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y respuestas
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páginas 230 y 252, por Gabriel Lago.
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Impreso en España
La electricidad en España
313 preguntas y respuestas
Presentación
L
a electricidad es una forma de energía que está presente en todos los hogares españoles, así como en los
sectores de actividad económica que conforman nuestro sistema productivo, siendo esencial para el desarrollo económico y social de cualquier país.
La Asociación Española de la Industria Eléctrica,
UNESA, con el objetivo de conseguir la mayor transparencia posible de las actividades realizadas por sus empresas asociadas, considera interesante hacer una publicación como la presente. En ella se pretende contestar de
forma sencilla, pero a la vez técnicamente precisa, a las
cuestiones más importantes que sobre el funcionamiento
del sector eléctrico español puedan hacerse las entidades o consumidores de electricidad, que deseen tener
una visión amplia, y a la vez rigurosa, de este sector.
La información presentada se ha estructurado de
manera ordenada, pero conviene señalar la dificultad
que conlleva alcanzar este objetivo dado el nivel de
complejidad que actualmente tiene el sector, tanto por
los numerosos agentes e instituciones que intervienen
en su funcionamiento, así como por su adecuación a
los requerimientos de información demandados.
Aunque UNESA ya ha editado con anterioridad
varias publicaciones como la presente, ante el cambio
estructural tan importante que está afrontando el sector eléctrico español, resulta de interés actualizar y completar estas publicaciones. Por ello, esta edición es una
de las primeras de este tipo que se hacen después de
las grandes transformaciones que se han producido,
como consecuencia del establecimiento del nuevo Sistema Eléctrico definido por la Ley 54/1997 del Sector
Eléctrico Español. No obstante, se ha procurado conservar aquellas cuestiones sobre temas que supusieron
hitos importantes en la historia más que centenaria de
este sector, con objeto de ayudar a entender mejor algunos de los temas actualmente en vigor.
Los puntos abordados se han estructurado mediante preguntas que tratan de dar una respuesta directa a las formuladas más frecuentemente, aunque el
4
orden de las mismas se ha organizado de forma que
permita al interesado una lectura lógica y secuencial
de cada tema tratado. Asimismo, se ha tratado de recoger toda la información numérica en forma de tablas,
para conseguir una mayor flexibilidad en la actualización de las mismas, además de poner a disposición
del lector series históricas que recogen la evolución
de las variables más importantes del sector.
La selección concreta de estas preguntas se ha
basado en el interés que a lo largo del tiempo han mostrado los diferentes sectores de la sociedad española,
bien a través de las demandas de información que directamente hacen numerosas entidades y personas físicas a UNESA o a sus empresas asociadas, bien mediante el análisis de los contenidos informativos que sobre
este sector aparecen en los medios de comunicación,
o, en último caso, en función de los resultados obtenidos mediante diversas técnicas de investigación social.
Además de la documentación existente en nuestra Asociación y sus empresas asociadas, en las que
son de gran importancia las Memorias Estadísticas anuales de UNESA, las fuentes de información externa se
han buscado entre aquellas instituciones que ofrecen
una mayor fiabilidad, como son los organismos oficiales,
las asociaciones sectoriales y otras instituciones de prestigio, tanto a nivel nacional como internacional.
Las 313 preguntas que se han formulado, juntamente con las 105 tablas numéricas adjuntas, se han
clasificado en ocho capítulos, de acuerdo con la siguiente distribución:
Capítulo I. Sector Energético. Trata de los aspectos
generales de este sector más relacionados con
el eléctrico. Esta visión general se ha considerado necesaria si se tiene en cuenta que la electricidad es una energía final que proviene de la
transformación o conversión de numerosas energías primarias. Contiene 30 preguntas y 16 tablas
numéricas.
Capítulo II. Sector Eléctrico. Aspectos generales.
Recoge las preguntas con carácter más general
que atañen al desarrollo histórico y funcionamiento actual del Sector Eléctrico español. Contiene 42 preguntas y 20 tablas.
Capítulo III. Centrales hidroeléctricas. Trata los
temas específicos de esta fuente energética renovable, la cual ha tenido, y sigue teniendo, una
gran importancia en el desarrollo del sector. Contiene 34 preguntas y 16 tablas.
Capítulo IV. Centrales térmicas de combustibles
fósiles. Responde a preguntas sobre las tecnologías de generación eléctrica con carbón,
derivados del petróleo y gas natural, combustible este último que actualmente tiene una gran
importancia para la expansión del equipo generador, a través de las centrales de ciclo combinado. Contiene 46 preguntas y 14 tablas.
Capítulo V. Centrales nucleares. Las preguntas se
concentran principalmente en las características específicas que tiene este tipo de tecnología, y que juega un papel importante en nuestro sistema.
Capitulo VI. Energías renovables para la producción de electricidad. Se recogen los aspectos fundamentales de este tipo de energías, así
como las innovaciones tecnológicas que se están
desarrollando para su aplicabilidad comercial.
Van a ser de gran importancia en la generación
eléctrica de los próximos años, teniendo un especial relieve la energía eólica. Contiene 45 preguntas y 17 tablas.
Capítulo VII. Aspectos económicos y financieros.
Recoge los aspectos básicos en este área, en
especial los referentes al sistema de precios de
la electricidad. Otras cuestiones recogidas en este
capítulo están fundamentalmente centradas en
las empresas eléctricas asociadas en UNESA. Contiene 27 preguntas y 15 tablas.
Capítulo VIII. Aspectos regulatorios. Se exponen
las líneas básicas del marco regulatorio establecido por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, así como la normativa desarrollada posteriormente para regular el funcionamiento actual
del mismo. Contiene 41 preguntas y una tabla
numérica.
Conviene señalar que, dada la importancia que
los aspectos medioambientales tienen en las actividades del sector eléctrico, los interesados en esta materia podrían echar en falta un capítulo específico sobre
este tema. Sin embargo, se ha tenido en cuenta que
UNESA ha editado recientemente una publicación específica sobre «La industria eléctrica y el medio ambiente», en la que monográficamente se abordan todas estas
cuestiones. No obstante, en esta publicación se hace
una pregunta de carácter general sobre la interacción
con el medio ambiente de las tecnologías tratadas.
Dado el entorno tan cambiante en el que está
inmerso el sector, determinado por la desregulación y
apertura de nuevos mercados, la innovación tecnológica y la utilización de nuevas formas de energía, hay
cuestiones que van a ir cambiando con el tiempo, por
lo que será necesaria la actualización de esta publicación en próximas ediciones, tanto en su formulación
impresa como en soporte digital.
Entendemos que con esta publicación, UNESA
presta un servicio a los diversos estamentos de la sociedad española, para conocer mejor la complejidad que
tienen sus actividades de producción, transporte y distribución de la electricidad, y que representa uno de
los objetivos primordiales para las empresas eléctricas
de esta Asociación.
Pedro Rivero Torre
Vicepresidente-Director General
5
Capítulo
I
Sector energético
1
¿Qué es la energía?
L
a energía es una magnitud física asociada con la capacidad que tienen los cuerpos para producir trabajo
mecánico, emitir luz, generar calor, etc. La energía puede manifestarse de distintas formas: gravitatoria, cinética, química, eléctrica, magnética, nuclear, radiante, etc.,
existiendo la posibilidad de que se transformen entre
sí, pero respetando siempre el principio de conservación de la energía.
Prácticamente, toda la energía de que disponemos proviene del sol. Produce los vientos, la evaporación de las aguas superficiales, la formación de nubes,
las lluvias y, por consiguiente, los saltos de agua. Su
calor y su luz son la base de numerosas reacciones
químicas indispensables para el desarrollo de los vegetales y de los animales que con el paso de los siglos
originaron los combustibles fósiles: carbón, petróleo,
gas, etc.
2
¿Qué son las fuentes
de energía?
P
ara obtener la energía que consumimos tenemos que
partir de algún cuerpo o materia que la tenga almacenada, pudiendo aprovecharla directamente o por
medio de una transformación física o química. A estos
cuerpos se les llama fuentes de energía. Las cantidades disponibles de energía de estas fuentes son lo que
llamamos recursos energéticos.
La Tierra posee grandes cantidades de estos
recursos. Sin embargo, para que sea posible su utilización es necesario que la obtención y transformación
de los mismos pueda hacerse tanto desde el punto de
vista tecnológico como del económico.
Hay fuentes energéticas que tienen su energía
muy concentrada (mucha energía por unidad de masa).
Son el carbón, el petróleo, el gas natural, la hidroelectricidad, el uranio, etc. Por el contrario, existe otro
tipo de fuentes con energía mucho más diluida, como
es el caso de la solar, eólica, biomasa, marinas, etc.
¿Cómo se clasifican
las fuentes de energía?
3
L
as fuentes de energía pueden clasificarse atendiendo
a diversos criterios como pueden ser su disponibilidad o su forma de utilización. Según su disponibilidad se clasifican en renovables y no renovables.
– Las energías renovables son aquéllas cuyo
potencial es inagotable por provenir de la
energía que llega a nuestro planeta de forma
continua, como consecuencia de la radiación
solar o de la atracción gravitatoria de otros
9
planetas de nuestro sistema solar. Son, fundamentalmente, la energía hidráulica, solar,
eólica, biomasa y las oceánicas.
– Las energías no renovables son aquéllas que
existen en una cantidad limitada en la naturaleza. No se renuevan a corto plazo y por
eso se agotan cuando se utilizan. La demanda mundial de energía en la actualidad se satisface fundamentalmente con este tipo de fuentes. Las más comunes son el carbón, el petróleo, el gas natural y el uranio.
¿Cómo se mide la energía?
L
Según sea su forma de utilización las fuentes de
energía se pueden clasificar en primarias, secundarias
y útiles.
– Las energías primarias son las que no han sido
sometidas a ningún proceso de conversión y,
por tanto, se obtienen directamente de la naturaleza, como por ejemplo el carbón, el petróleo, el gas natural, la hidráulica, la eólica, la
biomasa, la solar y el uranio natural.
– Las energías secundarias, llamadas también
finales, se obtienen a partir de las primarias
mediante procesos de transformación energética (centrales hidroeléctricas, refinerías,
etc.); es el caso de la electricidad o el de los
carburantes.
– Las energías útiles son las que realmente
adquiere el consumidor después de la última
conversión realizada por sus propios equipos
de demanda, como son las energías química,
mecánica, calorífica, etc.
a energía tiene las mismas unidades que la magnitud
trabajo. En el Sistema Internacional de unidades (SI)
la unidad de trabajo y de energía es el julio (J), definido como el trabajo realizado por la fuerza de un newton cuando desplaza su punto de aplicación un metro.
Para la energía eléctrica se emplea como unidad de generación el kilovatio-hora (kWh) definido
como el trabajo realizado durante una hora por una
máquina que tiene una potencia de un kilovatio (kW).
Su equivalencia es: 1 kWh = 36 × 105 J.
Para poder evaluar la «calidad energética» de las
distintas fuentes de energía, se establecen unas unidades
basadas en el poder calorífico de cada una de ellas.
Las más utilizadas en el sector energético son: kilocalorías por kilogramo de combustible (kcal/kg), tonelada equivalente de carbón (tec) y tonelada equivalente
de petróleo (tep). Sus definiciones son:
– Kcal/kg aplicada a un combustible nos indica
el número de kilocalorías que obtendríamos
en la combustión de 1 kg de ese combustible.
1kcal = 4,186 × 103 J
– Tonelada equivalente de carbón (tec). Representa la energía liberada por la combustión
de una tonelada de carbón tipo (hulla).
1 tec = 29,3 × 109 J
– Tonelada equivalente de petróleo (tep). Equivale a la energía liberada en la combustión
de una tonelada de crudo de petróleo.
1 tep = 41,84 × 109 J
Una relación entre las principales unidades de
energía se presenta en la Tabla I.1 adjunta.
Tabla I.1
Relación entre las principales unidades de energía
Unidades
Julio (J)
Termia (th)
Caloría (cal)
Tonelada equivalente
de petróleo (tep)
Tonelada equivalente
de carbón (tec)
Kilowatio hora (kWh)
Fuente: UNESA.
10
Julio
Termia
Caloría
Tep
Tec
kWh
1
4,18550 × 106
4,18550
2,28920 × 10–7
1
1 × 10–10
2,38920 × 10–1
1 × 106
1
2,38920 × 10–11
1 × 10–4
1 × 10–10
3,4134 × 10–11
1,42857 × 10–4
1,42857 × 10–10
2,77778 × 10–7
1,16264
1,16264 × 10–6
4,1855 × 1010
1 × 104
1 × 1010
1
1,45857
1,16264 × 104
2,92985 × 1010
3,60000 × 106
7 × 103
8,60112 × 10–1
7 × 109
8,60112 × 105
7 × 10–1
8,60112 × 10–5
1
1,22873 × 10–4
8,13847 × 103
1
4
5
¿Cómo se mide la potencia?
