia energética. En ella se indica que las actuaciones en este ámbito deben situarse en los contextos del
logro de un desarrollo sostenible y de protección del medio
ambiente. El cumplimiento de los compromisos adquiridos en
Kyoto y la necesidad de explotar el potencial existente en eficiencia energética justifican también esta comunicación.
La comunicación detalla los elementos a considerar en
una estrategia comunitaria para mejorar el uso racional de la
energía. El foco central de la estrategia es la realización del
potencial económico que en eficiencia energética existe en la
Unión Europea.
Entre las prioridades de acción que apunta la comunicación se cita la promoción de la cogeneración, para la que expresamente se dice: “El uso de la cogeneración en los sectores de industria, terciario, residencial y eléctrico es crítico para la eficiencia energética y debe continuar siendo promovido por la Comunidad y los Estados Miembros.”
Esta comunicación es el primer paso de la estrategia propuesta por la Comisión Europea para mejorar el uso racional
de la energía. Como segundo paso, la Comisión anunció la
preparación de un plan de acción para la eficiencia energética
que hasta la fecha no es más que un borrador. El primer apar-48-
tado del plan de acción se refiere a la integración de la eficiencia energética con otras políticas y programas de la Comunidad y de los Estados Miembros, como las referidas al desarrollo regional y urbano, a la fiscalidad, a la I+D, y a la cooperación. En este apartado, la cogeneración es únicamente citada como una de las posibles medidas de eficiencia energética en el marco del desarrollo regional y urbano.
El segundo apartado del plan de acción propone una serie de iniciativas comunitarias sobre políticas y medidas comunes que puedan ser implantadas de forma coordinada en
la Unión Europea. En dos de las iniciativas aparece expresamente la cogeneración.
TABLA 3
Potencia en régimen especial a 31-XII-1999
Potencia instalada (MW)
Excedentes vertidos
a la red en 1999 (GWh)
Cogeneración
Solar
Eólica
Hidráulica <10 MW
Biomasa
Biogás
Gas residual
Residuos agrarios
Residuos
Tratamiento de residuos
4.129
1
1.358
1.339
46
14
12
20
278
29
16.856
1,4
2.676
3.773
69
55
62
80
1.317
98
Total nacional
7.226
24.987,4
El marco de las energías renovables,
los residuos y la cogeneración en España
En lo que se refiere al ámbito nacional, el fomento de las energías renovables, los residuos y la cogeneración tiene su punto de partida en el año 1980 con la promulgación de la Ley
82/80 de Conservación de la Energía, con algún retraso respecto al resto de países europeos, que hicieron caso más rápidamente a las iniciativas de eficiencia y diversificación energética propugnadas por organismos internacionales, especialmente por la Agencia Internacional de la Energía, tras la
primera crisis del petróleo. Esta ley fue concebida tras la segunda crisis del petróleo con el fin de adoptar medidas, desde los diferentes sectores y organismos, para aumentar la eficiencia energética y reducir la dependencia del exterior. Con
esta ley se creó un marco legal y administrativo, poniendo los
cimientos en los que se ha basado el posterior desarrollo, sobre todo mediante la conversión en electricidad de estas energías, al indicar que este tipo de instalaciones tenía derecho a
“transferir a la compañía suministradora de electricidad sus
excedentes de energías, siempre que técnicamente fuese posible su absorción por la red, y percibir por ello el precio que
reglamentariamente se determinara”. Este párrafo engloba los
tres ejes sobre los que se ha basado el fomento de estas energías desde el punto de vista de su conversión en electricidad:
• El derecho de estas instalaciones a ser interconectadas a la
red de la empresa distribuidora.
• La obligación de compra de la energía excedentaria por
parte del sistema eléctrico a través de la distribuidora.
• A un precio definido reglamentariamente.
Esta política de fomento, instrumentada a través de la normativa dispersa durante la década de los ochenta, cuajó definitivamente con la publicación del Real Decreto 2366/94,
que tuvo un marcado carácter codificador. Durante la vigencia de este Real Decreto ha aumentado considerablemente la
participación de las energías renovables y de la cogeneración, tanto en términos de potencia instalada como de energía vertida a la red (véanse las tablas 3 y 4).
El tratamiento económico de estas energías ha ido modificándose a lo largo del tiempo. Con anterioridad a la Ley de
Conservación de Energía, las instalaciones de energía renovable, prácticamente sólo centrales hidroeléctricas que no
eran propiedad de las empresas eléctricas, vendían su producción a estas últimas sobre la base de contratos privados
-49-
TABLA 4
Participación del régimen especial
en la cobertura de la demanda peninsular
Año
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
Demanda
% Producción de
Ventas de energía de la
Régimen Especial
Δ% Régimen peninsular en
Δ%
Producción de Régimen
Especial barras de central Demanda sobre demanda en
Especial (GWh)
(GWh)
barras de central
1.043
1.630
3.139
4.014
5.697
9.199
9.596
13.659
16.091
19.781
24.251
–
56
93
28
42
44
17
42
18
23
23
129.361
135.306
140.116
141.474
141.583
146.282
151.769
156.245
162.180
172.932
184.002
–
4,60
3,55
0,97
0,08
3,32
3,75
2,95
3,80
6,63
6,40
1
1
2
3
4
6
6
9
10
11
13
Incluye producción procedente de instalaciones minihidráulicas, eólicas, biomasa, fotovoltaica, residuos y cogeneración.
de compra-venta de energía, que solían tener como referencia precios de la generación con combustibles convencionales y se actualizaban con la tarifa media.
Posteriormente, el precio de venta de la energía de las instalaciones de energías renovables y de las centrales de cogeneración se ha venido ligando con algún precio de venta de la
energía eléctrica a clientes. Así, por ejemplo, en 1982 se ligaba con el término de energía la tarifa E.3.1 (larga utilización inferior a 36 kV), sobre la que se aplicaban unos coeficientes correctores para la energía garantizada, programada o eventual.
El Real Decreto 2366/94 siguió también utilizando como
referencia diversas tarifas de venta de energía a clientes aunque introdujo unos coeficientes de costes no evitados y de aportación a la política energética para ajustar el precio de venta
de energía eléctrica.
La Ley del Sector Eléctrico de noviembre de 1997 cambia,
en principio, el sistema de remuneración de las instalaciones
en régimen especial, sustituyendo las fórmulas de remuneración basadas en tarifas por el régimen retributivo general,
que adicionalmente se complementará con una prima.
Con el actual mercado de generación, los titulares de instalaciones que operan en régimen ordinario (centrales nucleares, térmicas convencionales e hidroeléctricas de tamaño medio y grande) están obligados a presentar ofertas económicas
para cada una de sus instalaciones de generación. Básicamente estas ofertas son ordenadas de menor a mayor precio
por el Operador del Mercado. El nivel de precio correspondiente a la instalación con que se casa la oferta y la demanda
O.P. N.o 52. 2000
banda porcentual comprendida entre el 80 y el 90 % del precio medio de la electricidad. (Este precio medio se calculará
dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de electricidad entre la energía suministrada).
define un precio marginal, llamado precio de generación del
mercado mayorista, y se aplica a todas las instalaciones que
ofertaron a precios inferiores y que son las que, en principio,
operan en cada periodo horario, quedándose fuera el resto de
instalaciones que presentaron ofertas más caras. El precio que
perciben las instalaciones seleccionadas se complementa con
el pago por garantía de potencia y con el pago por servicios
complementarios que efectivamente presten.
Las instalaciones de energías renovables, incluidas las pequeñas centrales hidroeléctricas, las instalaciones de valorización energética de residuos y cogeneración, operan en el
denominado régimen especial, que se distingue, básicamente, del régimen ordinario en que las instalaciones allí encuadradas no tienen obligación de presentar estas ofertas. Esto
es, la energía procedente de estas instalaciones se despacha
de forma absolutamente prioritaria con respecto al resto de
instalaciones, lo cual supone una ventaja operativa muy clara en un mercado de generación liberalizado y competitivo.
La única diferencia entre la remuneración de las instalaciones en régimen ordinario y en régimen especial será que
estas últimas percibirán, además, una prima cuyo importe se
fija reglamentariamente con la actualización de las tarifas
eléctricas (véase la tabla 5).
Adicionalmente, en la propia ley se introduce un mecanismo de garantía de precio final a aplicar a las renovables
no hidráulicas, biomasa y centrales hidroeléctricas de menos
de 10 MW, ya que dicho precio final deberá estar en una
Tecnologías
Las energías renovables son aquellas que utilizan como energía primaria la energía hidráulica –aunque se cuestione con
excesiva frecuencia su impacto ambiental–, la energía eólica
(aprovechamiento del potencial de viento), la energía solar,
tanto térmica (calentamiento de fluidos) como fotovoltaica
(producción de energía eléctrica), la energía geotérmica, la
energía de las olas, de las mareas, y de las rocas calientes y
secas. Junto a estas modalidades, hay que incluir dentro del
término de energías renovables a la biomasa primaria (vegetales de crecimiento inferior a un año) y secundaria (residuos
tales como estiércoles, lodos de depuradora, residuos agrícolas, forestales, biocombustibles y biogás).
En el marco de las energías renovables, son clásicas las
aportaciones de la energía hidroeléctrica y la generación mediante biomasa. Aunque constituyen el grueso actual de la
generación eléctrica por energías renovables, desde finales
de los años ochenta vienen aumentando las investigaciones
tecnológicas en nuevas aplicaciones, como son la energía eólica, la solar o la valorización de residuos, que incrementan
paulatinamente su participación en el mercado de generación
eléctrica desde estos años.
TABLA 5
Primas a la producción eléctrica en régimen especial
Intervalo de potencia
(MW)
Prima (pta/kWh)
≤ 10
10-25
3,08
3,08 - 1,54
≤ 0,005
resto
< 50
< 50
< 10
10 - 50
< 50
< 50
< 50
< 50
60,00
30,00
4,79
4,97
4,97
4,97 - 0,00
4,61
4,26
Sin prima la energía correspondiente a combustible no renovable
Proporcional a la potencia de cada tipo
66,00
36,00
10,42
10,59
10,59
–
10,24
9,89
–
–
< 10
10-50
650
3,50
3,50-0,95
Sin prima la energía correspondiente a combustible no renovable
–
–
–
1. Purines de porcino
< 15
15-25
3,76
3,76-1,88
–
–
2. Lodos
< 10
10-25
3,76
3,76-2,89
–
–
3. Otros
< 10
10-25
2,41
2,41-1,21
–
Tipo de instalación
a. Cogeneración y calores residuales
Precio total alternativo
(pta/kWh)
b. Renovables no consumibles y biomasa
1. Solar
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Eólica
Geotérmica y otras
Hidroeléctricas
Hidroeléctricas
Biomasa primaria (vegetal de ciclo anual)
Residuos de biomasa
Grupos 6 y 7 con combustible de apoyo entre el 10 y 50% (en energía primaria)
Centrales mixtas
c. Residuos
1. Residuos urbanos
2. Otros residuos
3. Grupos anteriores con combustibles convencionales
d. Tratamiento y reducción de residuos de sectores agrícola, ganadero y servicios
Renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa y residuos agrícolas, ganaderos o de servicio de más de 50 MW: 0,95 pta/kWh.
Notas
Todas las primas son de duración ilimitada excepto las del grupo a (cogeneración). En este caso si son de menos de 10 MW perciben la prima durante 10 años y si son de más de 10 MW mientras perduran los CTC.
La prima del grupo b.1. (solar) se reducirá a 30 pta/kWh cuando la potencia de instalación supere los 5 kW y la potencia total instalada en España supere los 50MW.
Para las instalaciones tipos b.1 a b.7 (excepto b.5) existe la posibilidad de aplicar un precio total en lugar de precio de mercado más la prima.
Actualización de primas:
Instalaciones de tipo a y d: variación interanual de tipos de interés, de la tarifa eléctrica y del precio del gas, ponderando las tres variables a partes iguales.
Instalaciones de tipo b: con la variación del precio medio de venta de la electricidad, que se aplicará sobre la suma del precio de mercado más la prima.
Instalaciones tipo c: con la variación interanual de los tipos de interés y la tarifa eléctrica.
También se prevé la revisión global de las primas (y de los precios en el caso de instalaciones acogidas a la reglamentación anterior) cada cuatro años en función de diversas magnitudes macroenergéticas.
-50-
Fig. 2. Minicentral hidroeléctrica de Arrollandieta (1928).
Fig. 1. Sondeo con fines geotérmicos.
Fig. 3. Minicentral hidroeléctrica de Pereruela.
Finalmente, la cogeneración y otras formas de producción
térmica de electricidad asociadas a actividades no eléctricas
propician una mejora de la eficiencia energética al conseguir
elevar rendimientos, reducir el consumo y, consecuentemente,
proteger el medio ambiente.
Instalaciones hidroeléctricas de pequeña potencia
La tecnología hidráulica es una tecnología madura en la actualidad. Las turbinas, en sus diferentes tipos, han evolucionado a lo largo del presente siglo con los avances técnicos industriales. Los equipos presentan actualmente una eficiencia
elevada y una amplia gama de caudales y saltos con altos
rendimientos mecánicos. La incorporación de las nuevas tecnologías en su automatización y control ha permitido una mejora considerable en la explotación y mantenimiento de este
tipo de instalaciones (véase la tabla 6).
El desarrollo futuro de esta tecnología está encaminado
hacia el uso de nuevos materiales, diseños más sofisticados
para la simulación de flujo en campos tridimensionales, la estandarización de los equipos de control y la utilización de microturbinas para aprovechamientos de pequeña entidad.
El problema que en la actualidad limita el desarrollo de estas obras hidráulicas es el medio ambiente. La consideración
de las minicentrales como instalaciones que provocan un importante impacto ambiental es un concepto bastante arraigado entre los colectivos de defensa de la naturaleza, incluso entre los responsables de las Administraciones públicas. En el
ámbito de las obras civiles, con un peso importante en la cons-51-
Fig. 4. Interior de la minicentral hidroeléctrica de Viana 3.
TABLA 6
Potencia instalada en minicentrales hidraulicas (< 10 MW)
Año
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
153
184
213
262
334
396
512
606
660
725
765
795
839
889
–
20
16
23
27
19
29
18
9
10
6
4
6
6
O.P. N.o 52. 2000
trucción de las centrales hidroeléctricas, los esfuerzos se centran en evitar la degradación ambiental, desde una definición
apropiada en la fase de proyecto hasta la aplicación de las
medidas correctoras necesarias. Los caudales ecológicos constituyen el aspecto medioambiental más debatido, siendo fundamental llegar a alcanzarse un compromiso social capaz de
compatibilizar el concepto río como valor medioambiental y
como recurso energético.
La experiencia de obras hidráulicas en nuestro país es extensa y, del mismo modo, existe un número suficiente de fabricantes, montadores e instaladores para dar servicio a las
demandas de mercado.
Instalaciones eólicas
No tanto como en el caso de la tecnología hidroeléctrica, la
tecnología eólica tiene en la actualidad un nivel de madurez
bastante elevado, con un desarrollo comercial importante (Tablas 7 y 8). Desde mediados de los años ochenta la tecnología
eólica ha progresado de un modo vertiginoso; ha evolucionado desde aerogeneradores de potencia unitaria de decenas de
kilovatios hasta aerogeneradores de potencia nominal de
1.500 y 2.000 megavatios, introducidos ya en el mercado, y
con una fiabilidad elevada. Para corroborar este desarrollo se
espera que el crecimiento del parque eólico en España alcance en 15 años una capacidad suficiente que iguale en producción al hidráulico, teniendo en cuenta que el desarrollo hidráulico se ha producido en un periodo superior a 100 años.
La tecnología eólica ha conducido a máquinas de eje horizontal, tripala, bajo mantenimiento y alta calidad de suminisTABLA 7
Energia eólica en Europa
Año
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
1995
2.529
–
1996
3.496
38
1997
4.695
34
1998
6.430
37
1999
8.915
39
TABLA 8
Potencia eólica en Europa
País
Potencia a 31-XII-1999 (MW)
MW instalados en 1999
Austria
42
Bélgica
9
3
1.700
289
38
21
Dinamarca(est)
Finlandia
Francia
12
19
0
4.444
1.569
Grecia
121
73
Irlanda
68
5
281
101
Alemania
Italia
Luxemburgo
Holanda
10
1
409
69
Portugal
57
6
España
1.180
346
Suecia
195
19
Reino Unido
342
18
8.915
2.532
Total
tro eléctrico. La vida útil de estas máquinas, en algunos fabricantes, se aproxima a los 25 y 30 años. Las posibilidades
abarcan diferentes alturas de torre y diámetro de rotor que,
junto a otras variaciones de diseño, optimizan los recursos eólicos de un emplazamiento determinado.
La tecnología eólica se ha desarrollado en sus inicios en
Dinamarca, Alemania y Estados Unidos. En la actualidad España ocupa un lugar destacado en el aprovechamiento de los
recursos eólicos nacionales y cuenta con tres tecnólogos españoles y otros tres suministradores con acuerdos de fabricación con prestigiosos tecnólogos europeos. Se fabrican máquinas comerciales, en nuestro país, entre 100 y 1.000 kW.
Existen modelos de paso y velocidad fijos, lo que implica un
menor coste y una mayor resistencia, aunque supone un rendimiento inferior; los modelos de paso variable, muy utilizados en la actualidad, permiten la regulación por pérdida aerodinámica; además se fabrican modelos que incorporan un
sistema de velocidad variable que posibilita una mejora de la
eficiencia y una reducción de los esfuerzos mecánicos.
La mayor parte de los fabricantes nacionales e internacionales posee certificados de aseguramiento de la calidad en sus
sistemas de diseño y fabricación de elementos, con lo que asegura unas disponibilidades técnicas superiores al 95 % y el cumplimiento de sus curvas de potencia con tolerancias reducidas.
Además de las mejoras en los trenes de potencia, paso y
velocidad variables, sistemas de control y materiales, dos aspectos fundamentales en el desarrollo de esta tecnología son
los resultados obtenidos con la utilización de máquinas de gran
tamaño, por un lado, y con el desarrollo de plantas eólicas
“off-shore” en áreas marinas de poca profundidad. Los aerogeneradores de gran tamaño obtienen unos aumentos de energía específica (kWh/m2) considerables; éstos son posibles al
elevar la altura de torre y aumentar el diámetro del rotor. La opción de desarrollar estas grandes máquinas exige un nuevo diseño que no incorpore un sobrepeso excesivo; las cargas principales de un aerogenerador se incrementan significativamente con el tamaño y, por lo tanto, el aumento del peso y los costos de fabricación. Los esfuerzos tecnológicos en el desarrollo
de las plataformas “off-shore”, que comienzan a desarrollarse
en Dinamarca, pueden dar lugar a innovadores diseños, trasladables en términos técnicos y económicos a las tecnologías
aplicadas en emplazamientos convencionales en tierra.
Instalaciones de generación mediante biomasa
El concepto de la generación eléctrica mediante biomasa engloba, entre otros, a los residuos forestales y agrícolas, los
producidos en industrias de transformación agropecuaria o
de la madera, los residuos biodegradables y los cultivos energéticos. Su aprovechamiento energético puede constituir a
largo plazo una importante fuente de energía renovable en
nuestro país en términos de energía primaria.
La tecnología de este tipo de generación eléctrica tiene dos
variantes principales: la combustión y la gasificación. En el ámbito de combustión, más generalizada actualmente, se emplea
la combustión mediante parrilla y por lechos fluidos. Dependiendo de la materia prima es más adecuada la utilización de
-52-
parrilla o la de lechos fluidos. Esta tecnología disponible, consistente en una combustión integrada en un ciclo de vapor, puede alcanzar rendimientos entre el 18 y 30 % y hasta 50 MW de
potencia. Cabe esperar en el futuro un perfeccionamiento de los
sistemas de combustión y de los ciclos para centrales térmicas
de generación en estos rangos de potencia.
También dentro de las tecnologías propias de esta tipología de generación deben incluirse las labores de transporte y
preparación de la materia para combustión. Internalizar estos procesos permite conocer realmente los rendimientos de la
instalación y asegurar su estudio integral.