L
a potencia de un sistema es el trabajo realizado en la
unidad de tiempo. Su unidad en el Sistema Internacional (SI) es el vatio, definido como la potencia de
una máquina que realiza el trabajo de un julio en el
tiempo de un segundo. Su símbolo es W.
En el sector eléctrico se utilizan múltiplos de esta
unidad: el kilovatio (kW), que equivale a 1.000 vatios;
el megavatio (MW), que tiene 106 vatios; y el gigavatio (GW), que equivale a 109 vatios.
En el Sector Eléctrico se utilizan mucho el kilovatio hora (kWh) para medir la energía producida o
consumida por una instalación, y el kilovatio (kW) para
medir la potencia o capacidad. El kWh es, por tanto,
la energía producida o consumida por una instalación
de potencia 1 kW, trabajando durante una hora. Es decir:
1 kWh = 1 kW × 1 hora
(Energía) = (potencia) × (tiempo)
Para instalaciones eléctricas de gran tamaño se
utilizan múltiplos de estas unidades.
Potencia:
1 Megavatio (MW) = 106 vatios (W) = 103 kilovatios (kW)
1 Gigavatio (GW) = 109 vatios (W) = 106 kilovatios (kW)
1 Teravatio (TW) = 1012 vatios (W) = 109 kilovatios (kW)
Energía:
1 Megavatio hora (MWh) = 106 vatios hora (Wh) =
= 103 kilovatios hora (kWh)
1 Gigavatio hora (GWh) = 109 vatios hora (Wh) =
= 106 kilovatios hora (kWh)
1 Teravatio hora (TWh) = 1012 vatios hora (Wh) =
= 109 kilovatios hora (kWh)
6
¿Existe relación entre
el consumo de energía
y el bienestar económico
de un país?
L
a energía es indispensable para las economías de todos
los países, tanto para las actividades de sus sistemas
productivos, como para los sectores finales. En la agricultura se emplea para la fabricación de abonos, plaguicidas, secaderos, etc.; en los procesos industriales,
desde los altos hornos a la fabricación de conservas,
pasando por la obtención de metales, papel, cemento, etc.; en el sector transporte, tanto en los terrestres
como en los marítimos y aéreos; en los hogares, para
iluminación, calefacción, cocinado de alimentos, etc.
Las economías de los países no pueden, por tanto, funcionar bien sin un abastecimiento adecuado de
energía, siendo un capítulo muy importante de la economía mundial el relativo a la explotación, obtención,
transformación y suministro de materias energéticas.
Consecuentemente, puede asegurarse que existe una relación muy estrecha entre el consumo de energía y el bienestar económico de un país. La enorme
importancia de la energía en el mundo actual no debe
inducirnos a pensar que su uso es algo exclusivo de
las economías modernas. Ya desde tiempos remotos,
el hombre ha sabido utilizar, además de su propio esfuerzo físico, el de algunos animales domésticos para obtener energía mecánica; a ello unirá después la fuerza
del viento (eólica) y la de las corrientes de agua. Además, obtenía calor de la combustión de la madera para
sus hogares, y las actividades fabriles para fundir metales y producir todo tipo de herramientas y utensilios.
Con la llegada de la Revolución Industrial en
Inglaterra durante el siglo XVIII, se producen en el área
energética transformaciones cualitativas y cuantitativas
muy importantes. Se produce la sustitución de las energías primitivas por el carbón y, más tarde, por los hidrocarburos y la electricidad. Este hecho constituye uno
de los elementos básicos de las economías de las sociedades modernas, que han incorporado recientemente
la energía nuclear y las energías renovables (eólica,
solar, biomasa, geotérmica, etc.).
Para que estas transformaciones sociales y económicas sucediesen, fue preciso un espectacular desarrollo tecnológico —desde la máquina de vapor al reactor nuclear, pasando por el motor de explosión, el motor
y el generador eléctricos, etc.— lo que ha hecho posible la utilización de estas nuevas fuentes energéticas.
¿Cómo se mide la relación
entre el bienestar económico
y el consumo de energía?
7
L
a demanda energética de un país está muy relacionada con su Producto Interior Bruto (PIB), con su capacidad industrial y con el nivel de vida alcanzado por
11
Tabla I.2
Evolución del consumo mundial de energía
primaria por regiones económicas (*)
(Mtep)
1988
1990
1997
1999
América del Norte
América del Sur
y América Central
Europa
Antigua Unión Soviética
Oriente Medio
África
Asia y Oceanía
2.199,2
2.231,8
2.490,0
2.558,1
263,1
1.755,9
1.377,9
235,6
205,0
1.576,3
270,2
1.741,5
1.398,2
253,7
212,1
1.784,4
352,7
1.782,9
899,0
356,0
253,6
2.348,7
371,1
1.801,1
908,3
380,2
261,2
2.255,6
TOTAL Mundial
7.613,0
7.855,9
8.482,9
8.535,6
Fuente: British Petroleum (BP Statistical Review of World Energy. 1999).
(*) Se consideran sólo energías comerciales.
sus habitantes. El consumo de energía por habitante constituye, por tanto, uno de los indicadores más fiables del
grado de desarrollo económico de una sociedad.
Esta relación puede comprobarse sin más que
analizar los consumos de energía por áreas geográficas recogidos en la Tablas I.2 y I.3 adjuntas, en donde los países con mayor consumo per cápita tienen niveles más altos de bienestar económico. Conviene señalar a este respecto que, según el Congreso Mundial de
la Energía de 1998, el 20% de la población mundial consume el 80% de la producción energética comercial.
Tabla I.3
Consumo de energía primaria por regiones
económicas per cápita en 1998
Población
(Millones)
tep/hab.
(toe)
2.555
685
1.660
1.250
380
480
680
1.230
890
590
302
505
385
410
250
760
148
1.260
910
980
8,46
1,36
4,31
3,05
1,52
0,63
4,59
0,98
0,98
0,60
10.400
5.910
1,76
País
Mtep
América del Norte
América del Sur y América Central
Europa Occidental
Antigua URSS y Europa del Este
Oriente Medio
África
Japón/Australia/Nueva Zelanda
China
Otros países asiáticos (incluye Turquía)
India
TOTAL Mundial
Fuente: BP/Amoco Statistic Review of Energy. Junio 1999; y UN Population Fund. Septiembre 1999,
con correcciones del World Energy Council.
12
La correspondencia entre el nivel de vida y el
consumo energético de un país puede apreciarse también desde la perspectiva histórica. Así, cuando un país
comienza a desarrollarse, su estructura económica está
caracterizada por un predominio de las actividades del
sector primario, a las que se van añadiendo actividades de tipo artesanal, todas ellas de consumo energético bajo. En el proceso de crecimiento económico, la industria va aumentando en importancia, lo
mismo que el sector transportes, y estas actividades
consumen importantes cantidades de energía. A ello
se va uniendo la creciente mecanización de las actividades económicas y el aumento del uso de energía
en el sector doméstico.
No obstante, el desarrollo tecnológico acaecido
en los últimos años como consecuencia de la crisis
energética, ha permitido reducir el uso de energía para
iguales niveles de actividad económica, alcanzándose
una mayor eficiencia en los sistemas de producción y
uso de la energía.
¿Cuáles son las principales
fuentes de energía primaria?
L
as fuentes de energía más utilizadas actualmente en el
mundo son: el petróleo, el carbón, el gas natural, la
energía hidráulica y la nuclear. Son los tipos de energía que hoy en día mejor responden por su disponibilidad y costes de utilización a las necesidades energéticas de la humanidad.
Sin embargo, la política energética actual de
muchos países desarrollados, entre ellos los de la UE,
está fomentando la utilización de las energías renovables, por razones de tipo medioambiental y por su
carácter autóctono. Asimismo, en los países en vías de
desarrollo se emplean grandes cantidades de biomasa (leña, residuos agrícolas, etc.), para satisfacer las
necesidades energéticas, aunque muchas veces estas
materias no estén comercializadas. En otros países muy
concretos se utilizan la energía eólica y geotérmica para
obtener cantidades significativas de electricidad.
Las energías renovables, aunque cuantitativamente tienen hoy día una relevancia pequeña, están
llamadas a jugar un papel importante a medida que
se vayan agotando las reservas de las energías fósiles.
8
9
¿Pueden competir entre sí
las fuentes energéticas?
Gráfico I.1
Consumo mundial de energía primaria (%)
E
n muchos casos, sí. Así, por ejemplo, las energías
hidráulica y nuclear se transforman en electricidad para
su utilización, lo que también puede hacerse con el
carbón, los hidrocarburos y las energías renovables.
Por tanto, tenemos diferentes alternativas para obtener una misma energía final, en este caso, la electricidad.
Sin embargo, existen usos específicos en donde únicamente se puede emplear un solo tipo de energía final, o al menos su sustitución es difícil. Este puede ser el caso de los carburantes empleados en la aviación, o el de los gasóleos para los motores diesel en
el sector transporte.
Por todo ello, los sistemas energéticos de los países van evolucionando a lo largo del tiempo y además de aumentar la cantidad de energía consumida,
también suelen producirse variaciones en su estructura,
al modificarse la participación relativa de cada energía primaria. En estos procesos de sustitución intervienen numerosos factores, como son los avances
tecnológicos, la disponibilidad de nuevos recursos, la
aparición de consumos específicos o las diferencias relativas de los precios energéticos.
10
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.
la evolución de la demanda fue consecuencia directa
de la crisis económica que se extendió por la mayoría de los países desarrollados.
Asimismo, el encarecimiento de la energía hizo
que las políticas energéticas de los países procuraran,
a corto plazo, ahorrar energía, usándola con más racionalidad; a medio plazo el objetivo perseguido era el
de reemplazar los equipos y las máquinas que consumían mucha energía por otros que, con similares
resultados, fueran más eficientes.
¿Cómo ha evolucionado
el consumo mundial
de energía primaria?
E
l consumo mundial de energía primaria ha ido cambiando a lo largo de la historia, a medida que los avances tecnológicos ponían al alcance del hombre el aprovechamiento de nuevas fuentes energéticas.
Centrándonos ya en las últimas décadas, puede decirse que, a partir de la Segunda Guerra Mundial, ha habido dos decenios de intenso crecimiento
de la demanda energética, abastecida sin problemas
por una producción de energía en continuo ascenso.
La crisis energética del año 1973 interrumpió esta
trayectoria, desacelerando primero el crecimiento del
consumo para, a partir del año 1979, producirse una
disminución del mismo que se mantuvo durante los
primeros años de la década de los 80. Este cambio en
El consumo de energía en los sectores comercial y
residencial es un indicador de bienestar económico.
13
Tabla I.4
Evolución del consumo mundial por tipos de energía primaria (en millones de tep)
1973
Consumo
1979
%
Consumo
47,3
18,2
28,2
0,8
3.142
1.207
1.838
147
1982
%
46,8
17,9
27,3
2,2
1989
1998
Consumo
%
Consumo
%
Consumo
2.901
1.246
1.876
205
43,0
19,0
28,6
3,1
3.123
1.629
2.261
425
39,4
20,6
28,6
5,4
3.463
2.064
2.130
651
Petróleo
Gas natural
Carbón
Nuclear
Hidroelectricidad y
otras renovables
2.798
1.076
1.668
49
329
5,5
389
5,8
415
6,3
476
6,0
226
TOTAL
5.920
100,0
6.723
100,0
6.543
100,0
7.934
100,0
8.534
%
40,6
24,2
24,9
7,6
2,7(*)
100,0
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.
(*) La bajada de la aportación de estas energías se debe, fundamentalmente, al cambio de criterio de equivalencia de la energía hidráulica en las estadísticas de la UE y de la AIE.
Respecto a la evolución estructural del consumo energético mundial, el petróleo, la energía más encarecida durante los años de crisis, retrocedió porcentualmente más que las restantes, llegando a perder casi
diez puntos dentro del abastecimiento energético mundial, aunque se ha estabilizado su consumo en la década de los noventa (véase Tabla I.4 y Gráfico I.1). Por
el contrario, el gas natural aumentó de forma significativa su aportación relativa y el carbón se mantuvo
prácticamente estable, lo que es digno de resaltar, pues
desde hacía decenios su papel descendía de forma continua. Asimismo, es de destacar el incremento de la
energía nuclear, aunque su aportación, por razones de
todos conocidas, no ha alcanzado las expectativas puestas en ella.
Desde mediados de los 80, la recuperación económica de los países industrializados, junto con una
estabilización en los precios de los crudos y del carbón, ha propiciado el inicio de un nuevo ciclo de crecimiento del consumo energético mundial en los últimos años de la década de los 90.
¿Cómo afectó la crisis energética
de los años setenta
a las economías occidentales?
E
El desarrollo económico requiere el transporte masivo de energía.
14
l desencadenamiento de las crisis energéticas suele ocurrir cuando los tirones alcistas de la demanda –impulsados por el crecimiento económico– no van acompañados de incrementos paralelos de la producción de
energía. Esto se debe, en muchos casos, a la falta de
respuesta de ésta a corto plazo dado el largo periodo
de maduración que tienen las inversiones necesarias
para su aumento.
El ajuste, vía precios, entre una demanda en
aumento y una oferta incapaz de satisfacerla constituye un mecanismo –aunque traumático– de reequilibrio, pues los altos precios energéticos fomentan las
inversiones en busca de nuevos yacimientos, nuevas
fuentes de energía o nuevas tecnologías, lo cual, finalmente, volverá a restablecer el equilibrio entre la oferta y la demanda de energía.
Algunas veces, las causas que desencadenan las
crisis energéticas pueden ser de tipo político, o inclu-
11
so conflictos bélicos que sucedan en áreas productoras de materias energéticas de gran importancia.
Por su importante impacto en las políticas energéticas de todos los países desarrollados, y por ser la
más reciente (el conflicto de la Guerra del Golfo no
supuso escasez realmente de oferta), conviene analizar la crisis energética iniciada en octubre de 1973 con
la subida drástica de los precios de los crudos y con
restricciones de oferta aplicadas por los países de la
OPEP (Organización de los Países Exportadores de
Petróleo), y continuada en los años siguientes de la
década de los 70.
Aunque los efectos fueron múltiples, algunos,
por su relevancia, merecen ser destacados:
• El alza drástico de los precios de los crudos
–hecho desencadenante– fue acompañado de
elevaciones –algo menores– en los precios
de otras energías primarias. Se cerró, por tanto, un largo periodo de precios energéticos
bajos y decrecientes, abriéndose otro de precios altos y crecientes.
• Los países industriales, todos grandes importadores de crudos, vieron sus economías muy
afectadas por el alza de precios. De entrada,
sufrieron un grave quebranto en sus balanzas comerciales, pero además, su crecimiento
económico decayó, a la vez que sus tasas de
inflación llegaron a dos dígitos y se elevó el
paro muy por encima de las cifras del decenio precedente.
Dadas las interdependencias existentes en la
economía mundial, la recesión de los países
industrializados no tardó en generalizarse al
resto, sobre todo por la vía del comercio
internacional, que experimentó una fuerte
contracción.
• Cada país llevó a cabo, con mayor o menor
fortuna, sus propios Planes Energéticos
Nacionales, así como a nivel supranacional la
Unión Europea, la OCDE, etc. Aunque estos
planes pudieron tener predicciones no siempre exactas, sirvieron de llamadas de atención
y referencia útiles para los consumidores.
Se creó también la Agencia Internacional de
la Energía en el seno de la OCDE, que arbitró reglas de cooperación y medidas de emergencia energética para sus países miembros.
• Se produjo un importante esfuerzo de exploración en todo el mundo para lograr nuevas
zonas productoras, a través de grandes inversiones, desarrollo de tecnologías, 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 México, 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.
• Se mejoraron de forma espectacular los rendimientos de los equipos industriales en general, fomentando los gobiernos la renovación
de instalaciones mediante apoyos crediticios
y fiscales.
• Se produce una creciente diversificación de
las fuentes de energía primaria, con una reactivación del consumo de carbón, 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, quedó muy por debajo de las
expectativas, en muchos casos por los retrasos y encarecimientos de su construcción y
en general como consecuencia del rechazo
social. La aportación de las energías renovables, que están todavía en desarrollo (si se
exceptúa la hidráulica y la eólica) es aún poco
significativa.
¿Cuáles son las reservas
mundiales de carbón?
12
L
as reservas de una materia energética están constituidas por la parte de los recursos existentes que,
además de ser técnicamente explotables, son económicamente rentables a los precios de mercado existentes en cada momento. Esta distinción es muy importante, pues mientras que los recursos energéticos son
15
abundantes en el mundo, las reservas son más bien
escasas y muy variables geográficamente.
El carbón, aunque continúa teniendo una utilización grande hoy día (cubre aproximadamente el 25%
del consumo mundial), su importancia ha ido disminuyendo desde comienzos del siglo XX, a pesar de la
efímera recuperación que tuvo en la década de los
setenta, como consecuencia de la crisis petrolera.
El principal uso del carbón es para la producción de electricidad, sobre todo el lignito y la antracita. Solamente la hulla se utiliza también para la producción de coque en la siderurgia integral y otros usos
en el sector industrial.
Actualmente se estima que las reservas de carbón en el mundo son próximas al billón de toneladas, que se reparten casi al 50% entre reservas de hulla
y antracita y reservas de lignitos.
La producción mundial del carbón en el año
1999 fue del orden de los 4.300 millones de toneladas
actuales, lo cual significa que al nivel actual de extracción, existen reservas de este combustible para unos
230 años.
Por tanto, el carbón es el combustible más abundante a nivel mundial. Adicionalmente presenta la ventaja de que las reservas de carbón están más uniformemente distribuidas a lo largo del globo que las de
otros combustibles, tal y como puede verse en la Tabla I.5 adjunta, en la que se recoge la distribución mundial de reservas probadas de hulla y antracita, de lignito y el ratio reservas/producción en años de vida.
(Véase también el Gráfico 1.2)
Los principales países productores de carbón en
el año 1998 fueron China (626 Mtep) y EE.UU. (590
Gráfico I.2
Reservas mundiales de carbón (%)
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.
Mtep). A continuación figuran India, Australia, Sudáfrica, Rusia y Polonia pero con unos niveles de producción mucho menores.
Tabla I.5
Reservas probadas de carbón por regiones económicas. Año 1999 (Mt)
Hulla y
Antracita
Hulla
Sub-bituminosa
y Lignito
Total
Norteamérica
Centro y Sudamérica
Europa
Ex-URSS
África y Oriente Medio
Asia y Australasia
116.707
7.839
41.664
97.476
61.355
184.450
139.770
13.735
80.368
132.702
250
107.895
256.477
21.574
122.032
230.178
61.605
292.345
26
2
12
24
6
30
239
474
161
700
268
164
TOTAL Mundial
509.491
474.720
984.211
100
230
Regiones
Económicas
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.
16
% del
Total
Reservas/
producción años
13
¿Cuáles son las reservas
mundiales de petróleo?
E
Tabla I.6
Reservas probadas de petróleo por regiones
económicas. Año 2000
l petróleo es la fuente de energía primaria más utilizada desde la segunda mitad del siglo XX, en la que
sustituye en ese puesto al carbón. Hoy en día, cubre
aproximadamente el 40% del consumo mundial debido, fundamentalmente, a su utilización en el sector
transporte y como materia prima en la industria petroquímica. Además, el precio del crudo sirve de referente
al de las otras materias energéticas.
Actualmente se estima que existen unas reservas probadas de petróleo de un billón de barriles, lo
que equivale a unos 142.000 millones de toneladas. De
mantenerse el ritmo de producción alcanzado en el año
2000, de unos 25.000 millones de barriles anuales, existirían reservas para 41 años.
El petróleo es la fuente de energía primaria que
presenta una mayor concentración geográfica de las
Areas económicas
Miles de mill.
de toneladas
Norteamérica
Centro y Sudamérica
Europa
Ex-URSS
Oriente Medio
África
Asia y Australasia
8,5
13,7
2,5
9,0
92,6
10,0
5,9
64,4
95,2
19,1
65,3
683,6
74,8
44,0
142,2
1.046,4
TOTAL Mundial
Miles de mill.
de barriles % del Total
Vida media
6
9
2
6
66
7
4
14
38
8
24
87
28
16
100,0
41
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2001.
reservas, ya que las dos terceras partes están situadas
en Oriente Medio. Otra muestra de esa concentración
es que 13 países socios de la OPEP disponen de casi
el 80% de las reservas de petróleo, siendo Arabia Sau-
Gráfico I.3
Reservas mundiales de crudo. Año 2000
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2000.
17
Gráfico I.4
Distribución porcentual de las reservas
de petróleo
(443 Mtep), EE.UU. (368 Mtep), Irán (188 Mtep) México (174 Mtep) y Venezuela (171 Mtep). A continuación
figuran China, Noruega, Reino Unido, Canadá y Kuwait,
por este orden.
¿Cuáles son las reservas
mundiales de gas natural?
L
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2001.
dí (26%), Irak y Kuwait (10% cada uno) e Irán (9%)
los países con las mayores reservas. (Ver Tabla I.6 adjunta y los Gráficos I.3, I.4 y I.5 sobre la distribución geográfica y evolución del ratio reservas/producción.)
Los cinco países productores de crudo más
importantes en el año 1999 fueron Arabia Saudí
Gráfico I.5
Evolución ratio reservas petróleo/producción
as razones fundamentales que explican la creciente utilización del gas natural pasan por el menor impacto
ambiental que presenta su combustión, por su alto
poder calorífico y por la facilidad de su utilización.
Además, en el sector eléctrico, la puesta a punto en
los últimos años de tecnologías de ciclo combinado
que permiten usarlo para generación de electricidad
con elevados rendimientos, explica que este combustible pase a tener en el futuro un importante peso en
este sector.
Las reservas probadas de gas natural ascienden
a casi 150.000 millones de m3 y están concentradas en
la Europa del Este (39%) y en Oriente Medio (34%).
La producción de gas natural en el año 1999 fue
del orden de los 2.400 millones de m3, aunque está
creciendo su utilización de forma importante en los últimos años. Esta tendencia se espera que continuará en
el futuro próximo. De todas formas, a los ritmos actuales de producción existen reservas para más de 62 años
(Ver Tabla I.7. y los Gráficos I.6 y I.7 que recogen su
distribución geográfica y la evolución del ratio reservas/producción).
Tabla I.7
Reservas probadas de gas natural por regiones
económicas. Año 1999
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2001.
18
Regiones económicas
Trillones de
pies cúbicos
Miles de
metros cúbicos % del Total
Norteamérica
Centro y Sudamérica
Europa
Ex-URSS
Oriente Medio
África
Asia y Australasia
258,0
222,6
181,7
2.002,6
1.749,3
394,2
363,4
7,3
6,3
5,2
56,7
49,5
11,2
10,3
5
4
3
39
34
8
7
10
66
17
81
(*)
98
40
TOTAL Mundial
5.171,8
146,5
100
62
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.
(*) Más de 100 años.
Vida media
14
Gráfico I.6
Gráfico I.7
Distribución porcentual de las reservas
de gas natural
Evolución ratio reservas gas/producción
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2001.
Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 2001.
Gráfico I.8
El gas natural en la Unión Europea: potenciales suministradoras al mercado europeo
Fuente: Ministerio de Economía. 2002.
19
Dada la importancia que tiene el coste de transporte en el precio del gas, en el Gráfico I.8. se representan las regiones que potencialmente son los suministradores del mercado europeo.
Los principales países productores en el año 1999
fueron Rusia (496 Mtep), EE.UU. (490 Mtep) y Canadá (144 Mtep). Les siguen otros países con menor producción, como son Reino Unido, Argelia, Indonesia y
Holanda.
15
¿Cuáles son las reservas
de uranio en el mundo?
L
as reservas mundiales de uranio metal son estimadas
en el año 1996 en unas 2.500.000 toneladas U con costes inferiores a los 80$/KgU, estando distribuidas muy
desigualmente entre los países del globo.
El 24% se encuentra en Australia, el 17% en
Kazakhstán, el 13% en Canadá y el 9% en Sudáfrica.
Europa cuenta solamente con el 1,2% de las reservas
totales mundiales. (Ver Tabla I.8)
España, con unas 4.600 toneladas con costes inferiores a los 80$/KgU, es el segundo país europeo en
importancia, después de Francia.
En cuanto a la producción mundial de concentrado de uranio, ésta fue de 32.970 t en 1998, siendo
Canadá el primer productor mundial, con el 33% del
total de la producción. Después se sitúa Australia, con
un 15%, Níger con el 11% y Namibia, con el 8%. (Ver
Tabla I.9)
En España se han producido hasta el año 1999
unos 5.000 t U3O8, lo que representa aproximadamente
el 25% de las necesidades de nuestro parque nuclear.
Tabla I.8
Reservas de uranio en el mundo por países.