El aprovechamiento de los residuos forestales es actualmente complicado: puede plantearse su transformación mediante
astillado con el fin de hacer posible su transporte en condiciones económicas aceptables, obteniéndose un producto manejable y de granulometría homogénea. Los residuos agrícolas leñosos, de características semejantes a los residuos forestales en
cuanto a su naturaleza y disposición, precisan un tratamiento
que permita un transporte barato, para lo que es necesario el
astillado o compactación del material obtenido en campo. En
el caso de la paja de cereales de invierno (cebada, trigo, etc.),
desde el punto de vista tecnológico, existen equipos convencionales de recogida y preparación para el almacenamiento y
transporte que han sido adaptados para una aplicación energética. Los residuos de industrias agrícolas tienen un origen
muy variado, aunque los de mayor importancia cuantitativa en
España son los procedentes de la industria del aceite de oliva.
Otro gran grupo en desarrollo es el de los cultivos energéticos, que constituyen una alternativa actual a los cultivos
de cereal tradicional. Su principal característica es la alta
productividad, que, unida a que no contribuyen de manera
sensible a la degradación del suelo, hace de ellos un combustible interesante para el futuro de la generación mediante
biomasa. La experimentación se está llevando a cabo fundamentalmente con el cardo.
Fig. 5. Parque eólico. Navarra.
Fig. 6. Utilización de residuos agrícolas como combustible
para generación eléctrica.
Instalaciones solares fotovoltaicas
La energía solar fotovoltaica se basa en una tecnología de
vanguardia ampliamente desarrollada en España, como país
puntero en su desarrollo. Este tipo de energía, en sus inicios,
se dirigió al suministro eléctrico en zonas sin distribución, por
su localización geográfica y su consumo pequeño. En la actualidad existen instalaciones conectadas a la red y en áreas
de mayor tamaño y consumo.
Una instalación fotovoltaica, básicamente, posee un generador fotovoltaico y un acumulador de energía de corriente continua. Su uso posterior puede darse en corriente continua directamente o transformada en corriente alterna mediante un inversor estático. La materia prima generalizada es
el silicio, tanto en la tecnología cristalina como en la lámina
delgada amorfa. El primer tipo posee una mayor eficiencia,
con valores en torno al 10-12 %. Un aspecto a tener en cuenta es la obtención del silicio para la fabricación de los paneles: el silicio rechazado en la industria electrónica se está empleando de forma extensiva para producir silicio cristalino de
grado solar. La fusión del silicio a precios aceptables es uno
-53-
Fig. 7. Mapa de líneas isoenergéticas solares
(kWh anuales por m2 de superficie).
Fig. 8. Edificio con paneles solares en Tafalla.
O.P. N.o 52. 2000
de los retos de estas tecnologías para hacerla competitiva.
Otro reto será el de elevar la eficiencia de las células fotovoltaicas hasta el 18-20 %. Para los sistemas conectados a la red
eléctrica el elemento fundamental es el inversor, que debe ser
suficiente para no crear distorsiones en red.
Existe otro sistema de generación eléctrica con instalaciones solares, que son los colectores de media y alta temperatura. Básicamente, el colector consiste en un espejo cilindro-parabólico o disco-parabólico que refleja la radiación solar recibida sobre un tubo de vidrio dispuesto a lo largo de la línea
focal del espejo o su foco, respectivamente, en cuyo interior se
encuentra la superficie absorbente en contacto con el fluido
portador del calor. Este fluido es calentado hasta 2.000 °C y
bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado que alimenta una turbina convencional y genera así energía eléctrica.
Fig. 9. Vista aérea de la plataforma solar de Almería.
Valorización de residuos
La generación creciente de residuos sólidos urbanos ha llevado a buscar soluciones de reutilización, reciclado y eliminación. Con diferentes grados de desarrollo tecnológico, unos
sistemas permiten la obtención de energía (incineración, gasificación o pirólisis y valorización energética del gas obtenido,
etc.) y otros (reciclaje y compostaje) contribuyen indirectamente a ahorros energéticos o a la conservación de recursos.
La gestión integral de residuos establece un proceso global
de tratamiento de residuos que recoge todas las soluciones de
reutilización, reciclado, valorización energética y eliminación.
La incineración de residuos con aprovechamiento energético es el proceso más utilizado en Europa. Aproximadamente
un 15 % de la producción es tratada con este sistema. La recuperación energética del biogás de vertedero se está desarrollando de un modo extensivo en los últimos años. La metanización de residuos orgánicos, sin embargo, tiene una participación muy escasa en el escenario de la valorización de residuos.
La tecnología de incineración alcanza una elevada eficiencia en la eliminación de residuos sólidos urbanos. Se
compone de una combustión con generación de vapor y la
posterior expansión de éste en una turbina de compensación
acoplada a un generador eléctrico. Se trata de una combustión clásica en la que la cámara de la combustión está adaptada al combustible utilizado. Cada línea de incineración dispone de una alimentación individualizada, un horno-caldera
productor de vapor y un sistema de tratamiento de gases. Los
hornos tipo parrilla se suelen utilizar para residuos sólidos urbanos en masa, con nula o escasa selección previa; los rotativos son más eficientes en el control de la combustión, pero
tienen limitaciones de tamaño; los hornos de lecho fluidificado precisan combustibles procesados previamente con una
granulometría homogénea. Las grandes instalaciones permiten el acoplamiento de un ciclo combinado de gas natural-residuos, que duplica la eficiencia energética.
Cogeneración
Fig. 10. Colectores cilindro-parabólicos. Almería.
La generación simultánea de electricidad y calor útil es una
forma de aprovechamiento energético con elevado rendimiento utilizada desde principios de este siglo. La implantación de procesos de cogeneración es una solución adecuada
cuando existan necesidades de energía térmica y eléctrica de
forma prácticamente continua (véase la tabla 9).
Inicialmente las instalaciones de cogeneración se basaban
en turbinas de vapor, generalmente en contrapresión, de forma similar a una instalación térmica convencional. El calor
útil se obtiene del vapor a la salida de la turbina, pudiéndose alcanzar rendimientos globales superiores al 80 %.
La cogeneración con turbina de gas permite maximizar la
producción de calor útil frente a la producción eléctrica, permitiendo suministrar la demanda térmica a alta temperatura.
Por sus características se utilizan en el sector refino, químico y en la fabricación de pasta de papel, que tienen un funcionamiento continuo y elevadas necesidades energéticas en
gamas de potencia de 5 a 50 MW, en las que se consigue el
mejor rendimiento.
-54-
TABLA 9
Evolución de la potencia instalada en cogeneración
Año
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
1989
246
–
1990
374
52
1991
493
32
1992
686
39
1993
1.072
56
1994
1.573
47
1995
2.011
28
1996
2.665
33
1997
3.306
24
1998
3.932
19
1999
4.405
12
La cogeneración mediante motor alternativo de gas o gasóleo o fuelóleo es, en general, idónea cuando la demanda térmica es baja frente a la demanda eléctrica. Proporciona vapor y agua caliente a 85-95 °C. Presenta la ventaja frente a
las turbinas de que el rendimiento apenas disminuye con el tamaño. Se utilizan habitualmente en sectores con ciclo de funcionamiento diario o semanal, en el sector terciario y servicios, en la industria de la alimentación y en la textil.
La cogeneración con ciclo combinado permite optimizar el
rendimiento de la turbina de gas con la instalación de una turbina de vapor de contrapresión aprovechando la temperatura de los gases de salida de la turbina de gas para producir
vapor sobrecalentado a alta presión. De esta forma se consigue mejorar la generación eléctrica por unidad de calor útil.
Otras posibilidades que presenta la cogeneración son la
utilización de los gases calientes de escape de la turbina de gas
o motor alternativo para el secado o para producción de frío
en máquinas de absorción.
Consideraciones finales
La promoción de fuentes de energías renovables es una prioridad de la Unión Europea y de sus Estados Miembros por razones de seguridad y diversificación del suministro, de protección medioambiental y por razones de cohesión social y
económica. A la vista de las posibilidades de una contribución significativa de las energías renovables para la reducción del efecto invernadero, su expansión en la Unión Europea constituye una parte esencial del conjunto de medidas
necesarias para cumplir con el Protocolo de Kyoto.
La publicación del Libro Blanco para una estrategia y plan
de acción comunitarios, en el que se establecía el objetivo de
lograr la penetración de las fuentes de energías renovables
del 12 % en términos de energía primaria antes del año 2010,
constituye el punto de referencia para el desarrollo futuro de
las energías renovables. Este objetivo lleva asociada una inversión del orden de 165.000 millones de euros.
Los objetivos a alcanzar en el ámbito de la Unión Europea, según la propuesta de Directiva, establecen que la generación eléctrica con energías renovables, incluyendo la
gran hidráulica, se incremente en ocho puntos porcentuales
en el periodo 1997-2010, pasando del 13,9 % al 22,1 %.
-55-
En la actualidad, como se ha visto, existe en España y en
la mayor parte de los países de la Unión Europea un marco
legal favorable al desarrollo de las energías renovables y la
cogeneración.
No obstante, todavía existen barreras para el desarrollo
de este tipo de instalaciones. Especialmente, la dificultad de
conseguir en un tiempo razonable los permisos y licencias administrativas es la barrera más importante hoy por hoy. Pero
a más largo plazo, y frente a la aceptación social con que generalmente cuenta este tipo de tecnologías en la actualidad,
no sería de extrañar que empezasen a existir ciertas reticencias ante la proliferación de instalaciones en aquellos lugares
donde se concentra el recurso.
Desde el punto de vista tecnológico, el grado de maduración no es, ni mucho menos, el mismo para todas las tecnologías expuestas. Existen algunas, como la cogeneración, la
energía hidroeléctrica y la eólica, en fase totalmente comercial. En otros casos, y a pesar de los grandes avances realizados en la última década, todavía es necesario avanzar en
la investigación para obtener rendimientos que puedan acercar estas tecnologías al mercado. En otros casos no existe
más que un pequeño número de proyectos piloto en todo el
mundo, por lo que todavía queda mucho que hacer.
Los mecanismos para la ayuda al desarrollo de las energías renovables se basan, bien en el sistema de cuotas mediante los procedimientos de subasta o de certificados verdes,
bien en el sistema de apoyo fijo (primas). El objetivo de este
tipo de mecanismos es ajustar las condiciones económicas de
fomento de las energías renovables y cogeneración al ritmo
de las mejoras de rendimientos y de la disminución de los costes de inversión unitaria de cada tecnología, permitiendo su
desarrollo armonioso dentro del sistema eléctrico. Se pretende intentar conseguir que el precio de la energía producida
por fuentes renovables pudiese ajustarse a los procedimientos
de un mercado en competencia y permitir el fomento de estas
energías con un coste mínimo a los usuarios de la electricidad.
En consecuencia, estaríamos intentando alcanzar la interacción de las tres variables clave sobre las que se asienta el
crecimiento sostenible en el ámbito eléctrico, y al que deben
contribuir estas energías:
• La producción de energía eléctrica.
• La defensa del medio ambiente, es decir, que la energía, en
la cuota que se establezca, sea limpia y de origen renovable.
• La minimización del coste de estas energías dentro de un
mercado competitivo.
Todo ello sin olvidar las políticas de ahorro y eficiencia
energética.
En definitiva, debemos buscar una energía limpia y a
buen precio.
■
Antonio Navarro Aranda* y José María Marcos Fano**
Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos
*Director Gerente de Iberdrola Energías Renovables
**Jefe de División de Hidráulica y Renovables de UNESA
O.P. N.o 52. 2000
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
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Los aprovechamientos
hidroeléctricos
Juan Manuel Buil Sanz
DESCRIPTORES
AUTOMATISMO
TELEMANDO
TELECONTROL
FLUYENTE
REGULACIÓN
BOMBEO
FRECUENCIA
POTENCIA
PRODUCCIÓN
RESERVA FRÍA
HORAS PUNTA
HORAS VALLE
HORAS LLANO
Historia de la energía hidroeléctrica
La energía hidroeléctrica tuvo un papel fundamental en la primera etapa de electrificación en España. Con el paso del
tiempo se han ido modificando los objetivos a obtener de ella,
pero sigue siendo un pilar básico en el sistema global de producción eléctrica.
Se pueden considerar las siguientes etapas:
• Electrificación incipiente. Lo más importante es disponer de
una cierta cantidad de energía, la calidad importa poco.
• Electrificación madura. Disponer de la energía hidroeléctrica es tan importante como garantizar la calidad técnica
(tensión y frecuencia) y de servicio (continuidad del suministro) –“cantidad y calidad”–. La electricidad de origen
térmico es cada vez más importante.
• Electrificación madura con gran desarrollo técnico-económico. La energía hidroeléctrica es sólo importante por su
calidad (puntas y regulación); la mayor parte de la curva
de carga es satisfecha por las centrales térmicas.
Electrificación incipiente
Comenzó a finales del siglo XIX. En muchos casos era la transformación de una instalación hidromecánica (fábricas textiles, papeleras, harineras, etc., que funcionaban de forma directa o con un embarrado y correas) a una hidroeléctrica, al
acoplar un generador al árbol de la turbina y motores eléctricos a las máquinas fabriles, permitiendo con ello mayor
versatilidad. Al principio, los generadores eran de corriente
continua, por lo que al ser casi imposible transportar la electricidad, debido a las elevadas pérdidas, obligaba a que las
industrias se ubicaran junto a los ríos y canales. Ejemplos se
tienen en Cataluña: los ríos Ter, Llobregat y el Canal de Piñana en el Noguera Ribagorzana; y en Castilla: en el Canal de
Castilla, donde se juntaban el azúcar cubano, que llegaba vía
Santander y el valle del Pas, con la harina de la Tierra de
Campos y la energía hidráulica, que propició la mayor concentración de fábricas de galletas del país.
Al disponer de cantidades relativamente importantes de
electricidad, aparecieron nuevas aplicaciones industriales basadas en los hornos eléctricos y la electroquímica, que salpicaron los ríos: refino de grafito, electrólisis del aluminio, elaboración de carburos, etc. Ejemplos son las colonias de los ríos
Ter y Llobregat, Monzón en el Cinca, Sabiñánigo y Triste en el
Gállego, Sástago y Flix en el Ebro, etc.
En esta época se comenzó la electrificación de poblaciones próximas a los ríos. La distribución de energía en España
era un sinfín de pequeñas compañías que, aisladas unas de
otras (islas eléctricas), funcionaban con criterios autóctonos,
sin ninguna norma preestablecida de calidad de servicio.
Las compañías productoras nacen con objeto de abastecer a las grandes poblaciones, aprovechando la fuerza hidráulica de los ríos más próximos o globalmente más interesantes. En muchos casos, la construcción de estas instalaciones es motivo de desarrollo para unas regiones hasta enton-58-
Fig. 1. Presa y central de Mequinenza. Endesa Generación. Río Ebro. Potencia: 324 MW. Producción en año medio: 816 GWh.
ces deprimidas; por una parte se crean puestos de trabajo durante la construcción y explotación, y por otra, las modernas
vías de acceso implantadas permiten una comunicación hasta entonces prácticamente inexistente.
El desarrollo de la corriente alterna, con su facilidad de
transporte, definió una segunda época en la que las industrias
se alejaron del origen de la generación eléctrica y ello incrementó fuertemente la demanda eléctrica. Comenzó a contemplarse la posibilidad de extraer la máxima energía hidráulica
que podían ofrecer los ríos; de este modo, en los años veinte
empiezan a plantearse los aprovechamientos integrales (aprovechamiento inconexo cuando se extrae menos del 50 % del
potencial energético del río; integral cuando se obtiene entre
el 50 % y el 80 %; superaprovechamiento cuando se utiliza
más del 80 %). En los años treinta se estudió el primer gran
aprovechamiento integral de un río español, el Duero, si bien
el primero en realizarse fue el del Noguera Ribagorzana, entre 1947 y 1962. Este río nace en el macizo de La Maladeta,
a la cota 2.470. La primera gota de agua se deriva en el lago Llauset, a la cota 2.192, y no deja de turbinarse a lo largo de sus 130 kilómetros de recorrido hasta su confluencia
con el Segre en Corbins, a la cota 175. En este recorrido alimenta 14 centrales, una de bombeo, 15 minicentrales, tres hilaturas, tres harineras y una papelera. En realidad, a través
de canales, se utiliza hasta la cota 73, en que cede sus aguas
al río Cinca en Fraga.
-59-
Una vez alcanzada la universalización del suministro (en
Cataluña finalizaron las restricciones eléctricas en 1958, con
la entrada en servicio del salto de Puente de Montañana), se
inició la lucha por la calidad.
Electrificación madura
Se caracterizó por la búsqueda de la cantidad y de la calidad; no bastaba con abastecer el mercado, había que hacerlo garantizando que la industrialización incipiente dispusiera de una energía fiable y con unos mínimos de calidad
(tensión y frecuencia estables). Esto obligó a realizar un gran
esfuerzo en redes de transporte, para unir las distintas islas
eléctricas que existían en el país, y en el incremento de la potencia instalada, especialmente de la hidráulica al principio
del periodo, y de la térmica al final.
Entre los años cincuenta y setenta se instalaron 8.977 MW
de los 18.196 MW de potencia hidráulica existentes en la actualidad. Esto da idea del gran esfuerzo tecnológico e inversor.
España pasó de ser un país que importaba ingeniería eléctrica
a ser un país exportador, tanto de equipos como de ingeniería
civil y electromecánica. En esta época estaba prácticamente
garantizada la rentabilidad de cualquier salto hidroeléctrico.
En este periodo comenzó a desmontarse la autarquía y se
inició el desarrollismo (plan de estabilización, planes de desarrollo, crecimiento del turismo, etc.), por lo que la demanda de
electricidad se incrementó espectacularmente (eran normales
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 2. Presa de Doiras. Río Navia. Centrales de Doiras y Silvón. Endesa Generación.
Potencia: Doiras: 30 MW. Silvón: 60 MW. Producción en año medio: Doiras + Silvón: 324 GWh.
incrementos porcentuales de dos dígitos). Este crecimiento hizo que no fuera suficiente la energía hidroeléctrica y, en
1973, la producción térmica pasó a ser la principal.
A lo largo de estos años las empresas eléctricas dejaron
de ser un mundo aislado, en el que cada una tenía que garantizar su cobertura, con sus hidráulicas y sus térmicas, con
más o menos deficiencias, y se unieron creando un repartidor
de cargas central, Reca, que coordinaba a nivel nacional los
intercambios entre empresas, la calidad y seguridad del sistema eléctrico y las interconexiones con Francia y Portugal. La
energía hidroeléctrica pasó, al principio del periodo, de ser
la energía de base (cubría la demanda durante las veinticuatro horas del día, mientras que la térmica sólo funcionaba
cuando faltaba la hidráulica), a ser una energía de calidad,
reservada para la regulación, las emergencias (regulación secundaria, terciaria y potencia rodante), así como para cubrir
la demanda de las horas de punta y llanas.
El número de empresas eléctricas disminuyó drásticamente, apareciendo grupos empresariales claramente más importantes, que han sido el embrión de los actuales.
Electrificación madura con gran desarrollo técnico-económico
Se caracteriza por confirmar lo que comienza a vislumbrarse
en el periodo anterior: gran crecimiento de la térmica convencional, desarrollo de la térmica nuclear y dificultades crecientes
para construir hidráulicas. La gran masa de la producción eléctrica (energía de base) la aportan las térmicas y las nucleares,
Fig. 3. Central de bombeo de Aguayo. Endesa Generación.
Potencia: 340 MW en turbinado y 400 MW en bombeo.
Producción en año medio: 360 GWh.
-60-
que tienen un notable desarrollo, mientras que las hidráulicas
tienen un ligero crecimiento debido principalmente a los saltos
de bombeo, que son un complemento para el correcto funcionamiento de las térmicas y nucleares. De los 8.861 MW hidráulicos instalados desde el año 1969 hasta hoy, 2.500 MW
son de bombeo mixto y 2.400 MW de bombeo puro.
Aunque aparentemente la hidroelectricidad pierde importancia, la apreciación no es del todo correcta; la pérdida es
clara en cuanto a la cantidad, pero no es así en cuanto a la
calidad. La sofisticación tecnológica y el aumento del nivel de
vida exigen a la electricidad elevados condicionantes de calidad, que tan sólo los grupos hidroeléctricos pueden aportar
con sencillez. La tendencia actual es que la energía hidroeléctrica se reserve para la regulación secundaria –frecuencia-potencia, potencia rodante (grupos hidráulicos trabajando a baja potencia, susceptible de incrementarla instantáneamente)–,
terciaria (potencia disponible en 15 minutos), emergencias,
puntas y bombeos (almacenamiento de energía). El futuro se
prevé en esta dirección, por lo que se favorecerá el sobreequipamiento de potencia en las centrales de embalse para producir en puntas, la ejecución de contraembalses para minimizar
las fluctuaciones de caudal en los ríos y, de forma marginal, la
constitución de medianos y pequeños saltos con poco impacto
ambiental y el equipamiento de los embalses multiusos, proyectados además para abastecimientos, riegos y trasvases.
En España, gracias a la construcción de más de 1.000
grandes presas, se consigue tener una regulación con garantía adecuada de 46.300 hm3, aproximadamente el 40 % de
los recursos. De esa cantidad, el 37 % (17.200 hm3) son regulados por embalses construidos por empresas eléctricas.
El potencial hidroeléctrico bruto en España se estima en
unos 150.000 GWh en año medio, de los cuales son técnicamente desarrollables 65.600 GWh (59.000 GWh con grandes saltos y 6.600 GWh con centrales de menos de 5 MW), de
los cuales la tercera parte son de difícil ejecución por su situación (parques naturales, zonas pobladas), ser prioritarios otros
usos, etc. Del resto, deducidos los ya construidos, podrían utilizarse algo más de 14.000 GWh, siendo la decisión de su ejecución meramente económica y de mercado.
A finales de los ochenta, el producible medio anual del parque hidroeléctrico español era de aproximadamente 32.000
GWh, mientras que al final de los noventa alcanzó un valor del
orden de unos 28.000 GWh. Esta disminución se debe al descenso de precipitaciones y, fundamentalmente, a las detracciones para otros usos. Se considera que los regadíos disminuyen
el producible hidroeléctrico del orden del 0,36 % anual.
La potencia total hidroeléctrica instalada en España a finales de 1999 es de 17.963 MW, frente a 26.682 MW térmicos convencionales y 7.749 MW térmicos nucleares.
La producción media de energía hidroeléctrica en España
en la última década ha sido de 29.520 GWh.
En 1999 la producción de energía hidroeléctrica ha sido
de 27.870 GWh, la termoeléctrica clásica de 118.857 GWh,
la termoeléctrica nuclear de 58.852 GWh, y la eólica de
2.676 GWh. La producción de energía eléctrica total en España ha sido de 208.256 GWh, con un incremento del 6,2 %
-61-
CUADRO 1
Aportaciones al valor añadido bruto nacional,
a precios de mercado, de los usos hidráulicos más importantes
VAB (%)
Demanda (hm3/año)
Energía térmica
1,9
4.915
Energía hidráulica
0,7
16.000
Regadíos
1,25
26.341
Abastecimientos
0,5
4.489
33,0
1.945
Usos
Industria no energética
sobre 1998. La hidroeléctrica, sin embargo, ha tenido una
disminución del 21,6 % sobre el año anterior, debido a la baja hidraulicidad. De todos modos es de destacar el perfecto
equilibrio que se obtiene en el sistema de producción de energía eléctrica en España, con los porcentajes actuales de hidráulica, térmica y nuclear.
En el cuadro 1 se exponen las aportaciones al valor añadido bruto nacional, a precios de mercado, de los usos hidráulicos más importantes, extraídos del Libro Blanco del
Agua, elaborado por el Ministerio de Medio Ambiente. Hay
que reseñar que las necesidades hidroeléctricas y térmicas no
son consuntivas, mientras que sí lo son las de los riegos, con retornos del 20 %, y las de abastecimientos e industriales, con
retornos del 90 %.
Salvo en la zona pirenaica, que es de régimen nival, el
resto de la Península es de régimen pluvial, siendo una gran
parte de las precipitaciones invernales, lo que hace coincidir
la mayor generación hidroeléctrica con la época de mayor
demanda (periodo crítico: diciembre, enero y febrero), aunque en los últimos años en las zonas mediterránea y andaluza son julio y septiembre los de máxima demanda, por el uso
del aire acondicionado.
España dispone de un parque hidroeléctrico de unas
1.300 centrales, que es uno de los mayores del mundo y el
octavo de la OCDE. Sólo es superado por países muy grandes y/o con grandes recursos hídricos, como Estados Unidos,
Canadá, Rusia, Suecia y Noruega. De esas 1.300 centrales,
las 22 de más de 200 MW suponen el 52 % de la potencia
instalada y las 15 de entre 200 y 100 MW, el 12,2 %.
Esquemas técnicos
Existen básicamente dos disposiciones clásicas para aprovechar la energía hidráulica, que se han mantenido durante
mucho tiempo, y una tercera más moderna derivada de las
necesidades propias de la cobertura de la demanda eléctrica.
En el primer caso, se trata de los saltos con regulación y de
los saltos fluyentes; y en el segundo, de los bombeos.
El aprovechamiento con regulación utiliza la existencia de
un embalse con el fin de almacenar y regular las aportaciones. La central se puede disponer al pie de la presa, o bien
separada aguas abajo, siendo todo el circuito hidráulico a
presión. Permite instalar una potencia superior a la del caudal medio, con la intención de concentrar la producción en
las horas de mayor demanda, en las que, además, el precio
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 4. Presa y central de Alcántara. Iberdrola. Es el último embalse del Tajo
en España. Potencia: 934 MW. Producción media anual: 1.850 GWh.
Fig. 5. Esquema del reparto de la demanda diaria de energía eléctrica,
según los distintos sistemas de producción.
del kilovatio-hora en el mercado eléctrico es mayor. Las horas
de utilización anual están en torno a las 1.200-2.000, atendiendo a esta característica de producir en horas punta.
El aprovechamiento fluyente consiste en derivar mediante
un azud o pequeña presa una parte del caudal del río por
una conducción paralela en lámina libre, que, con poca pérdida de carga, permite ir superando la mayor pendiente del
río, para utilizar el salto en el punto más conveniente. No permite almacenar energía, turbinando como máximo el caudal
de proyecto, que suele estar entre el Q60 y el Q120 (el caudal
sobrepasado 60 o 120 días en año medio). Las horas de utilización suelen ser superiores a 3.000, de acuerdo con las características hidrológicas del río.
Los bombeos surgen como complemento a las centrales nucleares en el momento en que las empresas eléctricas trabajan
en ciclo cerrado y tienen que ajustar su producción a su demanda. Su misión consiste en bombear el agua con energía
marginal y turbinarla en las horas punta (máxima demanda). La
característica básica del bombeo es la capacidad de almacenamiento de energía; por lo tanto, hay dos factores que influyen
positivamente: el desnivel entre depósitos y el volumen de agua
embalsable. Ambos deben ser lo más grandes posible, ya que
el producto entre ellos es proporcional a esta capacidad de
energía almacenada. Los bombeos pueden ser diarios, semanales y estacionales, atendiendo al número de horas a la máxima
potencia que permite turbinar hasta vaciar el embalse superior.
Los bombeos perdieron su importancia en los años ochenta
y noventa, cuando la energía eléctrica estaba regulada por el
“marco estable”, dado que en el cómputo global nacional no
existía la necesidad de utilizar sobrantes para emplearlos después. Actualmente su uso es meramente económico; cuando la
energía está a precio bajo, se compra y se bombea, y cuando
su precio es alto, se turbina y se vende. El mercado regula su uso.
El reparto de la producción de energía eléctrica a lo largo del día depende de la demanda. En el gráfico de la figura 5 puede apreciarse que la energía procedente de una hidráulica fluyente se encuentra al mismo nivel que la de las térmicas convencionales y la de las nucleares, mientras que la
procedente de una hidráulica con regulación se utiliza para
cubrir las horas punta, al igual que los bombeos.
En cuanto a tipos de turbinas, las más utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan, para desniveles grandes, medios y bajos, respectivamente. Los grupos (turbina-alternador) de mayor
potencia son de eje vertical, siendo los pequeños de eje horizontal. Los grupos utilizados en los bombeos modernos son binarios, en los que la turbina hace de bomba cambiando el giro del grupo, y el alternador es motor a su vez.
Las centrales hidroeléctricas actualmente funcionan con
muy poco personal, gobernándose desde los centros de control que poseen las compañías eléctricas. Existen tres conceptos utilizados principalmente:
• Automatismo: Se utiliza para saltos fluyentes. La potencia de
los grupos se adapta al caudal que aporta el río, inyectando a la red toda la energía que se produce. Cuando la central se para por algún fallo recuperable, el arranque se produce automáticamente. Solamente es necesario personal para el mantenimiento normal de los equipos e instalaciones.
Un ordenador controla todos los aspectos de la central.
• Telemando: Se utiliza para aprovechamientos con regulación. La central funciona con las consignas que envía el
centro de control, el cual puede aumentar o disminuir la
potencia de acuerdo con la demanda. La central sólo requiere personal para mantenimiento.
• Telecontrol: Desde el centro de control se conocen en todo momento los parámetros de funcionamiento de la central. El gobierno de la central se efectúa in situ, o bien es automática.
Ventajas e inconvenientes
de la energía hidroeléctrica
La energía hidroeléctrica tiene ventajas sobre el resto de sistemas de producción eléctrica, en aspectos tan importantes
como el medioambiental y técnico; el mayor inconveniente,
entre otros, radica en la hidraulicidad tan dispar que tienen
nuestros ríos, siendo muy difícil hacer previsiones a plazo de
la energía producible.
La mayor ventaja desde el punto de vista ecológico es que
se trata de una energía renovable que se genera sin consumo
de oxígeno y, por lo tanto, sin producción de CO2. Es una
energía absolutamente limpia y natural. No está exenta de
-62-
producir distorsiones al medio ambiente, derivadas de la necesidad de reducir el paso del agua por los cauces naturales,
y de la necesidad de construir embalses para su regulación.
Sin embargo, se estima que el balance global es positivo.
El rendimiento global de aprovechamiento energético es
muy elevado, encontrándose actualmente con equipos modernos en torno al 90 % e incluso superior. Algunas turbinas
alcanzan rendimientos, en su punto óptimo, del 95 %.
Desde el punto de vista técnico, las centrales hidráulicas
de pie de presa y los bombeos permiten la regulación del sistema, de modo que automáticamente se adapta la producción
al consumo. Este método es absolutamente simple y se basa
en mantener constantes las revoluciones del conjunto turbinaalternador: cuando la demanda instantánea aumenta, los generadores de estas centrales de regulación frecuencia-potencia tienden a frenarse porque les falta agua para producir la
energía demandada, en ese momento el regulador se abre
automáticamente aumentando el caudal de turbinado, manteniendo las revoluciones de la máquina y ajustando la potencia al consumo. Igualmente, cuando la demanda baja, la
máquina que regula tiende a acelerarse, por lo que también
instantáneamente el regulador se cierra, disminuyendo los
caudales y las potencias. La velocidad de incremento y disminución de potencia en una máquina hidráulica es muy elevada, pasando en muy pocos segundos de la potencia mínima
a la máxima, y viceversa.
Esta facilidad de variación de potencia permite que existan algunas centrales cuyos grupos funcionen conectados a la
red pero con muy baja potencia respecto a la normal, con el
fin de que puedan ser utilizados como elementos de reserva
(reserva fría) en el caso de fallos de otros sistemas de producción masiva (térmicas y nucleares).
Es de destacar el fundamental uso que se les da a las centrales hidroeléctricas para levantar un cero de la red, ya que
son las que van por delante, regulando y permitiendo la entrada del resto de sistemas productivos de origen térmico, mucho más rígidos en la rapidez de aumento de potencia inyectada en la red.
Continuando con las ventajas de la energía hidroeléctrica,
cabe indicar la facilidad que tienen para compensar la energía reactiva que introducen en la red algunos sistemas rígidos,
como el eólico, y que gracias a ello permiten la utilización de
estos nuevos sistemas de energía limpia de gran desarrollo.
Ventajas adicionales se tienen con los embalses propiedad
de las empresas eléctricas, muchos de ellos con aprovechamiento multiuso para el abastecimiento de agua sanitaria a
poblaciones y regadíos, además del beneficio que producen
por regulación de caudales y laminación de grandes avenidas. El uso lúdico está siendo cada vez más extendido, sobre
todo en actividades náuticas y de pesca.
El capital necesario para construir un aprovechamiento hidroeléctrico es muy elevado, teniendo la amortización de las
inversiones un peso muy elevado en el coste del kilovatio-hora producido. La construcción de nuevos aprovechamientos hidroeléctricos en España es difícil; por una parte, el precio de
venta de la energía eléctrica está disminuyendo, y por otra, las
-63-
Fig. 6. Central de Mequinenza. Endesa Generación. Río Ebro.
Potencia: 324 MW. Producción en año medio: 816 GWh.
centrales que quedan por construir son las más costosas. Sin
embargo, el precio del combustible (el agua) es barato y no
consuntivo con respecto a los combustibles fósiles, por lo que
permite mantener un precio constante del kilovatio-hora generado. Hay que destacar la independencia que posee la energía hidroeléctrica frente a condicionantes externos, siendo un
tipo de energía absolutamente autóctono, que no depende de
suministros ni de políticas de precios de combustible.
Los aprovechamientos hidroeléctricos tienen unos costes de
operación y mantenimiento bajos comparados con otros sistemas de producción de energía eléctrica. La automatización ha
permitido reducir el personal fijo en las centrales, existiendo
un gran número que funcionan prácticamente abandonadas.
Hay que destacar también la larga vida útil que poseen
las infraestructuras hidroeléctricas, encontrándose bastantes
instalaciones funcionando correctamente con más de 75 años
de vida. Las máquinas hidráulicas y alternadores son equipos
que giran a pocas revoluciones, por lo que es normal encontrar funcionando instalaciones antiguas; sin embargo, la tecnología ha conseguido mejores prestaciones en los equipos
modernos, por lo que es frecuente su sustitución.
Entre los inconvenientes, ya se ha indicado como más grave el de la sensibilidad hacia la meteorología. También hay que
indicar el efecto que los regadíos tienen sobre la producción hidroeléctrica, provocando fuertes y sistemáticas reducciones de
las aportaciones y la rigidez del uso de muchos embalses, con
la consecuente disminución de la calidad de la energía.
Un inconveniente no exento de problemática es que la generación hidroeléctrica suele estar alejada de los centros de
consumo, lo que obliga a la ejecución de líneas de transporte, lo cual, además de encarecer la inversión, provoca pérdidas de energía y un impacto ambiental, el paisajista, cada
vez más cuestionado en un país turístico como el nuestro.
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 7. Presa de Susqueda. Endesa Generación. Uso múltiple: abastecimiento y producción de energía eléctrica.
Marco administrativo
Marco económico
La utilización de aprovechamientos hidráulicos está regulada
por Concesiones Administrativas que otorga el Ministerio o la
Autoridad de cuenca correspondiente. Las primeras concesiones, que datan del siglo XIX, se daban a perpetuidad, pero a
partir de 1985 se limitaron a, como máximo, 75 años. Las
nuevas concesiones suelen otorgarse con plazos variados, generalmente en el rango de 25 a 40 años, siempre con reversión de las instalaciones a la Administración una vez finalizado el periodo concesional.
El sistema que está empleando la Administración actualmente es el de subasta, sacando a concurso tramos de interés
o aprovechamientos del salto de presas con titularidad de la
Administración. El ofertante en estos casos propone un canon
por la energía producible, estando generalmente compuesto
por una parte fija anual y una variable relativa a la energía
producida. También se oferta el plazo concesional.
Un tema delicado y no exento de polémica es el de la reversión de las instalaciones al término del plazo concesional.
No parece que queden muy claros los términos, ni tampoco
cuáles son las instalaciones, ni el estado de conservación, etc.
El hecho de que todavía no se hayan materializado casos concretos deja volar un poco a la imaginación. Una solución sería pactar, una vez vencidos los plazos, un alargamiento de los
mismos, basándose en un aumento de los cánones. De este
modo, se evitarían todas las suspicacias sobre el estado en que
hay que entregar las instalaciones. Debería analizarse con
cuidado esta situación que está comenzando a producirse.
La evolución del marco económico regulador de los precios
de los últimos años ha sido muy importante, y ha condicionado en algunas ocasiones, contrariamente a la lógica, el dimensionamiento de los equipos.
Inicialmente, como ya se ha indicado, las empresas eléctricas producían y distribuían a un mercado propio, que generalmente no estaba compensado, necesitando en algunas
ocasiones tener que adquirir energía a otras compañías; ello
permitía un cierto mercadeo que, en situaciones de escasez,
podía ser muy ventajoso para las centrales que disponían de
embalses reguladores disponibles en el momento.
Fig. 8. Central de Aldeadávila II. Iberdrola. Potencia: 420 MW.
-64-
A principios de los años ochenta se crea Red Eléctrica, y
se separa el sistema productivo del mercado de distribución,
de modo que la energía se inyecta en la red y se cobra por
ello, y se consume de la red pagándose por ello. De este modo, se crearon las bases del sistema actual de negocios totalmente separados (producción y distribución de energía eléctrica). En cuanto a la producción, primaba la disponibilidad
de potencia sobre la producción de energía, siendo básico
garantizar el abastecimiento de la red. Este sistema condujo
a diseñar centrales hidráulicas con mucha potencia y bajas
horas de utilización, de acuerdo con estos requerimientos. No
cabe duda de que ello llevó a la construcción de un parque
de producción hidráulico y térmico excesivamente conservador, cuya consecuencia, al entrar en el mercado libre actual,
ha sido la falta de competitividad de esas instalaciones, motivo por el cual ha sido necesario compensar con los C.T.C.
(Costes de Transición) a las empresas eléctricas, a tenor de los
activos “incompetentes en la etapa actual” que se tuvieron
que construir en la etapa del “Marco Estable”.
En la actualidad el mercado es libre, ofertándose potencias y precios horarios el día anterior por la energía del día
siguiente, marcando el precio del kilovatio-hora de todas las
centrales el de la oferta más alta que deba entrar en servicio
cada una de las horas. Los precios se definen en el denominado “mercado mayorista”, gestionado por una entidad privada denominada Operador del Mercado.
Las centrales hidroeléctricas que regulan potencia y frecuencia y las que están en reserva tienen una pequeña retribución económica adicional por estos servicios prestados.
Los aprovechamientos hidroeléctricos de nueva construcción de potencia igual o inferior a 50 MW, pueden acogerse
en la actualidad a un régimen especial incentivado regulado
por la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y por el Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos
y cogeneración.
A los efectos de la aplicación del límite de potencia para
acogerse a dicho Régimen Especial, se entiende por potencia
de la instalación la suma de las potencias de cada uno de los
grupos integrantes de una misma concesión hidráulica que
tengan la misma cota altimétrica de desagüe y toma.
Los aprovechamientos hidroeléctricos acogidos a este Régimen Especial tienen derecho a conectarse en paralelo a la red
de la compañía eléctrica distribuidora y a transferir al sistema
a través de dicha compañía su producción de energía, siempre que técnicamente sea posible, percibiendo por ello por cada kilovatio-hora el precio del mercado mayorista más unos incentivos o primas que son revisados anualmente por decreto.
R = Pm + Pr ± ER
Siendo:
R = Retribución (pta/kWh)
Pm = Precio de mercado
Pr = Prima
ER = Complemento de energía reactiva.
-65-
El complemento por energía reactiva (ER) será un abono
o un descuento en función de si el factor de potencia de la
energía entregada a la red es superior o inferior a 0,9.
La prima (Pr), para el año 2000, para las instalaciones de
potencia igual o inferior a 10 MW, es de 4,97 pta/kWh. Para potencias superiores dicha prima se va reduciendo, hasta
valor cero para potencia igual a 50 MW, mediante la expresión 4,97 x (50-Potencia)/40.