Año 1999 (Miles de tU)
<80$/KgU
Australia
Brasil
Canadá
España
Estados Unidos
Federación Rusa
Francia
Kazakhstán
Fuente: Foro Nuclear.
20
622,00
162,00
331,00
4,65
110,00
145,00
12,46
439,22
<80$/KgU
Mongolia
Namibia
Níger
Sudáfrica
Uzbequistán
Otros
TOTAL
61,60
156,12
69,96
218,30
66,21
134,91
2.534,43
Tabla I.9
Evolución de la producción de concentrados
de uranio (t)
1994
Australia
Canadá
España
Estados Unidos
Francia
Kazakhstán
Namibia
Níger
Rusia
Sudáfrica
Uzbekistán
Otros
TOTAL
1995
1996
1997
1998
2.183
9.694
255
1.400
1.028
2.240
1.01
2.975
2.968
1.690
2.015
2.149
3.712
10.515
255
2.324
980
1.630
2.007
2.970
2.250
1.424
1.800
1.625
4.974
11.788
255
2.420
940
1.320
2.452
3.160
2.000
1.436
1.459
1.356
5.520
12.029
255
2.170
748
1.000
2.905
3.497
2.000
1.100
1.764
1.604
4.885
10.924
255
1.872
508
1.250
2.762
3.731
2.000
962
2.000
1.821
30.498
31.492
33.560
34.592
32.970
Fuente: Uranium Institute.
¿Cuáles son los recursos
hidroeléctricos y los de otras
energías renovables en el mundo?
L
a energía hidráulica es la energía renovable que más
importancia ha tenido hasta ahora en el abastecimiento
energético mundial. Su aportación creció a lo largo de
los años 60, 70 y 80, llegando a alcanzar el 6,7% del
consumo total.
En el potencial de la producción hidroeléctrica intervienen fundamentalmente dos factores: el caudal de los ríos y los desniveles de su orografía. Por
tanto, los países que cuentan con largos y caudalosos ríos suelen estar entre los principales productores mundiales. Este es el caso de Canadá, EE.UU., Brasil, China, Rusia y la India, que se encuentran entre
los mayores productores mundiales. Además, también
influyen otros factores como el grado de desarrollo
tecnológico del país, la dimensión de su consumo de
electricidad y las disponibilidades de capital. Así, países de dimensión media como Francia, Noruega, Suecia y España, con un nivel de desarrollo muy alto, figuran también entre los grandes productores de hidroelectricidad.
El Potencial Técnico mundial es del orden de
los 14.300 TWh, según un estudio que ha publicado
las Naciones Unidas en el año 2000, «Energy and the
16
¿Hay escasez de energía
en el mundo?
Tabla I.10
Producción hidroeléctrica mundial
por regiones económicas
Año 1995
TWh
OCDE Europa
OCDE América del Norte
OCDE Pacífico
Antigua URSS y Europa del Este
África
China
Este Asiático
América Latina
Oriente Medio
Sur Asiático
TOTAL
%
486
648
126
290
56
191
78
495
16
112
19
26
5
12
2
8
3
20
1
4
2.498
100
Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE). Perspectivas energéticas mundiales. 1998.
Nota: La producción hidroeléctrica no incluye la generación de bombeo.
Challenge of Sustainability. UN Development Program
World Energy Council. 2000».
En la Tabla I.10. adjunta, se recoge por grandes regiones económicas la estructura de la producción hidroeléctrica del año 1995 en el mundo, que fue
de unos 2.500 TWh, lo que representó el 18,9% de la
producción eléctrica mundial. Según la metodología
actual de la Agencia Internacional de la Energía, que
considera a la energía hidroeléctrica como primaria
(1 MWh = 0,086 tep), esta producción hidroeléctrica
citada representa sólo el 2,6% de la producción de energía primaria mundial. Sin embargo, si se utilizase el
«criterio de sustitución» empleado por la AIE hasta hace
poco tiempo, que valoraba la hidroelectricidad como
energía primaria a través de «coeficiente de eficiencia
de una central térmica»; (1 MWh = 0,2233), representaría el 6,7% de la energía primaria mundial. Esta es
una razón del bajón tan importante que ha sufrido la
hidroelectricidad últimamente en los balances energéticos internacionales.
Respecto al resto de energías renovables, puede decirse que los potenciales de algunos de ellos como
son la eólica, la geotérmica y la biomasa, son muy grandes en determinadas regiones del planeta. Sin embargo, en varios estudios realizados recientemente por
varias instituciones mundiales de prestigio (ONU, British Petroleum, Agencia Internacional de la Energía)
discrepan enormemente las cifras de sus potenciales,
por lo que no se ha creído conveniente presentarlas
en esta publicación.
17
C
omo se deduce de las cifras de recursos expuestos en
las preguntas anteriores, puede decirse que la humanidad cuenta todavía con recursos energéticos relativamente abundantes. Sin embargo, este panorama varía
si se analiza individualmente cada fuente energética,
pues, aunque las reservas de carbón son relativamente
abundantes, las de los hidrocarburos lo son bastante
menos, sobre todo las de petróleo, que resulta ser desde hace más de un cuarto de siglo la energía primaria más utilizada.
Por todo ello pueden hacerse las siguientes valoraciones, en las que, en general, están de acuerdo la
mayoría de los expertos:
a) Probablemente, durante los próximos 30-40
años el petróleo continuará jugando un papel
básico en las economías, sobre todo de los
países en desarrollo, sin que se produzcan
previsiblemente graves tensiones en los mercados. Con el nivel actual de reservas probadas y el mantenimiento del nivel de consumo registrado en 1998, la humanidad contaría con unos 45 años para el agotamiento
de este recurso. Si se baja la calificación de
reservas probadas a reservas probables,
entonces este ratio alcanzaría los 100 años.
Es casi seguro que el plazo de agotamiento
del petróleo se irá ampliando si nos atenemos a la evolución de las reservas probadas:
en 20 años (1978-1998), el nivel de estas reservas ha pasado de unos 654 miles de millones de barriles a casi unos 1.100; es decir,
un incremento del 62,4%.
Asimismo, conviene notar que las reservas
probadas en 1986, eran solamente 30 veces
el consumo de ese año. Todo esto quiere
decir que el esfuerzo de exploración, de mejora de su tecnología de exploración y la reducción de costes han hecho que no sólo se haya
cubierto la demanda desde entonces, sino que
han aumentado las reservas. En conclusión,
parece que no existen los problemas graves
de abastecimiento que se pronosticaban en
los años setenta. Es cierto que el nuevo petróleo se obtendrá en condiciones cada vez más
21
difíciles, pero esta industria 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 transportar el
petróleo producido en nuevas áreas productoras.
En cuanto a la evolución de los precios, hay
un dato positivo, y es la enorme reducción
de costes de producción, sobre todo debido
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.
Además, añaden una mayor dificultad a estas
predicciones las diferencias de precios que
irán apareciendo entre los crudos de alto y
bajo contenido de azufre, dadas las exigencias, cada vez mayores por razones medioambientales.
b) El gas natural es la energía con más futuro
en los próximos años. En la actualidad el gas
natural representa alrededor del 24% de las
energías primarias utilizadas en el mundo, con
un significativo crecimiento en los últimos
años de su cuota de participación. Así, por
ejemplo, en los últimos 20 años del siglo XX
el consumo de gas natural ha aumentado un
60%, mientras que el petróleo solamente un
10%. Con estas tasas de crecimiento, el consumo de gas natural igualaría al del petróleo en 25 años.
El ratio reservas probadas/producción es de
unos 60 años para los niveles de producción y consumo del año 1999; es decir,
mayor que el petróleo. Se espera que una
parte importante del crecimiento en el consumo de gas corresponderá a la utilización
de esta energía para la producción de electricidad.
c) Para la generación de energía eléctrica y usos
térmicos, tanto industriales como domésticos,
el petróleo será sustituido, a corto y medio
22
plazo, por el gas en la medida en que los
países vayan desarrollando la infraestructura gasista necesaria. Por tanto, este proceso
será más rápido en las economías desarrolladas que en las emergentes.
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.
Sin embargo, en el sector del transporte, el
motor de combustión interna es muy difícil
de sustituir a corto plazo de forma eficaz y
económica. Consecuentemente, el petróleo
deberá seguir atendiendo mayoritariamente
a las demandas de consumo derivadas de los
transportes terrestre, marítimo y aéreo.
Sin embargo, existen numerosos proyectos de
investigación que tienen como objetivo la sustitución del motor de combustión interna. Uno
de ellos es el del motor eléctrico que, debido a sus ventajas medioambientales, podría
cubrir determinadas demandas en el transporte urbano (por ejemplo, transporte colectivo, de flota, etc.), pero que cuenta con
inconvenientes como son la autonomía del
vehículo, la carga de las baterías o el desarrollo de la infraestructura necesaria para sus
recargas. Una línea actual de investigación se
orienta hacia los automóviles híbridos que
rebajan, en parte, estos inconvenientes.
Otro proyecto es el de la sustitución del petróleo por el hidrógeno, pero también necesita de la innovación tecnológica para su almacenamiento y distribución, que permitan su
aplicación comercial. Por todo ello puede
considerarse que durante los primeros 20 años
del siglo XXI el suministro de energía para
el transporte va a seguir basado principalmente en el petróleo.
d) Habrá que aprovechar los recursos de carbón existentes en el mundo, que son relativamente abundantes, y en gran parte se hará
mediante su transformación en electricidad,
a través de las nuevas tecnologías de combustión «limpia».
e) La energía nuclear seguirá produciendo electricidad en los países desarrollados, tenien-
do la ventaja esta energía de no producir
gases de efecto invernadero. Deberá hacerse un esfuerzo en desarrollar tecnologías
nucleares avanzadas que puedan ofrecer costes menores, estimular la confianza pública
en la seguridad de las centrales nucleares y
demostrar unas prácticas de gestión eficaz de
los residuos nucleares. La fusión puede ser,
a largo plazo, un vector energético importante.
f) Una mayor utilización de las energías renovables (fundamentalmente hidráulica, eólica,
biomasa, solar y geotérmica) permitirá a
medio plazo la satisfacción de una parte significativa de las necesidades energéticas mundiales. El freno principal de estas energías son
los costes, pero éstos están declinando con
rapidez en algunas de ellas, esperándose
reducciones del orden del 20% por cada
duplicación de su uso. Además, la aleatoriedad de su producción, la estacionalidad y la
falta de madurez de sus canales comerciales
son otros factores que retrasan su aprovechamiento.
g) Se proseguirá en los esfuerzos para la utilización eficaz de la energía, fundamentalmente
por parte de los consumidores finales. Un
informe reciente de la ONU, «Energy and
Challenge of Sustainability. Undevelopment
Program World Energy Council. 2000», considera que puede reducirse de forma rentable entre un 25-35% la cantidad de energía
empleada en los países industrializados y más
aún en los emergentes. Para ello, es preciso
eliminar algunas imperfecciones del mercado: falta de información y preparación técnica; incertidumbre empresarial sobre inversiones en tecnologías de alta eficiencia; falta de incentivos suficientes; internalizar los
costes medioambientales; etc.
En definitiva, nuestro planeta cuenta todavía con
recursos energéticos suficientes para continuar abasteciendo los consumos energéticos demandados, pero
deben tomarse iniciativas por parte de los gobiernos
en las áreas que permitan conseguir una mayor eficiencia, una mayor innovación tecnológica y un desarrollo de las energías renovables.
¿Cúal es el consumo de energía
primaria en España?
18
E
spaña es un país desarrollado, por lo que tiene un consumo de energía per cápita relativamente elevado. Aunque estamos por debajo de los países más industrializados del mundo (EE.UU., Japón, Canadá, Alemania,
Francia, Reino Unido e Italia), nuestro indicador supera a los de la mayoría del resto de países.
La evolución del consumo de energía primaria
en España ha seguido, en general, la pauta de los países europeos de nuestro entorno. Tuvo incrementos
fuertes antes de la crisis de los setenta, para después
ralentizarse su aumento en los años ochenta. Asimismo, ha tenido una clara trayectoria ascendente durante la segunda mitad de los años noventa, como consecuencia del crecimiento económico registrado en
nuestro país. (Ver Tabla I.11 y Gráfico I.9)
Puede verse en esta Tabla que, en el sistema
energético español, el papel del petróleo es fundamental, pues representa más de la mitad del consumo
total, algo que viene sucediendo desde hace más de
30 años. Teniendo en cuenta que la producción nacional de crudo es muy escasa, aquí está una de las causas del déficit energético de España. El carbón es, porcentualmente, la segunda energía primaria consumida
en nuestro sistema, aunque la oferta nacional es limitada y de baja calidad. Además, su continuo declive
en los últimos años presagia una menor utilización de
Gráfico I.9
Evolución del consumo de energía primaria (ktep)
Fuente: Foro Nuclear 2000.
23
Tabla I.11
Evolución del consumo de energía primaria en España (1973-2001) (Ktep)
Carbón (1)
Petróleo
Gas Natural
Hidráulica (2)
Nuclear
Saldo (3)
TOTAL
Años
Ktep
(%)
Ktep
(%)
Ktep
(%)
Ktep
(%)
Ktep
(%)
Ktep
(%)
Ktep
(%)
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
9.875
9.169
10.332
9.584
10.227
10.229
10.648
13.337
15.178
17.253
17.636
18.057
19.121
18.695
18.003
15.248
19.173
18.974
18.992
19.277
18.418
18.056
18.721
15.857
18.010
18.300
20.976
22.137
20.098
18,2
16,2
17,9
15,5
16,5
15,9
16,0
19,4
22,4
25,4
26,1
25,9
27,0
25,4
23,6
19,3
22,3
21,6
21,0
21,2
20,3
19,3
19,2
16,2
17,4
16,5
18,1
18,2
16,2
39.445
42.095
42.230
47.353
45.714
47.389
49.134
50.070
46.439
44.395
42.545
40.907
39.538
40.676
42.520
44.282
46.025
47.741
49.367
50.464
49.709
51.894
54.610
55.433
57.396
61.670
63.041
64.663
66.719
72,9
74,5
73,2
76,7
73,5
73,8
73,6
72,8
68,7
65,5
63,0
58,6
55,9
55,2
55,8
56,0
53,6
54,2
54,5
55,6
54,7
55,5
55,9
56,6
55,3
55,7
54,4
53,2
53,7
794
852
941
1.092
1.184
1.269
1.327
1.567
1.765
1.890
2.202
1.877
2.195
2.336
2.648
3.440
4.505
5.000
5.511
5.851
5.829
6.479
7.504
8.401
11.057
11.816
13.535
15.223
16.405
1,5
1,5
1,6
1,8
1,9
2,0
2,0
2,3
2,6
2,8
3,3
2,7
3,1
3,2
3,5
4,4
5,2
5,7
6,1
6,4
6,4
6,9
7,7
8,6
10,7
10,7
11,7
12,5
13,2
2.489
2.635
2.244
1.808
3.413
3.468
3.994
2.544
1.894
2.265
2.335
2.718
2.701
2.282
2.358
3.035
1.640
2.205
2.349
1.724
2.155
2.425
1.999
3.520
3.116
3.219
2.482
2.941
4.127
4,6
4,7
3,9
2,9
5,5
5,4
6,0
3,7
2,8
3,3
3,5
3,9
3,8
3,1
3,1
3,8
1,9
2,5
2,6
1,9
2,4
2,6
2,0
3,6
3,0
2,9
2,1
2,4
3,3
1.705
1.882
1.966
1969
1.700
1.993
1.746
1.351
2.494
2.285
2.778
6.016
7.208
9.761
10.755
13.151
14.625
14.138
14.484
14.537
14.609
14.415
14.449
14.680
14.411
15.376
15.337
16.211
16.602
3,1
3,3
3,4
3,2
2,7
3,1
2,6
2,0
3,7
3,4
4,1
8,6
10,3
13,3
14,1
16,6
17,0
16,1
16,0
16,0
16,1
15,4
14,8
15,0
13,9
13,9
13,2
13,3
13,4
–173
–98
–53
–67
–81
–132
–128
–119
–125
–260
–9
199
–92
–108
–132
–115
–157
–36
–58
55
109
160
386
91
–264
293
492
382
297
–0,3
–0,2
–0,1
–0,1
–0,1
–0,2
–0,2
–0,2
–0,2
–0,4
0,0
0,3
–0,1
–0,1
0,2
–0,1
–0,2
0,0
–0,1
0,1
0,1
0,2
0,4
0,1
–0,3
0,3
0,4
0,3
0,2
54.145
56.535
57.660
61.739
62.158
64.216
66.721
68.750
67.644
67.487
67.487
69.774
70.771
73.642
76.152
79.041
85.811
88.022
90.645
91.908
90.828
93.427
97.669
97.982
103.725
110.674
115.864
121.556
124.250
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
Fuente: Coyuntura Energética del Ministerio de Economía. Dirección General de Política Energética y Minas.
(1) Incluye R.S.U. y otros combustibles sólidos consumidos en generación eléctrica.
(2) Incluye energía eólica.
(3) Saldo de intercambios internacionales de energía eléctrica (Importación-Exportación).
Metodología: Agencia Internacional de la Energía (AIE).
esta energía en el futuro. La energía nuclear figura en
tercer lugar, pero con tendencia a disminuir su participación en el total, al abandonarse esta opción energética a principios de los 80 y no preverse en un futuro inmediato la incorporación de nuevos reactores a
nuestro parque nuclear. La hidroelectricidad de carácter autóctono, que en los años 60 llegó a satisfacer más
del 20% de nuestras necesidades energéticas, está quedando relegada a un papel más secundario.
El gas, aunque ocupa actualmente el cuarto lugar
entre las energías primarias que abastecen nuestro consumo, tiene clara tendencia a incrementar su actual participación, que es del 11,7% en 1999. Finalmente, en
24
los balances energéticos de los últimos años aparecen
varias energías renovables, pero su aportación es todavía pequeña, si exceptuamos la energía eólica, que ha
tenido un importante desarrollo en los últimos años.
¿Cuál es la producción
de energía primaria en España?
E
spaña es un país con reservas energéticas muy limitadas. Solamente las reservas de carbón y el alto aprovechamiento del potencial hidroeléctrico existente, per-
19
Tabla I.12
Evolución de la producción de energía primaria en España (1983-2000)
Clases de energía
Unid.
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Carbón
Mtec
(%)
20,9
(53,3)
20,8
(45,3)
16,3
(39,3)
17,0
(38,7)
14,9
(35,3)
14,9
(36,4)
13,9
(35,6)
13,7
(33,5)
13,8
(34,9)
13,0
(32,2)
12,3
(32,2)
11,9
(30,4)
Petróleo
Mtec
(%)
4,3
(10,9)
3,1
(6,8)
2,3
(5,6)
1,6
(3,5)
1,5
(3,6)
1,2
(3,0)
0,9
(2,4)
0,7
(1,8)
0,5
(1,3)
0,8
(1,9)
0,4
(1,1)
0,3
(0,8)
Gas natural
Mtec
(%)
0,1
(0,3)
0,5
(1,0)
0,9
(2,3)
2,0
(4,7)
1,8
(4,2)
0,9
(2,1)
0,8
(2,0)
0,6
(1,4)
0,2
(0,6)
0,1
(0,3)
0,2
(0,5)
0,2
(0,5)
Energía hidráulica*
Mtec
(%)
10,0
(25,5)
11,2
(24,5)
9,0
(21,7)
2,3
(5,4)
3,4
(7,9)
3,1
(7,5)
2,8
(7,2)
5,0
(12,1)
4,4
(11,1)
4,4
(11,0)
3,2
(8,4)
3,6
(9,2)
Energía nuclear
Mtec
(%)
3,9
(10,0)
10,3
(22,4)
12,9
(31,1)
20,9
(47,7)
20,7
(49,0)
20,9
(50,9)
20,6
(52,8)
21,0
(51,1)
20,6
(52,2)
22,0
(54,5)
21,9
(57,7)
23,1
(59,1)
TOTAL
Mtec
(%)
39,1
(100)
45,9
(100)
41,6
(100)
43,8
(100)
42,3
(100)
41,0
(100)
39,1
(100)
41,0
(100)
39,5
(100)
40,3
(100)
38,0
(100)
39,1
(100)
Fuente: Ministerio de Economía.
(*) Incluye las otras energías renovables.
mite alcanzar unos niveles de producción de cierta
importancia. También la energía nuclear, considerándola 100% nacional, juega un importante papel en la
producción de energía primaria de nuestro país, alcanzando más del 50% de nuestra producción en los últimos ocho años, tal y como puede verse en la Tabla 1.12
adjunta y en el Gráfico I.10.
También puede verse en esta Tabla la baja contribución de los hidrocarburos en nuestra producción
nacional, dadas las escasas reservas que este tipo de
energía tiene en España. Así, en el periodo 1983-2000,
Gráfico I.10
Producción nacional de energía primaria
Fuente: Foro Nuclear 2000.
su aportación (petróleo + gas natural) ha ido descendiendo desde el 11,2% al 1,3% en el año 2000.
¿Cuál es la dependencia
energética de España?
20
E
spaña es un país con limitados recursos energéticos,
por lo que nuestro sistema energético se ha caracterizado siempre por tener una dependencia exterior elevada y que ha ido aumentando en los últimos años
del siglo XX. Así, las importaciones de energía han
pasado de representar el 61% en el año 1985 al 76%
en 1999. Una forma de cuantificar esta dependencia
es a través de un indicador que mide la relación porcentual entre la producción nacional de una energía
determinada y el consumo de la misma.
En la Tabla I.13 que se adjunta, puede verse la
evolución para España de este indicador, durante el
periodo 1994-1999. Esta dependencia exterior supone,
por ejemplo, que España debe importar anualmente
más de 60 millones de toneladas de petróleo, lo cual
representa el pago de una importante factura energética, que en los años de la crisis energética resultaba
una carga excesiva para nuestra economía. En el periodo 1985-1998, la caída y estabilización de los precios
de los crudos, junto a cierta apreciación de la peseta
con respecto al dólar (medio de pago corrientemente
utilizado en los pagos internacionales) y al impacto de
25
Tabla I.13
Tabla I.14
Evolución del grado de autoabastecimiento
de energía primaria en España (%)
Evolución del nivel de dependencia energética
en los países de la UE (%)
1994
Carbón
55,2
Petróleo
1,6
Nuclear
100,0
Gas
11,6
Hidráulica
100,0
Resto renovables 100,0
TOTAL Ponderado
30,5
1995
1996
1997
1998
1999
52,6
1,2
100,0
7,2
100,0
100,0
61,7
0,9
100,0
4,9
100,0
100,0
54,7
0,6
100,0
1,4
100,0
100,0
51,4
0,9
100,0
0,8
100,0
100,0
42,2
0,5
100,0
0,9
100,0
100,0
28,2
29,6
26,9
25,9
23,6
Fuente: Foro de la Industria Nuclear.
las medidas de ahorro energético adoptadas, provocaron una importante reducción del valor relativo de
la factura del petróleo.
Al final de la década de los 90, como consecuencia de los aumentos de la demanda del crudo, no
seguida por incrementos paralelos de la oferta por parte de los países de la OPEP, junto con la depreciación
del euro con relación al dólar estadounidense, están
provocando nuevamente aumentos considerables en
el valor de compra de los crudos. Esto demuestra la
gran volatilidad que el mercado del petróleo tiene en
los mercados internacionales. Otro tanto puede decirse del gas natural, con un mercado internacional todavía inmaduro y que sigue la tendencia marcada por el
precio del crudo.
21
¿Cómo es la dependencia
energética en España con relación
a los países de la Unión Europea?
E
spaña, tal y como se observa en la Tabla I.14, tiene
una dependencia exterior muy por encima de lo que
representa la media comunitaria. Así, mientras que en
la Unión Europea esta dependencia se cifraba, en 1988,
en un 44%, en España se situaba alrededor del 66%,
esto es, 22 puntos por encima de la situación media
de la UE. En 1999 la UE alcanzaba el 49% de dependencia energética externa y España se situaba en un
80%, esto es, 31 puntos por encima de la UE; esto significa, además, que el diferencial de dependencia exterior va aumentando entre España y la UE, puesto que
para el mismo periodo (1988 a 1999), la UE aumentó
26
1988
1990
Austria
Bélgica
Dinamarca
62,4
72,2
56,7
67,2
75,7
47,4
1994
64,5
79,2
28,7
1995
65,1
80,4
35,7
1996
69,5
80,3
24,4
1999
66,1
83,3
–1,6
Finlandia
Francia
Alemania
55,1
52,1
44,8
62,1
54,0
46,3
65,7
48,2
57,4
52,7
48,7
57,3
55,0
49,5
59,0
52,6
51,5
60,5
Grecia
Irlanda
Italia
61,3
65,6
80,1
62,1
69,4
83,8
58,7
64,0
80,4
65,8
68,3
81,6
66,0
70,5
81,6
72,7
85,2
84,7
Luxemburgo
Holanda
Portugal
97,8
26,9
76,5
99,0
22,3
85,3
98,7
21,0
81,6
97,7
19,3
86,6
99,3
16,0
79,6
97,4
35,1
95,3
España
Suecia
Reino Unido
61,8
36,9
–9,6
64,4
37,4
3,4
69,5
39,3
–13,1
71,8
37,5
–16,2
70,4
40,1
–13,7
76,4
33,4
–21,3
Unión Europea
43,7
47,7
46,3
46,5
46,7
48,9
Fuente: Energy Balances of OECD Countries. (IEA Statistics. Ed. 2001)
su dependencia externa en tan sólo cinco puntos y
España lo hizo en unos 14, es decir, más del doble.