El precio del mercado mayorista (Pm) aplicable al régimen
especial es el precio medio que en cada hora deben abonar
los adquirientes de energía en el mercado de producción. Dichos precios horarios son publicados mensualmente por el
Operador del Mercado.
Las instalaciones de potencia igual o inferior a 10 MW
pueden optar, como alternativa a la anterior de carácter general, por tomar como precio del mercado mayorista los precios medios mensuales en periodo punta y en periodo valle,
también calculados y publicados por el Operador del Mercado. El precio valle es la media aritmética de los precios horarios del mercado mayorista de las ocho primeras horas de los
días del mes de facturación. El precio punta es el correspondiente al resto de horas del mes.
Asimismo, las instalaciones de potencia igual o inferior a
10 MW pueden optar también por tomar un precio fijo total
(R), establecido para el año 2000 en 10,59 pta/kWh.
En España el peso de la energía hidráulica sobre el resto
de sistemas de producción eléctrica es bajo; por eso la hidraulicidad influye poco en el precio, siendo los costes del
gas y del petróleo los que más influyen. Sin embargo, en otros
mercados, como los sudamericanos, con la mayor parte de
producción hidráulica, los precios sufren enormes oscilaciones, ligadas a la pluviometría, llegando en ocasiones de sequía a precios superiores a las 25 pta/kWh, y en periodo húmedo a costes marginales de operación y mantenimiento.
No es fácil efectuar el análisis de rentabilidad de un aprovechamiento hidroeléctrico; al ser un negocio de muy larga
vida existen una serie de factores que es prácticamente imposible extrapolar a lo largo del futuro de la central.
Las aportaciones de agua por el río son relativamente fáciles de conocer, consideradas como factor probabilista, y por
lo tanto se pueden conocer las producciones teóricas, sin embargo la realidad puede ser distinta a la previsión. Unas producciones por debajo de la media durante los primeros años
de la puesta en servicio, reducen de forma drástica la rentabilidad del aprovechamiento; sin embargo unos años hidráulicamente buenos al principio pueden disparar hacia arriba
los indicadores económicos. A largo plazo este parámetro se
neutraliza, pero los primeros años son fundamentales desde
el punto de vista económico.
El precio de venta de la energía es otro factor muy difícil
de extrapolar; en este caso el corto plazo suele estar bien resuelto, pero no es así con el largo plazo, que por depender
de múltiples factores se hace imposible predecir.
Los costes de explotación y mantenimiento suelen estar
muy bien calibrados, y por este apartado no suele haber sorpresas, a no ser a causa de algún defecto de construcción.
O.P. N.o 52. 2000
Por ser un negocio, como ya se ha indicado, de muy larga duración, la rentabilidad es difícil de calcular en los “bussines plan”; generalmente se consideran plazos de 25 o 30
años, en los que, como ya hemos indicado, no existe varita
mágica para conocer los parámetros de los últimos años; muchas veces las predicciones de precios son difíciles de extrapolar más allá de 10 años. También hay que considerar el valor residual de la instalación, pues hay que tener en cuenta
que al final de los 30 años del cálculo económico, la central
suele estar en perfectas condiciones de funcionamiento, habiéndose reducido únicamente su valor por amortización, pero no por obsolescencia ni por deterioro.
Desde un punto de vista simplista, los aprovechamientos
hidroeléctricos siempre son rentables, ya que los costes de
operación y mantenimiento casi siempre son inferiores a los
ingresos por venta de energía. El “cash flow” es en estos casos positivo, por lo que la rentabilidad sobre la inversión total
siempre existe, aunque en casos extremos puede ser pequeña.
En el mercado autoproductor, las incertidumbres se reducen a la hidraulicidad, ya que los precios de venta de la energía tienen un valor más rígido, y aunque sea difícil predecir
la “prima” que recibirán los años futuros, no parece que el
precio final pudiera variar mucho. En estos casos el valor que
más se utiliza para considerar el valor de mercado de una
central, es el “costo del kilovatio-hora”, es decir, la inversión
que hay que realizar para producir un kilovatio-hora en un
año hidráulicamente medio. Este valor lógicamente depende
de la rentabilidad que desee el inversionista, de modo que
para altas rentabilidades el costo del kilovatio-hora es bajo,
y para bajas rentabilidades alto. En la actualidad este parámetro para inversores medios está oscilando entre las 90 y
120 pesetas, pero es un valor muy cambiante, puesto que influye también mucho sobre él el interés del capital en el mercado, de modo que para un interés alto el precio bajaría. Históricamente, cuando los intereses se encontraban en torno al
15 %, los valores del “costo del kilovatio-hora”, oscilaban entre 50 y 75 pesetas para estas minicentrales.
Fig. 9. Presa de Baserca. Endesa Generación. Baserca es el embalse inferior
del bombeo de Moralets, y Llauset es el embalse inferior. Potencia: 200 MW.
Consumo medio anual: 300 GWh. Producción media anual: 260 GWh.
Capacidad de almacenamiento: 24 GWh. Los embalses de Baserca
y Llauset regulan la aportación de la cabecera del Noguera-Ribagorzana.
Futuro
En España la energía hidroeléctrica está muy aprovechada,
quedando pocos recursos rentables por utilizar. Dado que algunas de nuestras instalaciones son muy antiguas, cabe la
posibilidad de modernizar los equipos, pudiendo repotenciar
las centrales a base de disponer rodetes con mejores rendimientos. Ello permitirá, además de incrementar ligeramente
la producción, alargar su vida útil, ya de por sí elevada.
En algunas disposiciones, en espacial cuando se presentan
embalses solapados, cabe la posibilidad de aumentar la potencia, disponiendo de grupos adicionales. Ello permitirá tener
más producción en horas punta, y disponer de más recursos
para regular frecuencia-potencia y como “reserva fría” (potencia susceptible de ser puesta en la red instantáneamente).
En el régimen especial, es posible todavía construir algunas centrales hidráulicas de baja potencia con rentabilidades
aceptables, siempre y cuando se mantenga el sistema de prima similar al vigente en la actualidad.
Fig. 10. Presa de Llauset. Endesa Generación.
Llauset es el embalse superior del bombeo de Moralets.
-66-
En el mundo el panorama es distinto; todavía queda mucha energía por aprovechar. El potencial bruto teórico es de
12.320 TWh/año, del cual son rentables unas 8.100 TWh/año.
En servicio hay en estos momentos 700 GW de potencia, que
permiten una producción media anual de 2.600 TWh. En estos momentos hay en construcción 108 GW.
Las empresas eléctricas españolas tienen intereses en el
mercado eléctrico de Iberoamérica, encontrándose muy bien
posicionadas en el mismo. En esa zona el potencial de desarrollo futuro es muy elevado, existiendo muchas posibilidades
de utilización de los recursos hidráulicos. En los últimos tiempos la construcción de grandes embalses está siendo muy
cuestionada por temas medioambientales, por lo que será necesario considerar otras alternativas a base de aprovechamientos de menor tamaño con esquemas hidráulicos más respetuosos con el entorno.
Problemática medioambiental
No se detalla mucho este aspecto, por existir otro artículo monográfico dedicado a este tema en esta misma publicación.
La problemática medioambiental aparece en diversos aspectos, pero básicamente son dos: la inundación de zonas
por embalses y la reducción de caudales en el cauce natural.
La inundación de zonas por los embalses crea una problemática muy compleja. Por una parte, se desplaza a poblaciones de su medio tradicional de vida, con unas costumbres
que son difíciles de cambiar y de valorar. Los terrenos afectados son adquiridos mediante pacto a sus propietarios, o bien
expropiados forzosamente debido a la utilidad pública de las
instalaciones. Sin embargo, existen daños inmateriales e intangibles que se provocan en las personas que no se pueden
satisfacer fácilmente y que crean malestar entre los afectados.
Otro problema grave al construir un gran embalse es la
afección a las comunicaciones, que son utilizadas por las poblaciones próximas y que se derivan en unos cambios en la
forma de vida diaria. En algunas zonas sudamericanas se ha
llegado a incomunicar poblaciones antes vecinas.
Como es natural, la construcción de embalses también
afecta a la fauna y a la flora, con destrucción de hábitats y
desplazamiento de especies, pero siempre en un plano distinto de la afección a personas.
La utilización hidroeléctrica de los embalses no produce
directamente contaminación de las aguas, sino todo lo contrario; de hecho es bien conocido el efecto depurador que poseen los embalses; sin embargo, un almacenamiento del agua
prolongado, en embalses que reciban una excesiva carga de
nutrientes (compuestos inorgánicos de nitrógeno y fósforo) o
de materia orgánica (vertidos residuales) puede provocar situaciones de eutrofización, con la consiguiente alteración de
la calidad del agua, particularmente manifiesta en los periodos estivales a través de un descenso continuado, incluso hasta el agotamiento, de la concentración del oxígeno disuelto en
las aguas más profundas.
Las consecuencias de la eutrofia se manifiestan de diferentes formas, siendo las más graves la afección a las poblaciones
piscícolas (toxicidad, falta de oxígeno disuelto) y la generación
-67-
de plantas acuáticas, malos olores y baja calidad del agua, invalidando la posibilidad de otros usos. Estos efectos se pueden
dar tanto en el interior del embalse como aguas abajo.
La implantación de embalses conlleva otro tipo de problemática, además de la mencionada, como es la retención de
sedimentos que de forma natural son transportados por el río,
el cambio climático que producen en el entorno, derivado de
las nieblas y la humedad, así como la barrera que la presa
supone para la fauna piscícola, muchas veces imposible de
salvar. En cuanto a la reducción de caudales por los cauces,
lo natural es exigir un caudal ecológico que permita mantener la biodiversidad de los elementos en el cauce sin que se
vea afectada por el cambio.
Existe una problemática difícil de solucionar, derivada de
la exigencia social cada vez más elevada en los aspectos medioambientales que atañen a los cauces fluviales. Las antiguas concesiones no exigían caudales ecológicos, por lo que
no es extraño observar cauces absolutamente secos cuando
existe un canal en derivación que circula en paralelo. Algunas Administraciones están empezando a exigir la circulación
de caudales ecológicos por los cauces, sin aportar ninguna
contrapartida a cambio. Es evidente que la exigencia social
debe estar por encima de los intereses de utilización hidroeléctrica, pero sin afectar los intereses económicos de las inversiones realizadas. Una solución podría estar en un pacto
entre el Concesionario y la Administración, de modo que se
aumentase el plazo concesional a cambio de una reducción
de los caudales aprovechables. En el caso de embalses con
centrales en derivación, podría autorizarse la construcción de
centrales de pie de presa para caudales ecológicos. De este
modo, se paliarían en parte las pérdidas producidas por la
central principal.
Una forma de considerar los beneficios de la energía hidráulica, desde el punto de vista de energía renovable con
ausencia de emisiones de CO2, es la de primar su producción
a nivel mundial a base de “bonos ecológicos”, de modo que
las empresas deban tener un determinado porcentaje de producción no contaminante, pudiendo comerciar con el exceso
de la misma a fin de compensar a los deficitarios.
■
Juan Manuel Buil Sanz
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Endesa Generación–Ingeniería e I+D–Área Hidráulica. Subdirector.
Profesor encargado de “Presas y aprovechamientos hidroeléctricos”
E.T.S.I.C.C.P. de Barcelona, U.P.C.
Referencias
– Unesa
– Dams and Energy: Hidropower as the Preferred Alternative, A. Bartl. I.H.A.
– Energía hidroeléctrica. Repaso formal a algo más de 100 años de historia, J.M. Bergua.
– Endesa Generación. Equipo hidráulico.
– Archivo fotográfico Endesa Generación. Iberdrola.
O.P. N.o 52. 2000
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
PÁGINA INTENCIONALMENTE
DEJADA EN BLANCO
La energía eólica
Francisco Galán Soraluce
DESCRIPTORES
AEROGENERADOR
PARQUES EÓLICOS
ENERGÍA EÓLICA
GENERACIÓN EÓLICA
POTENCIAL EÓLICO
Preámbulo
Descubrimiento del viento
La energía eléctrica de origen eólico ha tenido, en los últimos
años, en España y en otros países, principalmente europeos,
un desarrollo espectacular.
La potencia mundial instalada ha pasado de ser puramente testimonial hace unos pocos años, a sobrepasar los
13.500 MW a finales de 1998, con un ritmo de crecimiento
de más del 30 % anual. En España se ha pasado de 7,3 MW
en 1991 a 834 MW a finales de 1998, superándose los
1.400 MW al terminar 1999.
Este desarrollo, tan espectacular, ha provocado una gran
proliferación de artículos, libros, vídeos, etc. sobre el tema eólico, en los que se detalla el crecimiento, la evolución técnica
de los equipos, las ventajas ambientales, la creación de empleo, etc. Ante esta situación me ha parecido que podría ser
de más interés exponer mi experiencia personal en este sector,
que repetir un nuevo artículo con los mismos datos y referencias que los precedentes, aunque, eso sí, estarían actualizados.
Mi experiencia procede de colaborar en la redacción de
proyectos y construcción de más de 500 MW eólicos, pertenecientes al grupo de empresas de Energía Hidroeléctrica de
Navarra (EHN), perteneciente mayoritariamente al Gobierno
de Navarra y a Iberdrola.
Energía Hidroeléctrica de Navarra (EHN) es una sociedad,
creada en 1989, cuyo objetivo es el desarrollo de energías
renovables. Ya su nombre pone de manifiesto lo que entonces
se entendía por renovables.
El primer hecho significativo de este nuevo sector energético es que ha sido un descubrimiento. Tanto en el atlas eólico español como en el europeo, en España apenas había, oficialmente, zonas con viento potencialmente interesante. Pese
a esa referencia tan poco propicia, EHN decidió, en 1991,
medir el viento existente en Navarra, y eligió muy bien la situación de los puntos de medición, situándolos en crestas
montañosas de toda la Comunidad.
Al cabo de dos años pudimos ver, con gran sorpresa, que
había en Navarra un potencial eólico extraordinario, con la
posibilidad de instalar más de 2.400 MW, que podrían producir el doble de todo el consumo eléctrico previsto para la
Comunidad Foral en el año 2010.
Se da incluso el caso paradójico de que el mejor emplazamiento, con una velocidad anual media de unos 9 m/s, dista tan sólo cinco kilómetros, en línea recta, del observatorio
del aeropuerto de Noain, cuya velocidad media anual es de
sólo 4,2 m/s. En este emplazamiento, denominado El Perdón,
-70-
se construyó, entre 1994 y 1996, el primer parque eólico de
Navarra, con una potencia de 20 MW y una producción media de 69 GWh, equivalentes a 3.450 horas. El molino mejor
de este parque tiene más de 4.000 horas de producción
anual y es el de mayor rentabilidad de Europa. El viento de
El Perdón tiene más potencial energético que Tarifa.
Sin embargo, ese dato de 4,2 m/s de Noain es el que había servido para dibujar la parte navarra del mapa eólico de
España. Este hecho pone de manifiesto los errores de los mapas eólicos, que se basan en datos de observatorios situados,
lógicamente, en sitios en que no hay viento. Pudiendo elegir,
nadie construiría un aeropuerto o una ciudad en un lugar de
mucho viento. Por eso los mapas eólicos sólo señalan vientos
importantes en áreas en que hay ciudades, con observatorios,
que los padecen.
El ejemplo de Navarra se ha extendido a otras Comunidades y actualmente se considera que existe un potencial eólico aprovechable en España de más de 30.000 MW. Es decir, que nuestro país es uno de los de mayor potencial eólico
de Europa, pese a las previsiones del Atlas Eólico Europeo.
Este hecho, aparte de desanimar en estudios eólicos, tiene el inconveniente de que está minimizando los valores de
viento usados en las normativas de determinación de esfuerzos para cálculo de estructuras. No es probable que se construya un puente en lo alto de El Perdón, pero es claro que
tampoco debe ser la velocidad de viento de Noain la que sirva de referencia para toda la zona. Habrá que hacer alguna
ponderación con los dos datos.
En relación con este tema quiero destacar que la medición
sistemática de velocidades de viento en lugares altos pone de
manifiesto lo elevado de las mismas en los temporales. En febrero de 1996 hubo un temporal en Navarra con velocidades
superiores a 200 km/h en algunos emplazamientos, valor que
parece exclusivo del Caribe, y que es superior a los considerados en las normativas estructurales españolas. Quiero llamar
la atención sobre este punto a los responsables de la elaboración de normativas de cálculo de estructuras para que operen
con una información más representativa que la tradicional.
Afecciones ambientales
En el caso de Navarra tuvimos la suerte de “descubrir” el viento sin que trascendiese, lo que nos permitió hacer un estudio
detallado de todo el territorio foral y elegir los emplazamientos más indicados con sosiego y sin la presión de la competencia que existe actualmente. Esa situación nos permitió hacer estudios ambientales que motivaron el descarte de todos
aquellos en que la afección ambiental pudiera ser importante.
Resulta difícil cuantificar los efectos ambientales; por eso
seguimos el método de dar valores relativos (de unos parques
respecto a otros) a cada aspecto ambiental y, en cada emplazamiento, sumar todos ellos, dando el mismo peso a la referencia total ambiental y a la energética, valorada también
relativamente. Se ordenaron los parques por su puntuación y
se eligieron los que se precisaban para alcanzar el objetivo
energético establecido. De esta forma se descartaron parques
-71-
Fig. 1. Parque eólico de Leitza-Beruete (Navarra).
de gran rentabilidad, respecto a otros, porque su afección
ambiental también era superior a la de los emplazamientos
que se elegían.
Previamente se había establecido el objetivo ambiental de
conseguir que todo el consumo eléctrico de Navarra del año
2010 se generase con energías renovables situadas en la Comunidad. Para ello se precisaba que el viento aportase la mitad del consumo, ya que el resto podía producirse con centrales hidroeléctricas, biomasa, residuos, etc. De esta forma la
“contaminación ambiental” de nuestros parques eólicos sería
la necesaria para generar nuestro consumo eléctrico, planteamiento que podríamos decir de mínimos, y difícil de criticar
por los grupos ecologistas locales más radicales.
Este objetivo, que implicaba instalar una potencia eólica
de 600 MW, fue muy bien recibido por la sociedad navarra,
que ha seguido con interés el desarrollo del plan. En las encuestas que periódicamente se realizan se pone de manifiesto que más del 80 % de la población encuentra conforme la
construcción de los parques. El parque de El Perdón ha pasado a ser un elemento de identificación de la Comunidad y
aparece en calendarios, en las transmisiones por televisión de
los encierros de Pamplona, etc.
Como en la elección de los emplazamientos se descartaron todos los que, en opinión de los biólogos que participaban en el proyecto, podían tener alguna afección significada
(zonas naturales sin alterar, bosques autóctonos, pasos de
aves, lugares emblemáticos, etc.), la afección de los parques
construidos se reduce a la visual, muy subjetiva y opinable.
O.P. N.o 52. 2000
Antes de que se empiece un plan eólico importante todos
los ecologistas están a favor de la energía eólica, pero cuando se inicia aparece una clara diferencia entre los que entienden el tema ambiental global y la conveniencia de reducir las emisiones de CO2, aunque ello implique ver molinos en
algunos montes, y los “localistas” que entienden que “su monte” debe quedar como estaba, aunque ello suponga seguir
quemando lignitos, emitiendo CO2 y produciendo lluvias ácidas en otras zonas, para generar la electricidad que ellos
mismos no se cuestionan dejar de consumir.
Algunos de estos ecologistas locales lamentan que la idea
bucólica de aerogeneradores pequeños, en sitios que apenas
se viesen, haya caído, como ellos dicen, en manos de ingenieros que han desquiciado su planteamiento y llenan los
montes con enormes máquinas fuera de la escala humana.
Recuerdo que uno de estos ecologistas me comentó, al iniciar el plan: “me parece estupendo conseguir que todo el consumo eléctrico de Navarra se produzca con energía eólica y
renovable, pero no se os habrá ocurrido poner molinos en la
Ulzama”. No hace falta aclarar dónde tiene una casa de fin
de semana el interesado.