¿Cuáles son las reservas
de carbón en España?
R
ecordemos que el concepto de «reservas probadas»
engloba el tonelaje que ha sido medido cuidadosamente
y que se estima que es explotable en las condiciones
económicas actuales, utilizando la tecnología disponible hoy día. Pues bien, de acuerdo con datos del Consejo Mundial de la Energía, las reservas recuperables
probadas de carbón existentes en España ascendían
en 1998 a unos 1.450 millones de toneladas, repartidas de la siguiente manera: 850 millones de toneladas
de hulla y antracita, 400 millones de toneladas de hulla
subbituminosa y 200 millones de toneladas de lignito
pardo. Galicia, Aragón, Asturias y Castilla y León son
las comunidades españolas que concentran los volúmenes más significativos de estas reservas.
A esta cifra de reservas cabría añadir las llamadas «reservas adicionales», que incluyen las cantidades
de mineral que pueden existir tanto en extensiones aún
no exploradas de yacimientos conocidos, como aque-
22
llos que aún no han sido descubiertos en áreas que,
desde el punto de vista geológico, se sabe que contienen carbón. El Consejo Mundial de la Energía evalúa estas reservas adicionales recuperables en unas tres
veces la cifra anterior de reservas probadas.
Al ritmo de producción de los años noventa, los
recursos de carbón nacionales serían suficientes para
garantizar el abastecimiento nacional durante cerca de
50 años, si se considera únicamente las reservas probadas; subirían a unos 150 años añadiendo la cifra de
reservas adicionales recuperables.
En consecuencia, España tiene bastantes recursos de carbón, sobre todo si los comparamos con los
de otras fuentes energéticas. Ahora bien, conviene señalar que, en general, nuestro carbón es de mala calidad y su extracción es muy costosa. Por un lado existen problemas geológicos, como son la escasa potencia en general de los yacimientos y el excesivo
buzamiento y falta de continuidad de las capas. Por
otro, hay una cierta atomización de las explotaciones
mineras. Esto hace que la mayoría de nuestra producción nacional de carbón, aproximadamente el 95%,
se utilice para la generación de electricidad.
23
¿Cuáles son las reservas
de petróleo en España?
L
as reservas españolas de petróleo son casi insignificantes. De acuerdo con datos del Consejo Mundial de
la Energía, las reservas probadas en 1998 representaban solamente el 0,002 del total mundial. Hasta el descubrimiento del campo de Ayoluengo, en 1964, no se
había conseguido ningún resultado positivo en las prospecciones efectuadas en nuestro país. La pésima calidad del crudo de este yacimiento, impidió incluso su
uso en las refinerías nacionales. En la década de los
sesenta el descubrimiento y explotación de los campos off shore de Amposta, Casablanca y Dorada (frente a Tarragona) permitió que la producción nacional
sobrepasase el millón de toneladas anuales.
En la actualidad están prácticamente agotadas
las reservas de todos los campos en explotación –excepto Casablanca, Ayobuey y algún otro de menor importancia– por lo que de no descubrirse ningún nuevo
yacimiento la producción nacional de petróleo será
prácticamente insignificante. (Véase pregunta n.o 19).
Por consiguiente, España es un país muy pobre
en recursos de petróleo, siendo su producción muy
pequeña para cubrir nuestras necesidades internas. Así,
en 1999, España hubo de importar aproximadamente
el 99% del petróleo necesario para el consumo, es decir,
se compraron unas 60 millones de toneladas de petróleo crudo.
¿Cuáles son las reservas
de gas natural en España?
24
A
unque la crisis energética impulsó la creación de un
marco favorable en España para la prospección de
hidrocarburos, la realidad es que tampoco la producción española de gas natural es muy significativa. Hasta 1984, se limitaba prácticamente a la explotación de
un pequeño yacimiento en la provincia de Álava.
Desde mediados de los 80, otros yacimientos
comenzaron a ser explotados, como el del Golfo de
Cádiz, el de Serrablo y el de Gaviota, frente a la costa vizcaína de Bermeo. La producción llegó a alcanzar en el año 1990, 1,3 millones de toneladas equivalentes de petróleo. Sin embargo, esta producción se
ha ido reduciendo, pues además de utilizar el campo
de Serrablo como depósito reserva, las nuevas explotaciones no han podido compensar la disminución de
producción de los yacimientos indicados.
¿Cuáles son las reservas
de uranio en España?
25
N
uestro país cuenta, de acuerdo con las estimaciones
más recientes, con unas reservas de uranio de unas
4.600 toneladas de U3O8 a costes de explotación inferiores a los 80 $/kg. U y de unas 12.000 toneladas a
costes comprendidos entre 80 y 130 $/kg. U.
Hasta principios del año 2000, en España se han
producido en las minas de Ciudad Rodrigo (Salamanca) y de Don Benito (Badajoz), un total de más de 5.000
t U3O8, lo que ha supuesto el 25% de las necesidades
totales de concentrados del parque nuclear español.
Las centrales nucleares actualmente en explotación tienen unas necesidades medias anuales de 1.500
toneladas de uranio natural. Estas necesidades se
27
cubren, actualmente, en un 17% con el uranio de producción nacional y en un 13% con la participación de
ENUSA en una mina de Níger. El resto se obtiene de
los principales productores mundiales de uranio: Cameco (Canadá), ERA (Australia), Nufcor (Sudáfrica) y de
varios países de la antigua Unión Soviética, entre otros.
26
¿Cuáles son los recursos
hidroeléctricos en España?
E
l Potencial Teórico hidroeléctrico de un área geográfica, se calcula en base a la escorrentía natural de la
lluvia anual, traducida en energía potencial a través de
los desniveles topográficos. Evidentemente, se trata de
un valor teórico que poco tiene que ver con la realidad de su posible utilización.
Este Potencial Teórico, también denominado
Potencial Teórico Bruto, está evaluado para la España
peninsular en unos 150.000 GWh anuales, que los usos
consuntivos del agua (riegos, abastecimientos, industrias, etc.) reducen a unos 130.000 GWh.
Además, la limitación que impone la imposibilidad de inundar ciudades, vegas, vías de comunicación importantes, etc., así como las escorrentías topográficamente dispersas o aquellos cauces sin caudal permanente o cauces inestables, entre otros factores,
disminuyen sensiblemente la parte utilizable de dicho
potencial.
Teniendo en cuenta estas consideraciones se llega a otro valor, que se conoce con el nombre de Potencial Técnico y que indica de forma más precisa la capacidad de producción hidráulica que técnicamente sería
posible desarrollar, independientemente de la conveniencia o no de hacerlo y del resultado económico de
dicha acción. Este Potencial Técnico ha sido evaluado por varias instituciones en España, estimándose en
unos 65.600 GWh/año. Aproximadamente 13.000 GWh
corresponden a centrales hidroeléctricas de potencia
inferior a 10 MW.
Por otra parte, la energía producible media anual
del parque hidroeléctrico español era en la década de
los noventa de aproximadamente 32.000 GWh, cifra
que ha ido reduciéndose en los últimos años. Esta disminución se debe al descenso de precipitaciones y, fundamentalmente, a las mayores detracciones para los
usos consuntivos. Se considera que los regadíos dis-
28
minuyen el producible hidroeléctrico del orden del
0,36% anual.
España dispone de un parque hidroeléctrico de
unas 1.300 centrales, uno de los mayores del mundo,
de las cuales las 22 con potencia de más de 200 MW
suponen el 52% de la potencia instalada.
La potencia total hidroeléctrica instalada en España en el año 2000 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 30.850
GWh y en el año 2001, la producción de energía hidroeléctrica fue de 44.010 GWh, el 18,5% del total.
Teniendo en cuenta las cifras anteriores, puede
decirse de forma objetiva que España ha conseguido
un elevado aprovechamiento de sus recursos hidráulicos para la generación de electricidad, hasta el punto de que su potencia hidroeléctrica en servicio se
encuentra entre las más altas de la UE y del resto de
países desarrollados. Y ello, a pesar de contar con condiciones climáticas y orológicas más desfavorables que
buena parte de estas naciones.
¿Cuáles son los recursos
de energías renovables
en España?
D
e acuerdo con el Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER), diciembre 1999, los recursos adicionales, es decir, la capacidad anual de producción de energía en España –por cada área renovable– que actualmente no está aprovechada y que es potencialmente
desarrollable, es importante. Este potencial variará con
el tiempo, fundamentalmente en función de la evolución de los costes del desarrollo tecnológico y de la
aparición de nuevos equipos en los diferentes tipos
de energías renovables. Hay además otra clase de factores que limitan este aprovechamiento, como son la
concesión de licencias por parte de los ayuntamientos, el desarrollo de la infraestructura eléctrica, etc., que
limitan el nivel de aprovechamiento del potencial disponible.
En la Tabla I.15 adjunta se recogen para cada
una de las áreas renovables (con excepción de la
hidráulica) los potenciales adicionales al potencial ya
desarrollado a finales del año 1998. Naturalmente estos
27
Tabla I.15
Potencial Adicional (s/nivel 1998) de Recursos
de Energías Renovables en España
Energías Renovables
Eólica
Solar Térmica
Solar Fotovoltaica
Biomasa
Biogás
Biocarburantes
R.S.U.
Estimación del Recurso
34.200 GWh/año
2 Mtep/año
300 MWp Instalaciones aisladas
2.000 MWp Conectados a red
16 Mtep/año
0,55 Mtep/año
0,64 Mtep/año
1,2 Mtep/año
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. IDAE. Diciembre 1999.
valores son algunas veces muy difíciles de evaluar, por
lo que podrían variar estos valores a medida que vaya
desarrollándose el plan propuesto en el PFER para el
periodo 1998-2010.
A continuación se recogen algunas particularidades de los potenciales de estos tipos de energías renovables:
1) Energía eólica:
El potencial eólico técnicamente aprovechable
es muy sensible al desarrollo tecnológico de los aerogeneradores, ya que este desarrollo permite aprovechar mayores rangos de velocidad de viento, y por tanto, los potenciales aumentan progresivamente.
Basándose en estudios recientes elaborados para
el IDAE, el PFER estima un potencial eólico en España del orden de unos 15.100 MW. Descontando los 834
MW instalados ya a finales de 1998, se deduce una capacidad adicional de 14.266 MW, lo que supone un potencial energético explotable de unos 34.200 GWh/año.
2) Energía solar:
a) Energía solar térmica. La situación de España en 1999, con un ratio de 8,12 m2 de colectores por cada 1.000 habitantes, es baja comparándola con países que tienen unas radiaciones solares marcadamente inferiores.
A través de un análisis sobre los consumos
domésticos en los distintos tipos de vivienda, y teniendo en cuenta la radiación solar
media en cada área geográfica, el PFER evalúa que pueden instalarse en España unos
27,00 millones de m2 de colectores. Esto
supone un potencial de energía solar térmica desarrollable de unos 2 millones de
tep/año.
b) Energía solar fotovoltaica. España tenía en
1999 una capacidad alta en instalaciones aisladas domésticas, sólo superado en Europa
por Finlandia y Suecia. Por el contrario, en
instalaciones centralizadas existe un diferencial significativo respecto a algunos países
como Italia, con un grado de implantación
superior y con características de clima muy
parecidas a las nuestras.
El PFER supone que el potencial desarrollable de este tipo de energía en instalaciones
aisladas, podría cubrir el 50% de las viviendas sin suministro eléctrico (360.000 de segundas viviendas y 39.000 de viviendas principales en 1999), con instalaciones de 1 KWp en
cada una, lo que supondría unos 200 MWp.
Además, para otras instalaciones aisladas,
como paneles, farolas, bombeo, etc., supone que el potencial sería del orden de los
100 MWp. Por consiguiente, en instalaciones
aisladas el PFER fija el potencial desarrollable en unos 300 KWp.
Respecto a las instalaciones conectadas a red,
no existen límites claros que determinen un
potencial máximo a instalar. Esto es debido
a que estas instalaciones pueden realizarse
tanto en viviendas unifamiliares o colectivas,
como en instalaciones industriales o centrales eléctricas. En este sentido, existe un objetivo genérico de aumento de la energía eléctrica vertida en la red en el Real Decreto de
autoproducción, que incluye un apoyo
importante a este tipo de instalaciones conectadas a la red, con unas primas unas 60 pesetas por kWh. Según el PFER, el valor de
potencial fijado es de unos 2.000 MWp.