Actualmente se ha desarrollado algo más de la mitad del
programa eólico y empieza a haber una cierta sensación de
saturación, quizá debido a que los parques se han concentrado en la zona media de Navarra. Hay gente que dice: “no
vais a dejar un monte sin molinos”, cuando la realidad es una
ocupación muy reducida del territorio.
Como ya hemos indicado, el resto de las afecciones no
son relevantes. El ruido que producen no se oye a partir de
500 metros, la ocupación del territorio es compatible con usos
agrícolas o ganaderos. Las colisiones con aves son, estadísticamente, reducidas.
Dentro de este apartado de afecciones hay que destacar
que el objetivo establecido en Navarra de producir todo el
consumo eléctrico anual de la Comunidad con energías renovables supone conseguir generar con renovables el 28,6 % de
la energía primaria necesaria, sobrepasando ampliamente los
objetivos de la Unión Europea de llegar al 12 %, para el año
2010. Este objetivo de la Unión Europea se ha adoptado para reducir las emisiones de CO2 y evitar los efectos del cambio climático. Como antes hemos indicado, este objetivo tan
importante ha sido asumido por los grupos ecologistas nacionales, que apoyan sistemáticamente las promociones eólicas.
Visitas a los parques
Resulta muy conveniente que la gente visite los parques. Todo
el mundo mejora su opinión cuando ha visto un parque. Se
puede apreciar que las obras son muy reducidas y que los aerogeneradores son instalaciones espectaculares. Como en todas las grandes construcciones, a distancia o en las fotos no
se aprecia el tamaño; hay que verlos desde su base para percatarse de sus dimensiones.
En EHN se ha organizado un programa sistemático de visitas escolares. Cada año acuden a los parques miles de niños
de Navarra, donde son recibidos por monitores que explican
las ventajas ambientales de la energía eólica, el funcionamien-
to de los molinos, etc. Este programa resulta de gran interés,
porque supone introducir la problemática ambiental asociada
a la producción y consumo de energía en el medio escolar.
Cuando planteamos construir un nuevo parque en alguna
zona en que no conocen este tipo de instalaciones invitamos
a los responsables municipales y a los grupos ambientalistas
a visitar los que tenemos en Navarra. En todos los casos el resultado ha sido positivo y han sacado una opinión favorable
de la energía eólica.
Lo mismo ocurre con las visitas de políticos y técnicos de
Ministerios de Energía y de compañías eléctricas. Han pasado por nuestros parques responsables de España, Unión Europea, Estados Unidos, Francia, Italia, Eslovenia, Turquía,
Brasil, etc. Como en el caso anterior, siempre se han llevado
una buena opinión de nuestras instalaciones, traducida, en
no pocos casos, en colaboraciones posteriores.
Construcción de los parques
Las obras de los parques son muy reducidas. Se limitan a pistas de acceso, cimentaciones, zanjas y subestaciones. Además
hay que construir la línea de conexión con la red eléctrica.
Es imprescindible ejecutarlas y, sobre todo, terminarlas bien.
Deben reducirse al mínimo indispensable, recuperando el terreno alterado de modo que parezca que las torres han salido del
monte como los árboles. Hay que estudiar dónde y cómo hacer
los vertederos, de modo que no alteren la topografía natural.
Como la pista de acceso a las torres puede reducirse a
una anchura de 3,50 metros, cabe, prácticamente, en cualquier sitio. Esto permite instalar aerogeneradores en sitios inverosímiles. En el parque de Leitza-Beruete colocamos dos en
una ladera extraordinariamente difícil, que ahora enseñamos
a los que piensan que en el monte de su pueblo no es posible
hacer obras. Algunos nos han dicho, después de ver esto:
“nuestro monte es una autopista”.
En esos sitios difíciles hay que cuidar mucho el replanteo
y situar las torres sin alterar los roquedos y estudiando cómo
se va a situar la grúa para la elevación de los equipos.
Las zapatas son elementos superficiales de unos 11 x 11
metros, con una profundidad de dos metros y una cubicación
de unos 130 m3 de hormigón. Excavarlas, fabricar y transportar el hormigón no suele ser problema, ya que los camiones
cubas tienen tracción en todos los ejes y pueden subir cargados pendientes de hasta un 20 %. Lo limitativo en estas obras
es organizar la circulación de los camiones que llevan las torres y, sobre todo, asegurar el emplazamiento de las grúas.
Una vez terminadas las obras debe extenderse tierra vegetal sobre todo el terreno alterado y hacer plantaciones con
hierba y plantas autóctonas.
Elementos singulares
Resulta muy interesante construir en los parques algún elemento singular que lo caracterice. En EHN seguimos este criterio y así hemos construido subestaciones como si fuesen
bordas tradicionales de la zona, centros de acogida para las
visitas reproduciendo edificios típicos, monumentos relacionados con el emplazamiento, etc.
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Figs. 2 y 3. Se mantiene el uso ganadero de los terrenos del parque eólico.
Fig. 4. Pista de acceso a un parque eólico.
Fig. 5. Aerogeneradores colocados en un emplazamiento abrupto
del parque de Leitza-Beruete (Archivo P.E. Leiza).
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O.P. N.o 52. 2000
Fig. 6. Subestación del parque de Alaiz (Navarra).
Fig. 7. Subestación del parque de Izco (Navarra).
En las figuras 6, 7, 8 y 9 pueden verse las subestaciones de
piedra de los parques de Alaiz e Izco en Navarra; la Casa de
los Molinos del parque de Higueruela (Albacete), que reproduce un edificio manchego, y el monumento al peregrino en el
cruce del parque de El Perdón con el Camino de Santiago.
En los parques de Guerinda, cerca de Tafalla, en Navarra,
hemos reconstruido un molino del siglo XVII, del que quedaban
algunos restos y que ha pasado a ser uno más de la fila. Se
ha reconstruido tal como era, con sus ruedas catalina y linterna, eje de roble, cubierta de haya, piedras de moler auténticas, etc., y también con alguna trampa moderna, escondida
entre las maderas y las piedras, para que sea fácil de manejar. Tiene, por ejemplo, un ordenador que lo autoorienta, basándose en los datos del anemómetro, sin necesidad de que
Fig. 8. Casa de los Molinos, en el parque de Higueruela (Albacete).
Fig. 9. Monumento al Camino de Santiago, en el parque eólico de El Perdón (Navarra).
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el molinero tire del palo de gobierno, con el borriquillo, hasta dejarlo en la dirección del viento. Algo que, en su época,
habría realizado después de asomarse a todas las ventanas
del piso superior para ver cuál era la dirección del viento.
Estos elementos acaban siendo parte importante de lo que
las visitas recuerdan y dan una buena imagen del parque y
de la empresa promotora. Su construcción suele ser laboriosa, requieren una cierta dedicación y contar con las personas
idóneas. Su coste es relativamente reducido, dado el nivel de
las inversiones que suponen los parques; son más un tema de
interés que de dinero, y además, para la gente que trabajamos en los parques, estas obras resultan muy gratificantes.
Generación de riqueza
A la vista del potencial eólico de Navarra, el Consejero Delegado de EHN, Esteban Morrás, intuyó que el éxito de la situación
era no sólo instalar los molinos y producir energía, sino propiciar el desarrollo industrial que ello conllevaba. Por su iniciativa
se creó una empresa específica,1 inicialmente con tres factorías
en Navarra y actualmente con un total de 10 repartidas en Navarra, Castilla-La Mancha, Aragón y Galicia. Esta empresa ha
fabricado en 1999 750 aerogeneradores, de los que 319 fueron para EHN, con una facturación total de 50.000 millones de
pesetas. En 2000 va a fabricar 1.300, con una facturación cercana a los 100.000 millones. EHN tiene contratados con esta
empresa 1.800 aerogeneradores para los próximos tres años.
El desarrollo eólico es una ocasión industrial que España no debe desaprovechar. Se trata de un sector nuevo, en
gran expansión, con enormes posibilidades de exportación
a países en desarrollo. Es una de esas ocasiones que se dan
pocas veces. Para Navarra, en concreto, ha supuesto una diversificación de su industria, ligada, en gran parte, hasta
ahora, al sector del automóvil. El Gobierno español ha reconocido nuestro esfuerzo en este campo y Navarra se va
convertir en la sede del Centro Tecnológico Nacional de las
Energías Renovables.
En el caso de Navarra, el Gobierno Foral percibe los impuestos del IVA y de Sociedades de las industrias instaladas en
nuestra Comunidad. Además, al ser titular del 38 % de EHN,
es partícipe de sus beneficios. Todo ello ha supuesto un importante ingreso, podríamos decir que imprevisto, que va a representar algo más del 5 % del total de su recaudación fiscal.
En otras Comunidades es el Estado el que recauda, por lo que
éstas no tienen unos ingresos directos derivados del desarrollo eólico. Ello ha motivado que al plantear planes eólicos estratégicos para autorizar a unas u otras empresas la construcción de parques, se prime la implantación local de factorías de
fabricación y montaje de equipos, ya que de este modo se
crea actividad económica en su territorio. Este planteamiento
está dando lugar a una proliferación, seguramente excesiva,
de factorías del sector eólico, con lo que se corre el peligro de
que no lleguen a tener el tamaño que optimice los costos.
La potencia eólica prevista para el total de España en el
reciente Plan de Fomento de Energías Renovables asciende a
9.000 MW, que suponen una inversión de 1,25 billones de
pesetas y una producción anual, a los precios actuales de venta a la red, de más de 200.000 millones de pesetas. Puede
verse que se trata de cifras extraordinariamente importantes.
Fig. 10. Molino de Olleta, en los parques de Guerinda (Navarra).
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O.P. N.o 52. 2000
La construcción de parques de gran potencia está obligando a construir redes eléctricas de tensiones muy elevadas
y capacidades importantes que suponen una mejora considerable del sistema eléctrico. En Navarra y en Albacete, EHN
tiene, en algunas zonas, mejores redes que Iberdrola, y ello
supondrá indudablemente una mejora del suministro eléctrico.
Los parques eólicos están situados normalmente en montes, muchas veces en zonas deprimidas, que suelen ser, al menos en Navarra, propiedad de los Ayuntamientos. La utilización de esos terrenos, las licencias de obras, las posteriores y
permanentes licencias de actividad y la actividad de mantenimiento de los parques generan unos ingresos importantes que
se van a traducir en una mejora considerable de sus condiciones de vida. Por esto los Ayuntamientos suelen estar muy interesados en el desarrollo eólico de sus términos y es frecuente que comparezcan en las informaciones públicas criticando
las posturas de los Departamentos de Medio Ambiente.
La generación eólica produce, por kilovatio instalado, más
empleo que otras fuentes de producción de energía. En Navarra hay más de 1.300 personas que trabajan para este sector.
Condiciones de venta de la energía a la red
La Ley 54/97 del Sector Eléctrico y la Normativa que la desarrolla, establecen la obligación de la red eléctrica de comprar
toda la energía generada en los parques eólicos a un precio,
establecido anualmente, que en 1999 fue de 11,02 pta/kWh
y en 2000 de 10,42 pta/kWh. Esta bajada del 5,5 % sumada a la inflación del 2,5 % supone una bajada del 8,0 % en
pesetas constantes. En el futuro seguirá esta tendencia a bajar.
De igual modo que en el resto de las energías renovables,
y con objeto de facilitar el desarrollo eólico, estos precios están primados sobre los costos medios de generación del sector eléctrico, que podemos estimar entre 5 y 6 pta/kWh. La
justificación de estas primas es conseguir el objetivo de la
Unión Europea de reducir las emisiones de CO2 y limitar los
efectos sobre el cambio climático. La energía eólica tiene el inconveniente de que es una energía eventual, se produce cuando hay viento, y no sirve para cerrar centrales térmicas sino
para que funcionen menos horas. En un planteamiento estrictamente económico los kilovatios-hora eólicos, al no tener garantía, deberían tener un precio marginal. Sin embargo están
primados porque ha prevalecido el criterio ambiental.
Esta situación de primar las energías renovables es probable que se mantenga, ya que, aunque pueda cambiar el sistema de primas, se acabarán internalizando los costos ambientales de los diferentes sistemas de generación, lo que aproximará los costos reales de las diferentes fuentes de energía.
La obligación de la red de admitir todos los kilovatios-hora que se generen en parques eólicos se mantendrá, creo yo,
siempre que la potencia total generada entre las nucleares,
las hidráulicas fluyentes, la cogeneración y las renovables sea
inferior a la demanda en horas valle. Cuando la supere habrá limitaciones de algún tipo. Podría ocurrir que en esas horas se limite la entrada en la red de la energía eólica. Por esta razón habrá que ir estudiando soluciones que, en esencia,
den garantía a una energía eventual.
Desarrollo del sector y costos de generación
El desarrollo eólico del mundo se inició, como tantas otras cosas, en California. Un Gobernador de este Estado estableció
en los años ochenta un marco de subvenciones que dio lugar
a la proliferación de aerogeneradores, que todavía pueden
verse en Altamont Pass, Victory Garden, etc. Empresas de todo el mundo, especialmente de Dinamarca, empezaron a fabricar exclusivamente para el mercado californiano, y gracias a ello fueron mejorando los equipos y aumentando la potencia (las primeras máquinas eran de 30 kW).
Actualmente las máquinas que se instalan en España son
de 660 o 750 kW; el próximo año serán de 800, 1.000 y
1.500 kW. Se empieza a instalar, en algunos países, el modelo de 1.700-2.000 kW y están en desarrollo máquinas de
3.000 y 5.000 kW.
La disponibilidad de las máquinas, es decir, las horas que
funcionan pudiendo hacerlo, por haber viento, supera el
99 %. Es decir, que apenas tienen averías que se traduzcan en
pérdida de producción.
El aumento continuado de la potencia y la fabricación en
series grandes de los equipos hacen que esté bajando el precio unitario. Actualmente el costo total de los parques eólicos
está en 140.000 pta/kW y se prevé que baje a unas
120.000 pta/kW e incluso a 100.000 pta/kW.
La bajada del costo y la fiabilidad de las máquinas abarata los costos de generación. A ello se ha unido, en los últimos años, la bajada de los tipos de interés, que, en instalaciones de gran inversión y reducidos gastos de mantenimiento, son su principal carga.
En el cuadro 1 figura el costo del kilovatio-hora generado
en diversas hipótesis de costo de inversión y de horas de funcionamiento. Las horas de funcionamiento son las equivalentes
a la producción total anual funcionando las máquinas a plena
potencia, y suponen, por tanto, un índice de la producción.
El cálculo se ha realizado con un tipo de interés del 5,5 %,
una financiación con el 20 % de capital propio, 15 años de vida
útil de las máquinas y amortización, e incluyendo 1,50 pta/kWh
como gasto de mantenimiento. A las cantidades indicadas en
el cuadro hay que añadir los gastos de promoción, licencias,
impuestos y canon de ocupación de terrenos.
CUADRO 1
Costo del kWh generado según costo de inversión
y horas de funcionamiento
Precio del kWh generado para
costos de inversión
Horas de funcionamiento
-76-
140.000
120.000
100.000
3.500
5,93
5,29
4,66
3.000
6,63
5,93
5,19
2.500
7,70
6,81
5,93
2.000
9,25
8,14
7,03
1.500
11,83
10,35
8,88
En el cuadro 2 indicamos las velocidades medias de viento que, con la distribución estadística habitual, permiten conseguir las producciones correspondientes a las horas de funcionamiento indicadas.
Estos datos corresponden a un parque situado a 950 metros
de altitud, con unas pérdidas totales del 8 % por sombras, disponibilidad y transformación y con la distribución de Weibul.
Los costos de generación calculados resultan extraordinariamente bajos, inferiores, en los casos de velocidades altas de
viento, a los valores medios de generación del sector eléctrico.
Podemos ver que los costos, en parques de más 2.000 horas de funcionamiento, son inferiores al precio actual de compra por la red. Esta situación es la causa del desarrollo tan
rápido del sector. En el cuadro 3 podemos ver la potencia instalada en los últimos años. Hemos incluido en el cuadro los
datos del Grupo EHN, para que pueda apreciarse la importancia de este conjunto de empresas.
Si se mantiene el ritmo de crecimiento del sector, en tres o
cuatro años se alcanzarán los 9.000 MW previstos en el Plan
de Fomento de las Energías Renovables, que, además, va a
ser el límite de potencia en el que empiece a haber problemas
para la incorporación de la energía a la red.
CUADRO 2
Velocidad media anual
m/s
Horas de funcionamiento
h
8,6
3.500
7,8
3.000
7,1
2.500
6,4
2.000
5,6
1.500
CUADRO 3
Potencia instalada en los últimos años
Año
Potencia en España
MW
Potencia del grupo EHN
MW
1991
7,3
–
1992
45,7
–
1993
51,7
–
1994
75,4
3,0
1995
115,3
15,0
1996
211,0
53,6
1997
455,1
108,2
1998
833,7
207,2
El precio actual de venta de energía a la red está motivando que se construyan parques con no muchas horas de
funcionamiento, y eso va a implicar que cuando llegue la saturación del sector ya no se puedan hacer otros de mayor rentabilidad, es decir, que una prima elevada está provocando
un desarrollo inadecuado.
Además, ese “negocio” ha provocado que se metan en el
sector especuladores, sin intenciones de construir sino de vender derechos, se abonen cánones excesivos a propietarios de
terrenos, se haya construido parques sin datos suficientes de
viento (con algunos ejemplos muy significados), se hagan
parques con un porcentaje muy bajo de capital propio (confiando en que se mantengan los bajos tipos de interés), etc.
Por otra parte, ese desarrollo tan rápido ha obligado a
construir más fábricas de equipos que las que serían razonables, y que habrá que cerrar cuando se sature el mercado nacional, salvo que se vaya preparando la venta en el extranjero.
Conclusiones
El sector eólico ha sido una explosión en España, probablemente demasiado rápida. En el sector español de la energía
eléctrica es probable que no haya habido una situación similar
desde la construcción, por Iberduero, de los saltos del Duero.
Es importante estudiar con detalle los aspectos ambientales de los parques, construirlos con esmero y dotarlos de elementos singulares que los caractericen.
Se van a cumplir holgadamente los objetivos del Plan de
Fomento de las Energías Renovables y habrá que empezar a
prever soluciones para cuando haya un exceso de potencia
eventual, momento en que la red tendrá que limitar la entrada de energía en horas valle.
La limitación de entrada a la red, unida a la continuada bajada de precios, dará lugar a que algunos proyectos muy ajustados y con un porcentaje muy bajo de capital propio resulten
menos rentables de lo que sus promotores hayan estimado.
En cualquier caso, la prisa por “entrar en el negocio” no
debe dar lugar a iniciar obras sin tener seguridad de los datos de viento y de que se van a resolver favorablemente todos
los trámites administrativos.
Lo expuesto en este artículo se refiere a España; en el resto del mundo, y aunque hay grandes diferencias de unos países a otros, el sector eólico va a tener un gran desarrollo, en
el que las empresas españolas deben entrar, para poder asegurar su continuidad y por tratarse de una ocasión difícilmente repetible.
■
Francisco Galán Soraluce
1999
1.400
417,8
2000*
2.500
900
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Nota
*Previsión
1. Gamesa Eólica.
-77-
O.P. N.o 52. 2000
Energía solar térmica
y fotovoltaica
Mario García Galludo
DESCRIPTORES
ENERGÍA SOLAR
RADIACIÓN SOLAR
FOTÓN
COLECTOR SOLAR
EFECTO FOTOVOLTAICO
MÓDULO FOTOVOLTAICO
Como es sabido, existen dos tipos de energías, que se pueden clasificar en energías no renovables y energías renovables; estas últimas tienen como origen el sol. Un ejemplo típico que diferencia las energías renovables de las que no lo
son, es el siguiente: un litro de gasolina que se quema en un
motor de explosión proporciona la energía necesaria para
que dicha máquina funcione. Cuando se ha quemado desaparece y la nueva formación de ese litro de gasolina es difícil. Un metro cúbico de agua que se encuentra en una central
hidráulica cae sobre la turbina produciendo energía mecánica que se transforma en energía eléctrica; en las próximas lluvias el metro cúbico ocupa otra vez su antigua posición en el
vaso de la central hidráulica: se ha renovado.
Las energías renovables son: la hidráulica, la biomasa, los
residuos sólidos urbanos, la energía solar tanto térmica como
fotovoltaica, la energía eólica e incluso se pueden incluir las
energías marinas y la energía geotérmica.
En este artículo nos referimos a la energía solar térmica y
fotovoltaica.
Energía solar
Antes de nada, es importante señalar que la energía procedente del sol que llega a la Tierra es muy grande y muy superior al gasto energético mundial y a las reservas de las
energías no renovables, pero por otra parte se puede utilizar
un porcentaje muy pequeño debido a la poca exergía (energía utilizable) que tiene este tipo de energía.
El sol es una esfera gaseosa de 69 ·104 km de radio que gira sobre un eje y que tiene una temperatura de 8 a 40 ·106 °K
en su núcleo. El sol se comporta como un reactor nuclear, de
forma que “quema” masa y la convierte en energía de acuerdo
a: E = m·c2. La energía se produce en su interior y se transfiere a la superficie en sucesivas etapas de radiación, conversión,
emisiones y absorciones.
El sol, para muchos de los estudios de energía solar térmica, puede considerarse como un cuerpo negro que emite
energía a 5.762 °K.
La radiación solar es casi fija en el exterior de la atmósfera
terrestre. Esta constante es la llamada Constante Solar y vale:
I = 1.353 W/m2 = 1,94 Cal/cm2 min = 4.871 kJ/m2 h.
La constante solar se define como la energía del sol, por unidad de tiempo, recibida sobre la unidad de área de una superficie perpendicular a la radiación extraterrestre. La descomposición de esta radiación origina el espectro solar, formado por la
radiación ultravioleta, la visible y la infrarroja (Cuadro 1).
Toda la energía expresada por la constante solar no llega
a la superficie de la Tierra. Al atravesar la radiación solar la
atmósfera, pierde intensidad a la vez que se modifica su distribución espectral. Todo ello es debido a la absorción, difusión y reflexión que tienen lugar en las capas de la atmósfera por acción de los gases que la constituyen, el vapor de
agua y las partículas en suspensión (Fig.1).
El nitrógeno y el oxígeno del aire absorben las radiaciones de onda corta, el ozono absorbe la mayor parte de la radiación ultravioleta, y el vapor de agua y el dióxido de carbono absorben una fracción de la radiación infrarroja.
La disminución de la intensidad energética depende también del espesor de la capa de aire, de la situación geográfica del lugar, de la época del año, etc.
Por tanto, la energía que recibe la Tierra del sol, o la radiación global se divide en:
• Radiación directa, que es la que atraviesa la atmósfera sin
sufrir cambio alguno de dirección.
• Radiación dispersa o difusa, que es la recibida después de
los fenómenos de reflexión y difusión por la atmósfera.
Las medidas de radiación solar se refieren en la mayoría de
los casos a la radiación total y se realizan con piranómetros.
CUADRO 1
Tipo de radiación
Ultravioleta
Visible
Infrarroja
-78-
λ
W/m2
λ < 0,38 mm
0,38< λ < 0,78 mm
λ > 0,78 mm
95
640
618
En España, existe una publicación del Ministerio de Industria y Energía con el título «Radiación solar sobre superficies inclinadas» donde se puede encontrar la radiación solar
en las distintas provincias según las diferentes pendientes de
planos orientados al sur.
En estas tablas se puede apreciar que para un plano inclinado 30° (mirando al sur) la radiación total al año en Málaga es de 6.756.708 kJ/m2 (Fig. 5 ).
Esta radiación está distribuida en los 12 meses del año de
acuerdo con lo indicado en la fila correspondiente de la tabla
nº 1 de dicha publicación.
Fig. 1. Distribución espectral de la radiación solar extraterrestre y terrestre.
Los piroheliómetros miden la radiación directa y los heliógrafos miden la duración de la insolación (horas reales de sol).
Otro concepto importante es el de masa de aire AM, que
es la distancia recorrida por la radiación a través de la atmósfera. A nivel del mar con el sol en su cenit AM = 1 ( Fig. 2).
Como se puede apreciar en la figura 3, la Tierra la podemos suponer en el centro de una esfera. Un observador en la
Tierra define una recta que corta a la esfera en el cenit y en
el nadir. A su vez los polos de la Tierra definen una recta PP'.
En la esfera se definen dos tipos de coordenadas, que son
las coordenadas horarias, definidas por el ángulo horario H
y la declinación δ, y las coordenadas horizontales, definidas
por el azimut (Az) y la altura (h); es decir:
— Coordenadas horarias: (H, δ).
— Coordenadas horizontales: (Az, h).
Una estrella, el cenit y el polo P definen un triángulo esférico (Fig. 4) en el que se cumplen las conocidas relaciones de
trigonometría esférica:
sen A
sen a
=
sen B
sen b
=
sen C
sen c
cos a = cos b cos c + sen b sen c cos A
cos A = - cos B cos C + sen B sen C cos a
sen h = sen δ sen ϕ + cos δ cos ϕ cos H
sen a (azimut) = cos δ sen H/cos h
Captación solar
Una vez analizada la radiación solar de la que se dispone tenemos que inventar aparatos que sean capaces de utilizar esta energía térmica para nuestro uso. Estos aparatos se suelen
llamar colectores solares.
Según el rango térmico de la utilización de la energía solar, ésta se clasifica en: de Baja, Media o Alta temperatura; los
rangos térmicos pueden ser < 100 °C; entre 100 °C y 250 °C;
y más de 250 °C, respectivamente.
Actualmente sólo pueden ser rentables las instalaciones de
baja temperatura. Para este rango de temperatura se suele
utilizar colectores solares planos, los cuales transmiten la
energía radiante procedente del sol a un fluido (suele ser
agua o aire). La energía radiante es variable, siendo como
mucho 1 kW/m2, y con una gama de longitudes de onda
comprendida entre 0,3 y 3 μm.
Un colector plano solar consta de los siguientes elementos:
• Una superficie captadora de la radiación solar.
• Un circuito por donde circula el fluido capaz de transferir el
calor captado por la superficie captadora.
• Una cubierta trasparente.
• Un aislante térmico.
• Una caja protectora capaz de acoplar el conjunto al resto
de la instalación (Fig.6).
Al mediodía H = 0, con lo que se obtiene: sen h = cos (ϕ - δ),
y la altura máxima se obtiene para h = π/2 + δ - ϕ.
El sol no tiene una declinación constante, puesto que sobre la esfera celeste describe una curva llamada eclíptica y su
declinación varía en ± 23° 27'.
Los días más largos corresponden a los solsticios de verano y el más corto al de invierno.
La declinación del sol varía y se puede calcular aproximadamente con la fórmula:
δ = 23,45 sen 360 (n + 284),
365
Fig. 2. Masa del aire.
donde n es el día en forma secuencial.
El ángulo horario H se mide a partir del mediodía y viene
dado por:
H= ±
C
a
b
A
1
(nº de minutos a partir del mediodía).
4
c
Fig. 4. Triángulo
esférico.
-79-
Fig. 3. Esfera celeste.
B
Fig. 5. Radiación sobre
un plano inclinado.
Fig. 6. Colector plano.
O.P. N.o 52. 2000
La placa captadora o superficie absorbente es el elemento principal de un panel solar, ya que su misión es recoger la
radiación solar y transmitir el calor que ésta transporta. Está
constituida normalmente por un material metálico de color negro (también se pueden utilizar materiales plásticos para temperaturas < 50 °C).
La placa se calienta, por la acción del sol, elevando su
temperatura hasta que exista un equilibrio entre la energía
captada y la cedida por conducción, convección y radiación.
La orientación de la placa colectora ha de ser hacia el
sur, con una inclinación igual a la latitud del lugar. De esta
forma se captan los rayos solares de forma perpendicular
gran parte de los días, lo que aumenta el rendimiento del colector. No obstante, se debe consultar con las tablas de radiación solar.
Los objetivos que debe cumplir una placa captadora son:
absorber la máxima radiación solar convirtiéndola en energía térmica con el mayor rendimiento posible, y transferir la
mayor cantidad de calor posible al fluido portador.
La superficie de absorción puede ser selectiva, es decir,
con un α de absorción próximo a la unidad para la radiación
solar y una emitancia ε pequeña para las emisiones de radiación térmica de la placa, (α ≈ 0,9 y ε ≈ 0,1).
El fluido circula por tubos de muy distinta constitución según el fabricante de colectores y este fluido puede ser aire o
agua. Lo más normal es utilizar agua con anticongelante para evitar la formación de hielo en los meses fríos, formación
que puede romper el propio colector solar.
En el caso de utilizar aire, éste circula para absorber calorías de aletas que tiene el colector. Para igual potencia energética los colectores de aire deben ser más grandes.
Existen colectores planos de gran calidad que tienen tubos
de vacío, en los que el intercambio de calor se realiza con un
cambio de fase utilizando isobutano.
El colector debe estar inmerso en una caja que debe tener un
aislamiento térmico adecuado, con el fin de no perder calorías.
El balance energético de un colector solar lo podemos realizar aplicando el primer principio de la termodinámica.
I
A
Q1
Q2
Q3
Energía solar directa más difusa por m2.
Área del colector en m2.
Calor útil que se lleva al fluido.
Pérdidas energéticas.
Calor almacenado por el colector.
A · I = Q1 + Q2 + Q3
El rendimiento del colector será:
η=
Q1
Q1
A
= mcp(ts - te) = Iτα - UL(tp - ta)
Siendo: I la insolación, A el área del colector, cp el calor
específico del fluido, m el gasto másico, α la absortancia, τ la
transmitancia, tp las temperatura de la placa, te , ts las temperaturas de entrada y salida del fluido y UL el coeficiente de
pérdidas del colector.
El rendimiento se suele expresar por una recta de ecuación:
η=a-b
(tm - ta)
I
Al no ser UL constante, muchas veces se expresa el rendimiento como una parábola:
η=a-b
tm - ta
tm - ta
I
I
-c
2
Un procedimiento práctico de cálculo de un rendimiento
será:
mcp
θ2
θ1
η=
(te - ts) dθ
θ2
,
A I dθ
θ1
donde se calcula el calor extraído por el fluido y la radiación
que llega al colector, todo ello en un intervalo de tiempo θ1, θ2.
El rendimiento se puede representar por una recta:
Tm =
1
2
(te + ts),
siendo Ta la temperatura ambiente (Fig.8).
η = 0,8 -
8
(Tm - Ta)
I
captación vidrio simple.
η = 0,6 -
4
(Tm - Ta)
I
captación vidrio doble.
También puede venir dado el rendimiento con la curva,
como puede apreciarse en la figura 9.
Al realizar una instalación de energía solar térmica los colectores pueden colocarse en serie, en paralelo o en serie-paralelo, según se indica en la figura 10.
Las instalaciones en que la conexión es en serie tienen como inconvenientes el bajo caudal y la pérdida de carga, y
como ventajas la alta temperatura del último colector.
La conexión en paralelo tiene una menor pérdida de carga y puede tener más caudal pero tiene menor temperatura
Al
El comportamiento de un colector en régimen estacionario
viene dado por el rendimiento, el coeficiente global de pérdidas y la pérdida de carga (Fig.7).
La energía útil extraída del colector por unidad de área
viene dada por:
Fig. 7. Balance del colector solar.
-80-
Fig. 8. Rendimiento de un colector.
Fig. 9. Rendimiento de un colector plano.
Fig. 10. Conexión de colectores. a) Conexión en serie. b) Conexión en paralelo.
de trabajo.
Lo práctico, es realizar la conexión en serie-paralelo.
Se debe proyectar un almacenamiento de agua caliente que
permita utilizar la instalación en los momentos en que no existe radiación solar. El tamaño del acumulador depende de diversos factores, pero se puede indicar que debe ser de 50 a 65
litros por cada metro cuadrado de colector. El material y el aislamiento del depósito deben ser dos cuestiones básicas a tener
en cuenta, y donde compiten proceso y duración del sistema.
En la instalación total debe haber vasos de expansión, termostatos, presostatos, intercambiadores de calor, etc.
En la figura 11 se puede apreciar el esquema de una instalación en la que existe un termostato diferencial que pone
en marcha o para la bomba del circuito de colectores según
la situación térmica de los mismos o del acumulador.
Las temperaturas T1 y T3 del acumulador y la temperatura T2
de los colectores informan al termostato diferencial y hacen funcionar o paran la bomba de agua, según la situación térmica.
La principal aplicación de la energía solar térmica en España es la producción de A.C.S. (agua caliente sanitaria).
En el año 1998 estaban funcionando unos 350.000 m2 de
colectores planos. La evolución es del orden de 10.000 m2
por año.
Existen muchas empresas españolas que fabrican e instalan colectores planos.
Es, al menos, sorprendente que Alemania tenga más potencia de energía solar térmica instalada que España.
El autor de este artículo, que hace 25 años tenía una empresa que se dedicaba a energías renovables y proyectó varias
instalaciones de este tipo, considera que nunca la Administración ha realizado un esfuerzo con conocimiento de causa en
esta rama energética, y estima que calentar agua en verano en
muchos hoteles, apartamentos, etc. de la costa usando un derivado del petróleo es un atentado hacia las generaciones venideras, al utilizar un recurso cada vez más caro y escaso.
Energía solar fotovoltaica
La tecnología de conversión fotovoltaica, para el aprovechamiento de la energía solar, consiste en la transformación directa de la energía del sol en energía eléctrica. Los dispositivos convertidores son las células fotovoltaicas, construidas
con un material semiconductor (silicio, sulfuro de cadmio, arseniuro de galio, etc.), en el que se genera electricidad al in-81-
Fig. 11. Esquema de instalación de colectores.
cidir sobre él los fotones de la radiación luminosa.
Un material semiconductor es aquel en el que sus electrones de valencia están ligados a los átomos con energías similares a la de los fotones que transportan la luz solar.
El efecto fotovoltaico puede ser definido como la generación de un potencial cuando la radiación luminosa ioniza la
región interior o próxima de la barrera potencial interna de
un semiconductor.
Para captar dicha energía luminosa se utiliza la célula solar, que consiste en una delgada oblea de un material semiconductor, fabricado a partir de diferentes materiales y tecnologías y cuya principal propiedad consiste en absorber una
fracción de los fotones de la luz incidente, transmitiendo éstos
a su vez su energía a los electrones de valencia del semiconductor para que rompan el enlace que les mantiene ligados a
los átomos respectivos, convirtiéndose de este modo en electrones libres de la banda de conducción.
Por cada enlace roto queda un electrón libre para circular
dentro del semiconductor. La falta de electrón en el enlace roto se llama hueco y también puede desplazarse libremente
por el interior del semiconductor. Por tanto, el movimiento de
electrones implica un movimiento contrario de huecos, comportándose éstos, en muchos aspectos, como partículas positivas con carga igual a la del electrón.
El movimiento de los electrones y huecos en sentidos
opuestos crea una corriente eléctrica en el semiconductor que
podrá circular por un circuito externo, liberándose así, en una
eventual carga incluida en dicho circuito, la energía liberada
O.P. N.o 52. 2000
por los fotones al crear los pares electrón-hueco.
Para separar los electrones de los huecos e impedir que se
restablezca el enlace se utiliza un campo eléctrico que, en la
mayoría de las células solares, se consigue dopando cada una
de las caras del semiconductor con diferentes impurezas. En el
caso de que el material semiconductor sea silicio (el más utilizado en células solares), una de las caras o zona se impurifica con fósforo, que tiene cinco electrones de valencia (uno más
que el silicio), constituyendo una zona con una concentración
de electrones mayor que de huecos y llamada tipo n. La otra
zona se impurifica con boro, que tiene tres electrones de valencia (uno menos que el silicio), constituyendo una zona con
mayor concentración de huecos que de electrones, tipo p.
Una célula de silicio está constituida por un disco de silicio de espesor 0,3 mm aproximadamente, dopado de boro y
fósforo. Sobre dicho disco se coloca una rejilla metálica. Los
contactos se realizan a través de una estructura de peine a la
que se le ha añadido una capa antirreflectante para minimizar las pérdidas por reflexión y aumentar el porcentaje de
energía solar absorbida por la célula.
El rendimiento de una célula solar se define como el cociente entre la máxima potencia eléctrica entregada por la célula y la potencia luminosa incidente en ella; el rendimiento típico de una célula es del orden del 12 %.
En condiciones de radiación solar de 1 kW/m2, una célula
solar en condiciones óptimas de trabajo proporciona una potencia de 14 mW/cm2 (28 mA/cm2 a una tensión de 0,5 V), lo
que supone un rendimiento del 14 %. Si varía la iluminación la
corriente de la célula varía proporcionalmente, en tanto que la
tensión se mantiene casi invariable. Estos niveles de tensión son
inutilizables para la mayor parte de aplicaciones, pero si se desea obtener mayor tensión basta conectar un cierto número de
células en serie. De esta forma, conectando 36 células se obtienen 18 V, tensión suficiente para hacer funcionar equipos a
12 V, incluso con iluminaciones mucho menores de 1 kW/m2.
Existen multitud de células solares en el mercado mundial;
cada fabricante tiene sus diversas formas de encapsularlas.
Se denomina módulo fotovoltaico a la asociación en serie
y/o paralelo de un determinado número de células solares.
Cuando se conectan varios módulos en serie y/o en paralelo, de modo que puede conseguirse casi cualquier valor
de tensión y de corriente, dan lugar a un panel fotovoltaico.
El sistema fotovoltaico está constituido por los siguientes
subsistemas: subsistema generador, subsistema de almacenamiento y subsistema de acondicionamiento de potencia.
El subsistema generador está constituido por los paneles
solares para la generación de energía. Han de instalarse sobre estructuras con la debida orientación e inclinación para
maximizar la producción.
El subsistema de almacenamiento consiste en un acumulador (batería) conectado en paralelo al panel, para disponer
de energía eléctrica almacenada y utilizarla en los momentos
de nula o baja radiación solar.
Entre el panel y el acumulador es necesario entonces insertar un diodo en serie, de manera que permita la salida de
corriente del panel, pero que impida que el acumulador se
Figs. 12 y 13. Instalación fotovoltaica para
dar energía a un aforador del transvase Tajo-Segura.
La instalación consta de un generador compuesto
por 24 paneles fotovoltaicos, tres reguladores de carga y un grupo
de baterías. Con ello se dota de la energía necesaria al aforador.
descargue a través del panel en ausencia o deficiencia de luz.
Según el acumulador va alcanzando su máxima carga, la
corriente que admite es menor, por lo que el panel tiende a
aumentar su tensión de salida. Como la tensión del acumulador no debe superar su valor máximo de carga, hay que introducir un regulador de tensión que limite la tensión máxima
del panel y evitar dañar la batería.
El subsistema de acondicionamiento de potencia está
constituido por todos los dispositivos que hacen que los dis-82-
Figs. 14 y 15. Abastecimiento energético a un pueblo aislado de la provincia de Huesca en una combinación de energías eólica-fotovoltaica.
Izquierda, paneles fotovoltaicos situados a la entrada de la iglesia del pueblo. Derecha, baterías, reguladores y convertidor.
tintos componentes del sistema sean compatibles.
Para proyectar una instalación fotovoltaica vamos a dar
las siguientes pautas:
• Se calcula las horas equivalentes de sol, también llamadas
horas de sol pico, definidas como el número de horas que
con una radiación solar de 1.000 W/m2 proporcionan
igual energía que la energía total recibida ese día para la
radiación óptima.
• Se calcula tomando de las “Tablas de Radiación” la radiación en KJ y multiplicando por 2,784 · 10-4.
• Se calcula el consumo necesario de la instalación en
A h/día suponiendo un voltaje de 12 V o de 24 V.
• Se utilizan paneles fotovoltaicos que proporcionan 2 A o
2,2 A (según los tipos) para una radiación de 1.000 W/m2.
• Se acoplan los paneles en serie o paralelo, según los casos.