3) Biomasa:
a) Cultivos energéticos. El PFER valora el potencial de este tipo de energías en unos 5,7
Mtep/año, evaluando que se aprovecha el
10% de la superficie disponible, tanto por el
cultivo de cardo en secano, como por el de
tipo leñoso, eucaliptos, en zonas de regadío.
29
Se utilizaría para aprovechamiento térmico
una parte, y para la producción de electricidad el resto.
b) Biomasa residual. El PFER valora en unos
10,4 Mtep/año el potencial desarrollable de
este tipo de energía. Está basado en un estudio sobre las siguientes clases de residuos:
– Residuos agrícolas de cultivos herbáceos,
principalmente la paja de cereal (trigo,
cebada, avena, centeno y maíz), así como
los residuos que se dejan en el terreno tras
la recolección del girasol, de la colza y del
algodón.
– Residuos agrícolas de cultivos leñosos, el
olivar, el viñedo o las especies frutales, así
como otros residuos de poda.
– Residuos forestales procedentes de las cortas y aprovechamientos de las masas forestales.
– Residuos de las industrias forestales, es
decir, industrias de aserrado, de chapa y
tableros y de fabricación de pasta, así como
de las industrias de segunda transformación.
– Residuos de las industrias agroalimentarias,
entre las que destacan las almazaras, fundamentalmente en Andalucía.
4) Biogás:
Los residuos biodegradables, tales como los procedentes de residuos ganaderos de explotaciones intensivas, de la fracción orgánica de los residuos sólidos
urbanos, de la digestión anaerobia de los lodos de las
E.D.A.R. y del tratamiento anaerobio de los residuos
procedentes de instalaciones industriales, el PFER estima un potencial total de unos 0,55 Mtep/año.
5) Biocarburantes:
Son biocarburantes obtenidos a partir de cultivos con alta riqueza grasa, como son el girasol y la
colza, y los basados en la producción de cereales (trigo blando, cebada, maíz) y remolacha. El PFER ha estimado un potencial de 0,64 Mtep/año para este tipo
de energía.
30
6) Residuos Sólidos Urbanos:
En España se produjeron unos 15,3 millones de
toneladas de residuos sólidos urbanos en el año 1996,
con una media de 1,06 kg/hab/día, siendo las comunidades autónomas de Cataluña, Andalucía, Madrid,
Valencia y Castilla y León las que más cantidad producen.
El PFER estima un potencial total, para aprovechamiento
eléctrico, de aproximadamente 1,2 Mtep/año.
¿Cuál es la previsión del consumo
de energía primaria en España
hasta el año 2011?
E
l consumo energético español viene aumentando más
rápidamente que el PIB, aunque tenemos todavía uno
de los menores consumos energéticos per cápita, comparado con los de los países de la Unión Europea, si
bien este consumo ha aumentado al compás de la prosperidad económica de los últimos años.
Como ya se ha visto en preguntas anteriores,
tenemos en España pocas reservas energéticas explotables porque carecemos prácticamente de hidrocarburos; nuestro carbón es, si no escaso, de baja calidad y el potencial hidroeléctrico económicamente
explotable está ya prácticamente desarrollado, sobre
todo en lo que a grandes instalaciones se refiere. Por
tanto, la seguridad de nuestro suministro pasa por la
diversidad de las fuentes de energía primaria y el aprovisionamiento de energías procedentes de distintas
regiones geográficas.
En octubre de 2002, el Gobierno ha aprobado
un documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 20022011, en donde se recogen las previsiones del consumo de energía primaria para este periodo, así como
las fuentes energéticas que suministrarán dicho consumo. Estas previsiones se recogen en la Tabla I.16
adjunta.
Como puede verse en esta tabla, el consumo de
energía primaria crecerá a una tasa del 3,09% anual,
lo que supone un consumo de 174.986 Ktep en 2011.
En la evaluación de este consumo se han tenido en
cuenta factores tales como el crecimiento económico,
los precios energéticos, la evolución tecnológica o los
condicionantes legales como los relativos a la protec-
28
Tabla I.16
Previsión consumo de energía primaria
2000
2006
Ktep
Carbón
Petróleo
Gas Natural
Nuclear
Energías Renovables
Saldo Elec. (Imp-Exp)
TOTAL
%
Ktep
2011
%
Ktep
% 2006/2000
% 2011/2006
% 2011/2000
%
Anual
Anual
Anual
21.635
64.663
15.223
16.211
7.061
382
17,3
51,7
12,2
13,0
5,6
0,3
17.999
75.315
26.905
16.570
12.464
385
12,0
50,3
18,0
11,1
8,3
0,3
14.363
83.376
39.305
16.602
20.956
385
8,2
47,6
22,5
9,5
12,0
0,2
–3,02
2,57
9,96
0,37
9,93
0,13
–4,41
2,05
7,88
0,04
10,95
0,00
–3,66
2,34
9,01
0,22
10,39
0,07
125.175
100,0
149.637
100,0
174.986
100,0
3,02
3,18
3,09
Fuente: Subdirección General de Planificación Energética.
Metodología: AIE.
ción del medio ambiente. Esta tasa del 3,09% anual es
inferior a la prevista para la energía final, cuyo crecimiento se sitúa en un ritmo medio anual del 3,48%.
Este menor crecimiento en términos de energía primaria
se debe fundamentalmente a la mayor eficiencia en la
estructura de generación eléctrica prevista.
En cuanto al balance por fuentes energéticas,
las estimaciones en el entorno del año 2011 indican
que seguirá siendo predominante el peso de los hidrocarburos líquidos, aunque el gas natural es la fuente
energética de mayor crecimiento. El consumo de petróleo aumentará menos que el total de la energía (2,34%),
aunque mantendrá un peso próximo al 50% del total,
debido principalmente a su utilización como combustible en el transporte, sector en el que se dará el
mayor crecimiento de la demanda.
El consumo de gas natural continuará su tendencia actual de fuerte crecimiento en los próximos
años (9,01%) hasta alcanzar un peso superior al 22%
del total en el año 2010, debido principalmente a su
utilización en la producción de electricidad.
El consumo de carbón continuará su tendencia
a la baja (–3,66%), tanto en España como en el conjunto de la Unión Europea, debido a su sustitución por
gas natural en generación eléctrica. No obstante, el carbón nacional seguirá jugando un papel relevante en
el balance energético, no sólo por razones de carácter social y regional, sino también por la estrategia
comunitaria, y propia de España, de reducir o no agravar la dependencia energética.
La energía nuclear, por su parte, mantendrá una
aportación similar a la actual o incluso algo superior,
debido a la optimización de la operación de las plan-
tas españolas. No obstante, su peso relativo en la estructura de abastecimiento disminuirá al 9,5%.
En cuanto a las energías renovables, se mantienen, en general, los objetivos del Plan de Fomento
de las Energías Renovables (PFER) aprobado por el
Gobierno en 1999. No obstante, es preciso tener en
cuenta que, en el momento de su aprobación, las previsiones de demanda energética para 2011 eran inferiores a las que actualmente se estiman, por lo que en
este escenario se prevén alzas en la producción de ciertas tecnologías, fundamentalmente eólica y de biomasa.
Es de destacar que, frente a los aproximadamente 9.000
MW de eólica previstos en el Plan de Fomento de Energías Renovables, el nuevo escenario prevé la instalación de 13.000 MW.
¿Cómo se definía la política
energética en España?
29
H
asta muy recientemente, últimos años de la década de
los noventa, la política energética española se definía
por el Gobierno fundamentalmente a través de un
documento, el Plan Energético Nacional (PEN), que era
aprobado por el Parlamento español tras un minucioso debate de todos los grupos parlamentarios.
El Plan Energético Nacional (PEN) era elaborado por el Gobierno, a través del antiguo Ministerio de
Industria, utilizando los criterios fundamentales de la
política energética española, las previsiones de desarrollo económico, y los datos y estudios energéticos
31
fundamentales facilitados por los distintos subsectores
energéticos.
El primer PEN fue elaborado por el Gobierno
en el año 1975, y revisado en 1977 tras un largo debate parlamentario. El último fue aprobado por nuestro
Parlamento en 1991 y revisado por el Gobierno en 1995.
El PEN contenía una previsión en la cual se estimaba la demanda energética para el año horizonte del
plan y se optimizaba la oferta para satisfacer la demanda. Esta previsión tenía un amplio horizonte temporal, entre un mínimo de 6 u 8 años y un máximo de
10 ó 12. Se trataba, por tanto, de un plan a largo plazo, así requerido dado el amplio periodo de maduración de las inversiones energéticas (tiempo que transcurre entre el momento en que se toma la decisión de
construcción de una instalación y su entrada en funcionamiento).
Este tipo de planificación energética era seguida en la mayoría de los países occidentales, y tuvo sentido en un contexto muy concreto, como el que se dio
en los años 70 y 80, caracterizado por grandes incertidumbres producidas por la crisis del petróleo, una
importante participación pública en todos los sectores energéticos, la existencia de monopolios u oligopolios en casi todos los mercados de energías finales
y rígidos mecanismos reguladores.
30
¿Cómo se define actualmente
la política energética en España?
A
ctualmente, los mecanismos clásicos de planificación
energética con fuerte intervención pública han perdido, en una gran parte, su sentido. No obstante, los
gobiernos establecen medidas cautelares, con objeto
de vigilar la competencia en los mercados y aumentar su flexibilidad.
En el caso español, la pauta a seguir está orientada por las Directivas comunitarias, que progresivamente van aprobando las instituciones comunitarias.
La política energética comunitaria se basa en la creación de un mercado único europeo en materia energética, de forma que mediante la introducción de la
competencia y la liberalización de las distintas actividades encuadradas en el ámbito de la energía, se produzca una reducción de los precios energéticos. Asimismo, existen otras líneas de actuación dentro de la
32
Ministerio de Economía. Madrid.
política energética de la UE, como son: conseguir una
mejora en el uso de la energía mediante políticas de
ahorro y de eficiencia energética, las preocupaciones
medioambientales de las que los objetivos de Kioto no
son más que un primer paso y, finalmente, la definición de una estrategia europea para la seguridad del
abastecimiento energético. Todas estas directrices comunitarias de política energética se describen en el llamado Libro Verde de la Unión Europea, publicado en
noviembre de 2000.
En la normativa española solamente el desarrollo
de la red de transporte queda sujeto a la planificación
del Estado, condicionado por las exigencias de la planificación urbanística y de ordenación del territorio.
Con el objetivo, que la Ley marca, de garantizar un suministro energético en condiciones óptimas
de seguridad, calidad y precio, el Gobierno ha publicado en septiembre de 2002 el documento «Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo
de las redes de transporte 2002-2011» en el que se realiza una previsión de las necesidades energéticas futuras y de las actuaciones que es necesario llevar a cabo
para asegurar su debida atención.
Sin embargo, a diferencia de los instrumentos
de política energética del pasado, que presentaban un
programa de obligado cumplimiento en el que se definía el conjunto de inversiones que habían de acome-
terse así como la retribución económica a percibir, el
nuevo modelo supone una planificación, en la mayoría de los casos, indicativa, respetándose el principio
de libre iniciativa empresarial.
Se incluyen previsiones sobre la demanda de
electricidad y gas, los recursos necesarios para satisfacerla, la evolución de las condiciones de mercado
para garantizar el suministro y los criterios de protección ambiental. Sólo en el caso de las redes de transporte, al tratarse de actividades reguladas, adquiere la
planificación el carácter de vinculante.
33
Capítulo
II
Sector eléctrico.
Aspectos generales
31
¿Cuándo se inició en España
la producción de energía
eléctrica para suministro
a los consumidores?
E
n el año 1875, los señores Xifré y Dalmau montaron
en Barcelona, en el número diez de la plaza de Canaletas, una instalación que puede ser considerada como
la primera central eléctrica española para suministro
a los consumidores.
La producción eléctrica de dicha central fue destinada al alumbrado de varios establecimientos y talleres. Entre ellos cabe citar a la Maquinista Terrestre y
Marítima, que puede ser, a su vez, considerada como
el primer consumidor de España que suscribió un contrato de suministro de energía eléctrica.
La utilización de la electricidad para el alumbrado
público comenzó en España en 1881, cuando entró en
servicio la primera central eléctrica madrileña, que se
empleó inicialmente, entre otras cosas, para iluminar
la Puerta del Sol y los Jardines de El Retiro.