• Se prevén las baterías para cubrir los días de autonomía
Capacidad =
consumo · días de autonomía
profundidad de descarga
con una capacidad de:
Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica, en un
principio, podrían ser de todo tipo, ya que la producción de
electricidad por medio de estas células no tiene ningún problema técnico y la duración de la célula es muy prolongada.
El único problema es el económico y el espacio.
Es muy interesante el realizar instalaciones solares fotovoltaicas en lugares de difícil acceso, aislados y de poco gasto energético.
La energía fotovoltaica es aplicable a los siguientes fines:
a. Alumbrado rural
• Señalización y balizamiento.
• Semáforos y barreras de seguridad.
• Bombas de agua.
• Producción de energía mecánica en poca cantidad.
b. En ferrocarriles se puede utilizar con rentabilidad en:
• Señales luminosas.
• Circuito de vías.
• Balizas.
• Motores de desvío.
• Teléfonos.
-83-
• Radioteléfonos.
c. En aeropuertos e instalaciones anejas, puede ser rentable en:
• Radiofaros.
• Radiobalizas.
• Telecontrol microondas.
• Balizamiento.
d. En telecomunicación se han realizado instalaciones en:
• Alimentación de repetidores de microondas.
• Repetidores amplificadores en los cables coaxiales.
• Repetidores de VHF y UHF.
• Centrales eléctricas rurales.
• Radioteléfonos.
• Teléfonos de emergencias.
• Emisoras.
e. En información se han utilizado en:
• Repetidores de radiodifusión.
• Repetidores de televisión.
• Radios y televisiones colectivas.
Con carácter general, en cualquier instalación de pequeño consumo cuya energía no esté suministrada por un tendido eléctrico ya existente, es rentable el suministro por energía
solar de origen fotovoltaico.
Las características básicas de estas instalaciones son:
• Crean fiabilidad.
• Reducido mantenimiento.
• Larga duración.
El autor de este artículo incluye en el mismo fotografías de
dos instalaciones realizadas por el mismo. La primera es una
instalación fotovoltaica para dar energía a un aforador del
transvase Tajo-Segura (Figs. 12 y 13).
La segunda es parte de un abastecimiento energético a un
pueblo aislado de la provincia de Huesca en una combinación de energías eólica-fotovoltaica (Figs. 14 y 15).
Para finalizar, mencionar que actualmente se están realizando centrales fotovoltaicas conectadas a la red, como la
Planta Fotovoltaica de Toledo PV de 1 MW de potencia.
■
O.P. N.o 52. 2000
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DEJADA EN BLANCO
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Energías marinas
José R. Wilhelmi Ayza
DESCRIPTORES
ENERGÍA DE LAS MAREAS
ENERGÍA DE LAS CORRIENTES MARINAS
ENERGÍA DEL OLEAJE
ENERGÍAS RENOVABLES
Introducción
Dentro del conjunto de las energías renovables, las de origen
marino suelen ocupar un lugar marginal por diversos motivos.
En un estudio sobre las posibilidades de desarrollo de las
energías renovables hasta el año 2010, realizado dentro del
Programa Altener de la Unión Europea [1], se reflejan las
principales limitaciones que experimentan las diferentes tecnologías, así como las posibles intervenciones que, en materia
de política energética, podrían llevarse a cabo para favorecer
su extensión. Entre las energías renovables que se consideran
se encuentran la energía de las mareas y la del oleaje, a las
que habría que añadir la de las corrientes marinas, que ha
comenzado a recibir alguna atención en los últimos años.
En este trabajo se comentan los principales aspectos del
estado actual de las tres tecnologías mencionadas, que tienen
de común el que la energía primaria que se utiliza es energía
mecánica almacenada en el agua del mar. No se considera
aquí, por tanto, el aprovechamiento de otras formas de energía disponibles en los océanos, como la térmica o la asociada a los gradientes salinos.
Las ventajas de la economía de escala se aplican a la
energía de las mareas a partir de los cincuenta; para ello se
contaba con la tecnología de las centrales hidroeléctricas de
pequeño salto, ya desarrollada.
La utilización de la energía de las mareas para producir
energía eléctrica comenzó en 1966 con la central de La Rance en Bretaña. Sus 24 grupos de 10 MW la convierten, aún
en la actualidad, en la mayor central mareomotriz del mundo
(véase la tabla 1).
Características de las mareas
El origen de las mareas reside esencialmente en la atracción
gravitatoria de la luna y del sol, proceso que viene modulado
por los diferentes ciclos que se manifiestan en el mismo (lo que
da lugar a las mareas vivas y mareas muertas), y por las respuestas oscilatorias de los diferentes mares; en el mar abierto las amplitudes máximas no suelen llegar a un metro, aumentando por efectos locales, tales como: reflexión, profundidad reducida, formas costeras, embocaduras, resonancia [2].
Energía de las mareas
El recurso
Antecedentes
Energía natural
La utilización de las mareas como fuente de energía se remonta a los molinos de marea, de los que se tienen noticias
desde el siglo XI en el Reino Unido [1].
A finales del siglo XIX y principios del siglo XX, el progresivo desarrollo de los sistemas eléctricos y el tamaño creciente de las centrales productoras de energía eléctrica motivaron
el abandono progresivo de las fuentes de energía de carácter
local, entre otras los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y los molinos de marea.
El concepto de “energía natural” (Gibrat, 1966) [3] sirve para evaluar un determinado emplazamiento, suministrando un
límite superior a la energía que puede ser extraída en el mismo. Denominando:
A: amplitud de la marea; diferencia entre los niveles de las
mareas alta y baja,
z:
altura del agua embalsada; 0 ≤ z ≤ A,
S(z): superficie del embalse,
V:
volumen del embalse,
-86-
TABLA 1
Centrales mareomotrices existentes (Hammons, 1993)
Emplazamiento
Carrera media de marea (m)
Superficie embalsada (km2)
Potencia instalada (MW)
17
Producción aproximada (GWh/a)
Año de puesta en servicio
La Rance (Francia)
8
540
1966
Kislaya Guba (Rusia)
2,4
2
240
0,4
–
1968
Jiangxia (Rep. P. China)
7,1
2
3,2
11
1980*
Annapolis (Canadá)
6,4
6
17,8
30
1984
Varios (Rep. P. China)
–
–
1,8
–
–
* Primer grupo en 1980; sexto grupo en 1986.
la energía cedida durante el vaciado en bajamar es:
TABLA 2
Potencial técnico de las mareas
en Europa Occidental (Hammons, 1993)
A
E1 =
0 S(z) z dz
(1)
País
E2 =
0 S(z) (A - z) dz
(2)
Por tanto, la energía total resulta:
A
E = E1 + E2 = A
0 S(z) dz = AV
TWh/a
Reino Unido
25,2
50,2
47,7
Francia
22,8
44,4
42,1
Irlanda
4,3
8,0
7,6
Holanda
1,0
1,8
1,8
Alemania
0,4
0,8
0,7
España
0,07
0,13
0,1
Total Europa Occidental
(3)
Supongamos que se dispone de un embalse auxiliar que
se llena por bombeo, y que la energía necesaria para ello se
obtiene utilizando la disponible durante el llenado en pleamar.
Sea:
z': altura del agua embalsada en el embalse auxiliar;
A ≤ z' ≤ B.
% del total europeo
GW
y la cedida durante el llenado en pleamar:
A
Recurso disponible técnicamente
63,8
105,4
100
En el estudio realizado por Vallarino [5] puede verse una
relación exhaustiva de los emplazamientos en España capaces de producir más de 12 GWh/a; la producción estimada
de los que parecían tener posibilidades de realización en la
fecha del estudio es algo mayor que la que figura en la tabla
anterior: 147 GWh/a.
T(z’): superficie del embalse auxiliar.
VB:
volumen del embalse auxiliar.
Aprovechamiento de la energía
Admitiendo que el rendimiento de la maquinaria fuera la
unidad se obtiene la energía:
A
E2 =
B
0 S(z) (A - z) dz = A T(z') (z' - A) dz
(4)
Y al turbinar el agua almacenada se obtiene la energía:
A
EB =
Embalse único
B
0 S(z) z dz + A T(z') z' dz = A (V + VB)
Los sistemas que se consideran normalmente se basan en el almacenamiento del agua en el embalse que se forma al construir un dique en una bahía o estuario. El esquema más utilizado es el de un sólo embalse, que se describe a continuación.
(5)
Las expresiones anteriores no incluyen las pérdidas en la
maquinaria y suponen una fuerte simplificación del problema. En todo caso, hay que tener en cuenta que el dique modificará la longitud inicial del estuario, y por tanto la amplitud de la marea variará en más o en menos con respecto a la
que existía antes de la construcción de la central.
Potencial técnico
En la referencia [2] se da una valoración reciente del potencial técnico en Europa Occidental (véase la tabla 2). El potencial técnico mundial se estima en 500 -1.000 TWh/a, lo
que representa una fracción exigua de la energía disipada
por las mareas en el planeta, que puede estimarse a su vez
en 26.000 TWh/a [4].
-87-
En este caso existen los siguientes modos de operación:
• Generación durante el reflujo. Se efectúa el llenado con las
compuertas abiertas y el vaciado con turbinación (Fig. 1).
• Generación durante el flujo. Se realiza el llenado con turbinación y el vaciado con las compuertas abiertas. Es menos
eficiente que el anterior, porque el embalse trabaja con niveles más bajos y la capacidad de almacenamiento es menor.
• Generación bidireccional (Fig. 2). En este caso la potencia
utilizable es menor debido a que se reduce el rango de variación del nivel embalsado. El rendimiento también es menor al no ser posible optimizar las turbinas y el caudal. Sin
embargo, el factor de utilización de la planta es mayor.
• Utilización del bombeo. Aumenta el nivel de generación y
la flexibilidad de operación, lo que da lugar a una mayor
eficiencia económica. El aumento en la producción puede
llegar al 10 %. Los equipos tienen un coste mayor, y es necesario incluir el equipo de arranque de la bomba (por
ejemplo, con convertidores de frecuencia).
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 1. Generación durante el reflujo. (Tomada de Gibrat, 1966).
Fig. 2. Generación bidireccional. (Tomada de Gibrat, 1966).
La experiencia confirma que es más económico y ambientalmente aceptable limitar la generación a la fase de reflujo; la carrera de marea en el embalse estaría entonces dentro de la mitad superior de la que existía previamente [1].
diados en el Reino Unido se ha supuesto que su valor debe
ser superior a cinco metros para asegurar la viabilidad económica. En España los mayores valores están en el entorno de
cuatro metros [5].
La evaluación de la rentabilidad exige una cuidadosa determinación de la energía producible, lo cual requiere un proceso de optimización y predicción de las condiciones de funcionamiento de la planta, incluyendo los efectos de la implantación del dique en las mareas existentes en el emplazamiento.
Equipos
En la elección de las turbinas se deben considerar los aspectos específicos de este tipo de planta, entre los que cabe citar:
bajo salto, variabilidad de salto y caudal, frecuencia de
arranques y paradas y, en su caso, requisitos para bombeo o
para generación bidireccional.
Las turbinas “tubulares” se consideran frecuentemente en
este tipo de aprovechamientos, ya que son especialmente
adecuadas para sus características [6]. Dentro de esta categoría de turbinas tienen amplia difusión los grupos “bulbo”,
que llevan alojada la maquinaria en el interior del cuerpo
central; su regulación se efectúa mediante distribuidor y
orientación de álabes y pueden funcionar como bomba. Existe otra concepción de grupos de turbina tubular con rodete
Kaplan que incorporan un generador periférico; tienen mayor rendimiento y mayor inercia y no están todavía desarrollados para funcionar como bomba.
Un área abierta para futuros estudios básicos es el diseño
hidrodinámico de las turbinas, incluyendo la optimización del
dimensionado y del modo de operación [1].
Estudios de factibilidad
Los principales parámetros que hay que considerar en un estudio de factibilidad son: la longitud del dique, superficie embalsada, nivel mínimo del agua, coste y carrera de marea. Este último es el más importante; en los emplazamientos estu-
Tendencias de desarrollo
Los nuevos desarrollos de estos aprovechamientos energéticos
se verán influidos por algunos aspectos que han ido emergiendo en los últimos años. Entre ellos hay que destacar las innovaciones en las técnicas de construcción [7, 8] y las tecnologías de
generación combinadas, bien con la hidroeléctrica, por ejemplo en la ensenada de Cook (Alaska) o en Tugur y Mezen (Rusia); o bien con la solar, por ejemplo en Australia (Great Sandy
Desert - Secure Bay) o en la India (Rann of Kutch) [2].
Por otro lado, conviene notar que muchos de los nuevos
emplazamientos previstos (véase la tabla 3) están muy alejados de los centros de consumo, lo cual obliga a transportar la
energía producida a considerables distancias. En estas situaciones el transporte en corriente continua en alta tensión
(CCAT) ofrece unas prestaciones muy notables, pudiendo llegar hasta 10.000 kilómetros con pérdidas del 3 % cada
1.000 kilómetros. Esto permitiría inyectar la energía generada en emplazamientos remotos en las redes eléctricas principales, como puede ser el caso de aprovechamientos en Alaska y Penzhinsk (Rusia) conectados a una línea de transporte
intercontinental a través del estrecho de Bering. Así mismo
-88-
TABLA 3
Emplazamientos más destacados para el desarrollo de centrales mareomotrices (Extraído de Hammons, 1993 y Bernshtein, 1995)
Carrera media de marea (m)
Superficie embalsada (km2)
Potencia instalada (MW)
Producción aproximada (GWh/a)
5,9
–
6.800
20.000
Bahía de Secure (Australia)
10,9
–
–
7.800
Cobequid (Canadá)
12,4
240
5.338
14.000
Emplazamiento
San José (Argentina)
Bahía de Mezen (Rusia)
Mar de Okhost (Peenzhinsk, Rusia)
6,76
11,4
2.640
12.160
45.000
20.530
87.400
190.000
Bahía de Tugur (Rusia)
6,81
1.080
7.800
16.200
Turnagain Arm (EE UU)
7,5
–
6.500
16.600
Golfo de Cambay (India)
6,8
1.970
7.000
15.000
Severn (Reino Unido)
7
520
8.640
17.000
son destacables las posibilidades que ofrecen los enlaces en
CCAT para las interconexiones entre redes de diferentes países, como por ejemplo India occidental y Pakistán, lo que facilitaría el desarrollo de este tipo de proyectos [2].
Factores económicos
Entre los aspectos económicos destaca el elevado coste del kilovatio instalado (> 250.000 pta/kW en 1984), en el que la
obra civil juega un papel preponderante, ya que el coste de
la planta no supera al 50 % del de aquélla. Además, la larga
duración del proceso constructivo, 5-7 años, y el bajo factor
de carga, 22-35 %, inciden negativamente en el coste resultante del kilovatio-hora. La razón principal por la que el factor de carga resulta ser tan bajo reside en las variaciones estacionales de la carrera de marea.
Entre los factores que inciden positivamente en el coste,
hay que citar el bajo coste de operación y mantenimiento
(< 0,5 %) y la alta disponibilidad (> 95 %), que está relacionada con el número elevado de máquinas.
De todo esto resulta la importancia de estudiar los posibles efectos beneficiosos diferentes de los energéticos para
evaluar la viabilidad de un proyecto de esta naturaleza.
Energía de las corrientes marinas
Introducción
Un recurso energético importante de los océanos reside en la
energía cinética contenida en las corrientes marinas. Su origen está ligado, entre otras causas, a las diferencias de temperatura o de salinidad, a las que se añade la influencia de
las mareas. Los efectos se amplifican cuando la corriente atraviesa zonas estrechas limitadas por masas de terreno, incrementándose la velocidad.
El proceso de captación puede basarse en convertidores de
energía cinética similares a las aeroturbinas (Fig. 3) [9, 10]. El
comentario que sigue se refiere esencialmente a este concepto,
aunque existen otras propuestas de aprovechamiento de las corrientes marinas; entre ellas se cita la descrita en [11] para el
estrecho de Gibraltar, que comprende dos centrales maremotrices submarinas superpuestas situadas a lo largo del estrecho.
Consideraciones ambientales
En primer lugar conviene destacar la alteración del régimen
hidrodinámico (menor dispersión de efluentes; influencia en el
transporte de sedimentos). La carrera de marea en el estuario
influye en el medio ambiente; típicamente un aprovechamiento reduce a aproximadamente un 50 % la máxima marea viva y tiene un efecto menor sobre la muerta.
La tarea de prever los cambios en el ecosistema no está
tan bien establecida; los cambios en el ecosistema son específicos de cada emplazamiento. Para realizar una previsión
de los cambios físicos inducidos en el estuario, es necesario
conocer las distribuciones de la salinidad, turbidez, corrientes
contaminantes y nutrientes. Las partículas en suspensión reducen la penetración de la luz solar, lo que afecta negativamente a la productividad natural del estuario
Entre los efectos positivos sobre el medio ambiente cabe
citar la posible protección frente a mareas extraordinarias y
el desplazamiento de combustibles fósiles.
En general un aprovechamiento pequeño tiene mayor impacto en relación con la energía producida.
-89-
Figura 3. Concepto de turbina de flujo axial para corrientes marinas
montada sobre el fondo del mar. (Tomada de Lewis et al., 1996).
O.P. N.o 52. 2000
El recurso
En Europa se han identificado más de 100 lugares con corrientes marinas importantes. El potencial energético se estima en 48 TWh/a, equivalentes a una potencia instalada de
12,5 GW con los factores de capacidad esperados. Los emplazamientos más prometedores están en el Reino Unido, Irlanda, Francia, España, Italia y Grecia. Hay bastantes lugares
que ofrecen potencial para extraer más de 10 MW/km2 [9].
Entre las ventajas que pueden esperarse de estos aprovechamientos cabe citar:
• Posibilidad de predecir su disponibilidad.
• Factores de capacidad del 40 al 60 % (el doble del de otras
fuentes renovables intermitentes).
• Pequeño impacto ambiental, especialmente en lo que se refiere al ruido, uso del suelo e impacto visual.
Aprovechamiento de la energía
Técnicas de captación
Las técnicas de extracción son similares a las que se utilizan con
las turbinas eólicas, empleando en este caso instalaciones submarinas. El rotor de la turbina va montado en una estructura apoyada en el fondo o suspendida de un flotador. Es conveniente que
la posición del rotor esté próxima a la superficie, para aprovechar la zona donde las velocidades del agua son más altas.
Potencia extraíble
El valor de la velocidad del agua más apropiado para el diseño se estima entre 2 y 3 m/s; hay numerosos emplazamientos disponibles donde la velocidad es del orden de 2 m/s [9].
La potencia extraíble por unidad de área barrida es proporcional a ρV3, siendo ρ la densidad del fluido y V la velocidad. Teniendo en cuenta que la densidad del agua es 850 veces superior a la del aire, y que la velocidad del fluido es más
pequeña que en el caso del aire (20 a 30 %), resulta que la potencia por unidad de área barrida es superior en un factor de
6,8 a 23 a la que se obtendría en una aeroturbina [10].
A partir de 1990 cabe apreciar un interés creciente por el
tema. En 1992-93 se lleva a cabo la evaluación del recurso
energético de las corrientes marinas en el Reino Unido. Se ha
estimado que resulta accesible una energía de 20 TWh/a
aproximadamente, a un coste menor que 0,13 €/kWh. Así
mismo se realiza la instalación en Loch Linnhe (Escocia) de un
rotor de 3,5 metros de diámetro, de flujo axial, suspendido
bajo un pontón flotante (1994); con V = 2,25 m/s se alcanzó una potencia de 15 kW [9].
Proyecto UE-Joule Cenex (1994-95)
El objetivo de este estudio es la evaluación del recurso energético de las corrientes marinas en Europa. Se establece que
el coste de la energía producida dependerá de los siguientes
factores: tamaño, tiempo de vida, tipo de interés, coste de
operación y mantenimiento, así como del factor de carga; cabe esperar en principio para este último valores comprendidos entre el 20 y el 60 %.
Evidentemente los resultados dependerán de la velocidad del
agua. Para V = 2 m/s, se puede lograr un coste de 0,15 €/kWh,
con un factor de carga del 40 %; mientras que para V = 3 m/s,
se puede lograr un coste de 0,07 €/kWh, con un factor de carga del 35 % [9].
Estudio de factibilidad
para las Islas Orkney y Shetland
(Reino Unido) (1994-95)
En este emplazamiento el recurso se basa esencialmente en la
existencia de corrientes de marea. Conviene destacar el hecho de que en los sistemas insulares el coste actual del kilovatio-hora suele ser más elevado, lo cual favorece la implantación de nuevas fuentes de generación de energía eléctrica.
La información necesaria se obtuvo a partir de medidas en el
emplazamiento y se utilizó un modelo de computador para simular las características de las corrientes.
Características de la turbina
En la primera generación se están considerando rotores de
15 a 25 metros de diámetro, que corresponden a potencias
comprendidas entre 200 y 800 kW (Fig. 4).
Es conveniente notar que los esfuerzos que debe absorber
la turbina son mayores que en el caso eólico, debido a la mayor densidad del agua; sin embargo este efecto viene contrarrestado en parte por la menor relación entre velocidad punta y velocidad media.
Experiencia adquirida
En los años anteriores a 1990 la actividad en este tema es escasa. En 1980-82 tiene lugar el desarrollo de una turbina para corriente fluvial de tres metros de diámetro para bombear
agua de riego en el Nilo. Durante 1988 funcionó una instalación en el lecho marino del estrecho de Kurashima (Japón);
se trata de un modelo de 1,5 metros de diámetro, 3,5 kW, tipo Darrieus. Además se realizaron algunos estudios en el Reino Unido, Canadá y Japón.
Fig. 4. Potencia extraíble de las corrientes marinas,
con un rendimiento del 30%. (Tomado de Lewis et al., 1996).
-90-
Las turbinas se han dimensionado para una potencia de
200 kW y V = 2 m/s; el factor de carga estaría en el intervalo del 45 al 55 %. El coste de instalación se ha estimado
920 k€ para una turbina de 200 kW (diámetro 15 m).
El coste de producción resultaría ser 0,13 €/kWh, estimado sobre la base de un factor de carga del 50 %, un tiempo de vida de 15 años y un tipo de interés del 5 %. Sin embargo, con un grupo de ocho turbinas de 20 metros de diámetro, el coste de producción se reduce a 0,08 €/kWh.
donde el momento espectral de orden n viene dado por:
Limitaciones
En [17] pueden verse otras expresiones similares de la potencia.
2π
mn =
0
dθ
∞
0 f
n
S(f, θ) df
(10)
g
En zonas de gran profundidad, h >> λ, resulta Vg =
4πf
y (8) se convierte en [13, 16]:
Pw =
ρg2H 2s Te
ρg2
ρg2
m-1 =
m0Te =
64π
4π
4π
(11)
En principio, los posibles efectos negativos se presentarían sobre
todo en relación con las actividades de navegación y pesca [9].
Estimación del recurso
Energía del oleaje
Características del oleaje
Interesa aquí determinar el flujo de energía asociado al oleaje. Considérese inicialmente el caso de un frente de onda plano, de anchura indefinida, que se propaga en el sentido positivo del eje X con velocidad c y periodo T = 2 π/ω (onda monocromática). La longitud de onda es λ = cT = 2π/k. La oscilación de la superficie libre viene dada por una expresión del
tipo: η = N sen(kx - ωt). El análisis basado en el potencial de
velocidades de Airy [12,13,14] permite determinar el flujo de
energía por unidad de tiempo a través de una sección de anchura unidad situada normalmente a la dirección de propagación, obteniéndose:
P=
2kh
1
ρ g N2 c sen2(kx - ωt) 1 +
=
2
sh(2kh)
= ρ g {N sen(kx - ωt)}2 Vg
(6)
que muestra cómo la densidad de energía, ρgη2 se propaga
a la velocidad de grupo, Vg. El valor medio resulta:
P=
ρ g N2 T
8π
th(kh) 1 +
2kh
sh(2kh)
(7)
El oleaje real es un proceso aleatorio complejo. El comportamiento local de las ondas puede ser descrito por el espectro
direccional completo, S(f, θ), del estado del mar, que da la distribución de la densidad de energía en los dominios de la frecuencia, f, y de la dirección, θ [13, 15, 16]. El flujo de energía por unidad de longitud de frente de ola es:
2π
Pw = ρ g
0
dθ
∞
0 S(f, θ) Vg(f, h) df
(8)
Aprovechamiento de la energía
Los parámetros más utilizados para describir las características del oleaje son la altura de ola significante, Hs y el periodo de energía (o periodo medio), Te, que se definen por:
Hs = 4 m0 ;
Se estima que la energía que llega a las costas europeas con
el oleaje es del orden de 1.000 TWh/a [9]. La potencia puede alcanzar valores elevados; por ejemplo, un valor medio
anual de 35 kW/m en la costa de Galicia o de 45-50 kW/m
en las costas noroccidentales de las Islas Británicas y de Noruega [17]. Conviene destacar que 100 kilómetros de un frente de onda que transmite 50 kW/m dan lugar a una potencia
disponible de 2.000 MW, suponiendo que el rendimiento global fuera del 40 %. Los mayores recursos se localizan en las
costas del noroeste de Europa, que reciben la energía generada en el Atlántico Norte. En el resto, costas del Mar del Norte, del mar Báltico y del Mediterráneo, la energía recibida es
menor, con la excepción de algunas zonas limitadas, como el
norte y oeste de las costas danesas, sur de Italia y algunas islas griegas. Una distribución estimada del recurso sería:
• Línea costera del noroeste de Europa: 75 %
• Costas del Mar del Norte: 1,5 %
• Línea costera del Mediterráneo: 23,5 %
Es difícil evaluar la parte de dicha energía técnicamente
aprovechable, dado el pequeño número de instalaciones
construidas. Una estimación del total se cifra en 120 TWh/a.
Sin embargo existe otra estimación para el noroeste de Europa de 400 TWh/a.
La evaluación sistemática del recurso en Europa se lleva a
cabo dentro del programa Joule. Se trata en primer lugar de
elaborar el Atlas Europeo de la Energía del Oleaje (proyecto
Weratlas) [16, 18] con datos para toda la línea costera a una
profundidad de 20 metros. El segundo paso consistirá en el
cálculo del recurso disponible en determinadas áreas o emplazamientos, utilizando modelos de oleaje para profundidades reducidas. En [17] está documentado un estudio específico para las costas españolas.
Te =
m-1
m0
(9)
-91-
Pocas instalaciones se han ensayado en el mar a escala natural, por lo que falta experiencia operativa con prototipos.
En general, a medida que aumenta la distancia a la costa la densidad de energía es mayor, pero la supervivencia está más comprometida y hay mayor complicación para el
transporte de la energía generada. Cabe hablar de un compromiso entre la supervivencia y la densidad de energía.
O.P. N.o 52. 2000
Existen bastantes modalidades de aparatos que permiten
obtener energía del oleaje, aunque no está todavía claro cuáles son las opciones más favorables. En [19] puede verse un
estudio muy completo y una clasificación de los mismos. Se
resumen a continuación sus características principales [9]:
Sistema de columna de agua oscilante
Está próximo a la madurez comercial. El principio de funcionamiento es simple y su construcción se basa en tecnología convencional. Consiste en una cámara abierta al mar, que encierra
un volumen de aire que se comprime y expande por la oscilación del agua inducida por el oleaje (Fig. 5); el aire circula través de una turbina que puede ser bidireccional, tipo Wells. Se
les puede considerar aparatos de primera generación. Un generador de 500 kW tendría típicamente una cámara de 150 m2
de sección, con una anchura paralela a la costa de10 metros.
Fig. 5. Principio de funcionamiento de un sistema de columna
de agua oscilante. (Tomado de “The Indian Wave Energy Programme.
Power from Sea Waves”, Ocean Engineering Centre,
Indian Institute of Technology).
Captadores puntuales
Se dispone un gran número de los mismos para capturar la
energía, de forma similar a la de un receptor de ondas de radio. Su pequeño tamaño resulta ventajoso y permite su fabricación en serie. La mayoría de este tipo de aparatos utilizan
el efecto de bombeo que proporciona un flotador. Sus inconvenientes derivan principalmente de la fiabilidad de los anclajes y de la interconexión eléctrica. Se les puede considerar
aparatos de segunda generación [20].
Grandes aparatos flotantes
El que ofrece un potencial mayor de producción de electricidad a un nivel económico es el CLAM. Su funcionamiento se
basa en impulsar aire a una cámara interior mediante la deformación inducida por el oleaje en elementos flexibles montados sobre las paredes laterales de una estructura flotante; el
aire circula través de una turbina que puede ser bidireccional.
Una configuración típica para una máquina de 250 kW es un
toroide de unos 60 metros de diámetro. Se le puede considerar como un aparato de segunda o tercera generación.
Otros dispositivos, como el Salter Duck, requieren más desarrollo tecnológico, especialmente en lo que se refiere a la captación de energía, anclajes y cableado eléctrico. Se les puede considerar como aparatos de tercera generación.
Experiencia adquirida
Proyectos más destacados en el mundo
El sistema de columna de agua oscilante (OWC) es el que se
ha desarrollado en mayor grado, habiéndose construido ya
varias plantas piloto. Se cuenta con dispositivos de este tipo
construidos en el Reino Unido, Noruega, Japón, China e India. Entre ellos destacan:
• Planta japonesa en Sakata: capacidad de generación limitada, 60 kW. [21]
• Planta noruega: destruida por un fuerte temporal, tras varios años en operación [22].
• Planta en Vizhinjam (India) de 150 kW (Figs. 6 y 7): buen
funcionamiento; se prevén más unidades [23].
Figs. 6 y 7. Planta experimental de Vizhinjam (India).
Sección transversal y vista general del cajón.
(Tomado de “The Indian Wave Energy Programme. Power from Sea Waves”,
Ocean Engineering Centre, Indian Institute of Technology).
-92-
La experiencia operativa es limitada, sin que en la mayor
parte de los casos se haya alcanzado su capacidad plena.
Entre las otras concepciones destaca un prototipo de estructura flotante desarrollado en Japón, denominado Mighty
Whale, cuyo funcionamiento se basa en el principio de la columna de agua oscilante (OWC). Tiene tres cámaras y utiliza
turbinas tipo Wells; los generadores son de 50 kW [24].
N
Proyectos en Europa
Dentro del programa Joule, se han previsto varias plantas piloto de este tipo:
• Proyecto Islay (R.U.). Diseño de un sistema modular [25].
• Isla de Pico, en las Azores, con cámara de hormigón y situada en la línea costera (Figs. 8 y 9); el generador está impulsado por una turbina Wells de 500 kW [26].
• Dounreay, Escocia. Dispositivo de construcción metálica, fijo, situado en una zona próxima a la costa; está dotado
con cuatro turbinas Wells de 500 kW cada una [27].
Además de las realizaciones mencionadas existe una planta piloto que ha sido construida en Noruega según una concepción diferente [22]. Se denomina Tapchan (tapered channel), y consiste en un canal horizontal que recoge las olas por
su embocadura, convenientemente ensanchada, convirtiendo
la mayor parte de la energía de las olas en energía potencial,
y vertiendo el agua sobre un embalse, tres metros por encima
del nivel medio del mar. La capacidad del embalse es de
8.500 m3 y alimenta a una turbina Kaplan de 0,35 MW. La
longitud total del canal es de 170 metros; la forma de la embocadura se ha obtenido por voladura de la roca existente y
la parte estrecha, que corresponde a la mitad de la longitud
total, ha sido construida de hormigón. Ha funcionado durante seis años con un comportamiento razonable, habiéndose
cerrado después para realizar reparaciones. El número de
emplazamientos potenciales es limitado.
Planta
PORTO CACHORRO
VÁLVULA
DE ALIVIO
Proyectos en España
En primer lugar hay que citar el diseño propuesto en [19], denominado Resonador Hidroneumático Fijo Colector (RHFC),
que es “un rompeolas hidroneumático terminador de cámara
abierta por el frente, con colección de flujos de aire en conductos de alta y baja presión a través de válvulas de retención”.
Dentro de la categoría de los sistemas de columna oscilante, se ha desarrollado un nuevo dispositivo que se diferencia de los anteriores en que el elemento de acoplamiento entre la superficie oscilante dentro de la cámara y el generador
es una boya [28]. Su movimiento se transmite al eje del generador mediante una cadena acoplada a un rectificador mecánico y un multiplicador, de forma que el movimiento alternativo del flotador en la columna de agua oscilante se convierte en giros en el mismo sentido en el eje del generador.
Se construyó una planta experimental de este tipo por
Unión Fenosa, dentro del Programa PIE, aprovechando la instalación hidráulica del sistema de refrigeración de uno de los
condensadores de la central térmica de Sabón (La Coruña).
-93-
Figs. 8 y 9. Planta piloto europea en la isla de Pico (Azores).
Arriba, línea costera en Porto Cachorro, mostrando
el emplazamiento de la central. Abajo, perspectiva de la central.
(Tomado de Falcão et al., 1996).
En esta instalación se efectuaron registros de las principales
magnitudes de operación. Además, con el propósito de plantear un diseño preliminar de una instalación de captación de
energía de las olas basado en este concepto, se realizó un estudio por el Centro de Estudios de Puertos y Costas del CEDEX
(Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas) y
la E.T.S.I. de Caminos, Canales y Puertos de Madrid [29]. En
dicho estudio se llevaron a cabo medidas del oleaje existente
en la zona, y se desarrolló un modelo dinámico de la instalación en SYSL y MATLAB-Simulink. Los principales resultados
O.P. N.o 52. 2000
de este estudio pueden verse en la referencia [30]. En [31, 32]
se presentan criterios de dimensionamiento que permiten obtener el comportamiento óptimo del sistema para unas características dadas del oleaje. Con el fin de aprovechar mejor las
condiciones variables del oleaje se ha supuesto que el acoplamiento a la red se efectúa a través de un convertidor de
frecuencia, y se han obtenido así mismo criterios para fijar el
ajuste óptimo de la velocidad del generador.
Costes estimados
La producción de energía eléctrica a partir del oleaje se encuentra en la actualidad en un estado de desarrollo incipiente, al nivel de pre-demostración, por lo que sus costes son difíciles de valorar. Entre las ventajas que supone cabe citar el
hecho de que no son necesarias grandes infraestructuras,
siendo los tiempos de construcción relativamente cortos.
En [1] se da una estimación del coste de la instalación en
aproximadamente 1.000 £/kW (1991). Suponiendo un factor de carga del 35-40 %, y una disponibilidad del 90 %, con
un precio de venta de 0,08 £/kWh, se obtendría una rentabilidad del 8 % durante un periodo de 10 años. Se ha supuesto que los costes de mantenimiento no superan el 25 %
del ingreso anual.
En un diseño reciente del dispositivo CLAM se ha estimado el coste de la energía generada en 0,095 £/kWh. Por su
parte, el coste de las instalaciones costeras depende fuertemente del emplazamiento; en el caso de sistemas de columna
de agua oscilante (OWC) o Tapchan en emplazamientos favorables se puede llegar a unos costes de generación de
0,05-0,06 £/kWh [1].
El coste de la energía producida es, en principio, relativamente alto, comparado con el de otras fuentes renovables, como la eólica. Dada la importancia que representa la obra civil en los costes de la instalación, se obtienen reducciones
considerables aprovechando la infraestructura que ofrece un
dique de abrigo, cuya construcción sea necesaria como obra
de defensa del oleaje (Fig. 10) [23, 30].
Consideraciones ambientales
Aunque los efectos sobre el medio ambiente dependerán estrechamente del tipo de dispositivo utilizado, se pueden citar,
en principio, los siguientes aspectos, que deben ser tenidos en
cuenta en un proyecto de esta naturaleza:
• El clima marítimo se altera (sedimentos; ecosistema).
• Emisión de ruido; intrusión visual.
• Efectos sobre la reproducción de algunas especies.
• Efectos sobre la sedimentación en costas y playas.
• Riesgos para la navegación.
• Posibles beneficios: amortiguamiento del oleaje en zonas
portuarias o erosionables.
Previsiones para el futuro
Parece razonable prever en Europa una contribución de la
energía generada a partir del oleaje del orden de 1 TWh/a
hacia el año 2010, que es menos del 1% del potencial técnicamente aprovechable. El ritmo de nuevas instalaciones sería
de 20-30 MW anuales, para llegar en el año 2010 a una potencia instalada de unos 300 MW [9]. Para lograr estos objetivos es necesario un programa de apoyo a la investigación
que permita avanzar en los siguientes aspectos [27]:
• Optimización de los dispositivos.
• Métodos de diseño y construcción.
• Desarrollo de sistemas eficientes de conversión de energía.
• Desarrollo de modelos de estimación de energía.
• Supervivencia, sustitución y condiciones de servicio de los
sistemas.
En el estudio relativo a las energías renovables en Europa
hasta el año 2010 [1], se destacan dos de los dispositivos mencionados, en lo que se refiere a sus posibilidades de desarrollo y demostración: el canal de paso (Tapchan) y el sistema de
columna de agua oscilante (OWC). Suponiendo aportaciones
medias de 10 kW/m, y capturando la energía correspondiente a una línea de costa de 150 metros, con un rendimiento del orden del 33 %, resultan potencias del orden de
0,5 MW. La viabilidad de una instalación de canal de paso
está muy condicionada por la configuración natural del emplazamiento, donde las obras de adaptación del mismo deben mantenerse dentro de límites razonables, debido a sus repercusiones negativas en el coste y en el medio ambiente. El
sistema de columna de agua oscilante no depende tan estrechamente del emplazamiento, requiriendo esencialmente profundidades mínimas de 10 metros, aumentando mar adentro.
Aunque las consideraciones económicas y ambientales determinan ampliamente su viabilidad, sería razonable, según el
citado documento, llegar en Europa en el año 2010 a 100
canales de paso (50 MW) y 500 sistemas de columna de
agua oscilante (150 MW).
Conclusiones
Fig. 10. Conjunto de cajones de columna de agua oscilante integrados
en un dique de abrigo. (Tomado de “The Indian Wave Energy Programme.
Power from Sea Waves”, Ocean Engineering Centre,
Indian Institute of Technology).
Las consideraciones anteriores han puesto de manifiesto que
entre las tecnologías de aprovechamiento de las energías marinas de origen mecánico, solamente la de las mareas es la
que ha alcanzado un nivel de desarrollo suficiente. El hecho de
que muchos de los emplazamientos más atractivos se encuen-94-
tren en zonas relativamente remotas y alejadas de los centros
de consumo ha limitado su desarrollo, junto con los problemas
ambientales que se suelen presentar. Sin embargo, los problemas que se derivan de las emisiones de las centrales térmicas
y el desarrollo en las tecnologías de transporte de la energía,
que posibilitan la integración de sistemas eléctricos en una escala continental [7], permiten suponer que en los próximos
años pueda aumentar el interés por esa fuente de energía.
La energía de las corrientes marinas se encuentra en la
actualidad en un estado de desarrollo incipiente, pero ofrece
posibilidades razonables con el empleo de turbinas sumergidas, que no requieren grandes infraestructuras. El potencial
aprovechable en Europa es apreciable, y sería necesario un
esfuerzo de I+D para poner a punto esta tecnología [9]. Otros
modos de aprovechamiento, como el propuesto en [11], que
requieren grandes infraestructuras, comparten los problemas
mencionados para las centrales mareomotrices.
En cuanto a la energía del oleaje, su estado de desarrollo
está más avanzado que el de las corrientes marinas, ya que
existe un cierto número de prototipos, pero le queda un largo
camino por recorrer hasta alcanzar su madurez comercial. La
magnitud del recurso en Europa es importante y parece conveniente continuar con las actividades de I+D, que deberán
tratar de resolver los principales problemas planteados, entre
los que cabe citar la supervivencia y el control de los convertidores para reducir los problemas que se derivan del carácter pulsante de la potencia generada.
■
José-Román Wilhelmi Ayza
Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Catedrático de Universidad
Departamento de Ingeniería Civil. Hidráulica y Energética
E.T.S.I. de Caminos, Canales y Puertos. Universidad Politécnica de Madrid
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