Dos años más tarde, comenzó a funcionar en
Bilbao una planta cuya producción se destinó a la iluminación del puerto del Abra. En 1886, Gerona se convirtió en la segunda ciudad de Europa totalmente iluminada. Y en 1890, se inauguró el alumbrado público urbano de Bilbao.
¿Cuándo se inició en España
el transporte de electricidad
a larga distancia?
32
E
n 1901, España realizó en Zaragoza, entre el Molino
de San Carlos y la capital aragonesa, la segunda experiencia mundial de transporte de energía eléctrica a una
distancia notable para aquella época. El tendido cubría
una longitud de tres kilómetros.
Ocho años más tarde, en 1909, el país contaba
con la línea de mayor tensión y longitud de Europa:
recorría, a 60.000 voltios, los 250 kilómetros que separaban la central de Molinar, en el río Júcar, de Madrid.
¿Cuántas centrales eléctricas
hay en España y cuál
es su distribución por
comunidades autónomas?
33
E
n el año 2001 hay en España cerca de 1.900 centrales
eléctricas en funcionamiento. De ellas, unas 1.200 son
hidroeléctricas, 661 son termoeléctricas clásicas –es
decir, que consumen combustibles fósiles: carbón, fuelóleo y gas– y nueve son grupos nucleares. Además,
existe ya un número significativo de parques eólicos
37
Tabla II.1
Tabla II.2
Número de centrales eléctricas
por comunidades autónomas. Año 2000
Producción estimada de España por tipo
de instalación (GWh)
Andalucía
Aragón
Baleares
Canarias
Cantabria
Castilla-La Mancha
Castilla y León
Cataluña
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid
Melilla
Navarra
País Vasco
Principado de Asturias
Región de Murcia
Comunidad Valenciana
Ceuta y Melilla
TOTAL
Hidráulicas
Térmicas
Grupos Nucleares
79
102
0
8
19
100
202
285
34
130
18
15
0
93
46
40
17
30
0
37
38
9
23
13
31
47
173
3
54
6
29
1
16
46
18
6
110
1
—
—
—
—
—
2
1
3
2
—
—
—
—
—
—
—
—
1
—
1.218
661
9
Renovables y Residuos
– Hidroeléctrica
– Eólica
– Biomasa y otras
– Residuos como combustible
Cogeneración y otros (*)
Térmica clásica
Nuclear
TOTAL
34
E
38
2001
%
53.504
44.010
7.153
810
1.531
27.961
92.080
63.714
22,6
18,5
3,0
0,3
0,6
11,8
38,8
26,9
224.779
100,0
237.259
100,0
La producción de las empresas integradas en
UNESA representó, en el año 2001, el 82,3% de la producción total de España.
¿Cuál es la potencia del parque
generador en España?
E
n el año 2001, la potencia total de las centrales eléctricas españolas en servicio asciende a 58.025 MW, de
los cuales 27.493 MW corresponden a centrales renovables y de cogeneración (incluye la hidroeléctrica con
18.060 MW, la eólica con 3.350 MW, cogeneración con
5.417 MW y biomasa y otros, con el resto), 22.776 MW
a centrales termoeléctricas clásicas y 7.816 MW a centrales nucleares. (Tabla II.3)
¿A partir de qué fuentes
energéticas se produce
la electricidad en España?
n España se utilizan el carbón, los derivados del petróleo, el gas y el uranio para generar electricidad, así
como la hidroelectricidad y otras fuentes de energías
renovables, principalmente eólica, solar, biomasa y
aprovechamientos de residuos.
La producción eléctrica total generada en nuestro país en los años 2000 y 2001, se presenta en la Tabla II.2 adjunta. Asimismo, se recoge la aportación porcentual de cada una de las fuentes de energía.
%
17,1
14,2
2,1
0,1
0,7
11,9
43,4
27,7
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.
Fuente: UNESA.
y otras instalaciones de producción de electricidad
mediante energías renovables como son las solares, de
biomasa, etc., alguna de ellas todavía con carácter experimental.
Su distribución geográfica por comunidades autónomas es la que se recoge en la Tabla II.1.
2000
38.381
31.831
4.635
284
1.631
26.720
97.472
62.206
Tabla II.3
Potencia instalada en España (MW)
2000
%
2001
%
Renovables y Residuos
– Hidroeléctrica
– Eólica
– Biomasa y otras
– Residuos como combustible
Cogeneración y otros (*)
Térmica clásica
Nuclear
20.378
17.881
2.060
115
322
5.059
22.669
7.798
36,5
32,0
3,7
0,2
0,6
9,0
40,5
13,9
22.016
18.060
3.350
274
332
5.417
22.776
7.816
37,9
31,1
5,8
0,5
0,6
9,3
39,3
13,5
TOTAL
55.904
100,0
58.025
100,0
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica de UNESA. 2001.
(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.
35
Las empresas asociadas en UNESA son propietarias del 81,3% de la potencia total española en servicio. Por tipos de centrales, poseen el 77,6% de la
potencia hidroeléctrica, el 79,1% de la termoeléctrica
clásica y el 100% de la nuclear. El resto es propiedad
de otros productores eléctricos que operan principalmente en el llamado Régimen Especial.
36
¿Cómo ha evolucionado
la potencia del parque generador
en España?
D
esde la puesta en marcha de la primera central eléctrica española para servicio comercial en 1875, el
parque eléctrico ha recorrido en España un largo camino. En aquellas fechas, la mayor parte de las instalaciones existentes eran aprovechamientos hidroeléctricos o motores térmicos de “gas pobre” para suministro de energía a pequeñas industrias o para alumbrado
de centros urbanos.
Hasta comienzos del siglo XX, la energía eléctrica era producida en forma de corriente continua, por
lo que su transporte a larga distancia no era posible.
Por ello, las centrales de la época estaban situadas muy
cerca de los centros de consumo. Según la primera estadística oficial publicada por los Ministerios de Agricultura, Industria, Comercio y Obras Públicas sobre el
sector eléctrico, en 1901 existían en España 861 centrales con una potencia total de 127.940 HP (caballos
de vapor). El 61% de esta potencia era de tipo térmico y el 39% hidráulica. De la cifra total de centrales,
648 dedicaban su producción al servicio público y 213
a usos particulares.
La corriente alterna permitió el desarrollo de las
primeras grandes centrales hidroeléctricas españolas en
la segunda década del pasado siglo XX. Su construcción exigía mayores esfuerzos económicos y financieros
que las instalaciones precedentes, por lo que paralelamente comenzaron a crearse numerosas compañías
eléctricas de mayor dimensión y recursos. Algunas de
ellas existen todavía en nuestros días; otras se han ido
desarrollando y concentrando hasta dar lugar a varias
de las sociedades eléctricas actuales más importantes
de España. Desde principios de siglo hasta el inicio
de la Guerra Civil Española (1936-39) –y muy especialmente desde finales de la Primera Guerra Mundial
hasta la mitad de los años veinte–, la potencia eléctrica se desarrolló a un ritmo apreciable y bastante constante, creciendo a una tasa media acumulativa del 8,8%
anual. La mayor parte del desarrollo se debió a la
expansión del parque hidroeléctrico.
Tras la Guerra Civil, el parque eléctrico español se encontró con graves dificultades para garantizar la cobertura de la creciente demanda. Algunas instalaciones habían quedado destruidas o dañadas por
la contienda; el bloqueo económico internacional impedía la reposición de los equipos necesarios; la situación económica del país hacía difícil la acometida de
grandes y costosas infraestructuras; y a todo ello se
sumaron los efectos que sobre la producción hidroeléctrica tuvo la fuerte sequía de los años 1944 y 1945.
Ante la dificultad de construir nuevas centrales
de gran potencia en el tiempo que exigía la evolución
de la demanda, se impuso la necesidad de obtener de
las instalaciones ya existentes el mayor y más eficaz
rendimiento posible. Por ello, las principales empresas eléctricas entonces existentes acordaron agruparse en una nueva sociedad –Unidad Eléctrica S.A. (UNESA), creada en el mes de agosto de 1944– para conseguir una explotación coordinada de los recursos
eléctricos entonces disponibles y promover el desarrollo
de la red eléctrica española, a fin de que la interconexión de todas las zonas y centros de producción de
electricidad permitiera la optimización de la explotación del sistema eléctrico del país.
Una vez que la economía empezó a mostrar síntomas de recuperación y se levantó el bloqueo internacional, fue posible emprender la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y, más adelante, la de centrales termoeléctricas de gran potencia de carbón
nacional y fuelóleo. Además, en 1968 España se incorporó al desarrollo electronuclear, conectando a la red
su primera central de este tipo: la de José Cabrera, en
Zorita de los Canes (Guadalajara).
Las crisis energéticas de 1973 y 1979, que dominaron el panorama internacional a lo largo de los años
70, provocaron un cambio en la orientación de las políticas energéticas de la mayor parte de los países industrializados. La reducción de la dependencia respecto
del petróleo importado, el aprovechamiento prioritario de los recursos energéticos nacionales, la diversificación energética y la investigación sobre las nuevas
energías y nuevas tecnologías energéticas se convirtieron en objetivos comunes de dichas políticas. En
39
España, esta tendencia se vio reflejada en los Planes
Energéticos Nacionales de 1979 y 1983. De esta forma, y por lo que al sector eléctrico se refiere, en la
primera mitad de los años ochenta se asistió a un profundo proceso de sustitución de la utilización de derivados del petróleo en la producción de electricidad por
el empleo de carbón nacional e importado y la energía nuclear, así como un mayor aprovechamiento del
parque hidroeléctrico.
La entrada de España en la CEE en 1986 trajo
consigo la aceptación y la adaptación de nuestro modelo de sociedad económico e industrial al imperante en
Europa y la adopción de normas para la creación de
un Mercado Único Europeo. En esta línea, en 1996 el
Consejo de la Unión Europea aprobó la Directiva sobre
Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad. Esta Directiva, junto con otras normativas posteriores, fijan los objetivos y criterios de liberalización
e introducción de la competencia, a los cuales los países comunitarios deberán ir adoptando en sus legislaciones eléctricas. Estos criterios han tenido, lógicamente, su reflejo en la evolución de nuestro parque
generador en los últimos quince años.
En la Tabla II.4 se recoge la evolución de nuestro parque generador durante el periodo 1941-2002,
por tipos de centrales. Asimismo, en el Gráfico II.1 se
Tabla II.4
Evolución de la potencia del parque eléctrico de España (MW)
Año
Hidroeléctrica
Térmica
Nuclear
Total
Año
Hidroeléctrica
Térmica
Nuclear
Total
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1.355
1.376
1.408
1.412
1.458
1.500
1.662
1.756
1.890
1.906
1.986
2.192
2.527
2.553
3.200
3.659
3.900
4.195
4.436
4.600
4.768
5.190
5.895
7.020
7.193
7.680
8.227
8.543
9.335
10.883
11.057
385
395
410
415
418
437
450
478
591
647
674
771
775
883
903
1.063
1.610
1.878
1.948
1.967
2.242
2.298
2.492
2.706
2.980
3.457
4.671
5.292
6.165
6.888
7.403
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
153
153
153
613
1.740
1.771
1.818
1.827
1.876
1.937
2.112
2.234
2.481
2.553
2.660
2.963
3.302
3.436
4.103
4.722
5.510
6.073
6.384
6.567
7.010
7.488
8.387
9.726
10.173
11.137
12.898
13.988
15.653
17.924
19.073
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
11.136
11.470
11.841
11.954
12.497
13.096
13.530
13.515
13.577
13.579
13.821
14.087
14.119
14.661
15.201
15.269
15.673
16.545
16.642
16.723
16.985
16.996
17.450
17.558
17.834
18.093
18.491
19.323
19.942
21.362
23.040
9.615
10.617
11.376
12.393
12.974
13.334
13.628
15.267
16.447
17.158
17.637
17.614
19.898
20.991
20.987
21.087
21.119
21.227
21.370
21.855
21.922
21.989
22.346
22.849
23.960
25.339
26.238
26.820
28.164
29.026
31.384
1.120
1.120
1.120
1.120
1.120
1.120
1.120
1.120
1.120
2.051
2.051
3.911
4.885
5.815
5.815
5.815
7.854
7.854
7.364
7.367
7.400
7.400
7.400
7.417
7.498
7.580
7.638
7.749
7.798
7.816
7.871
21.871
23.207
24.337
25.467
26.591
27.550
28.278
29.902
31.144
32.788
33.509
35.612
38.902
41.467
42.003
42.171
44.646
45.626
45.376
45.945
46.307
46.385
47.196
47.824
49.292
51.012
52.367
53.892
55.904
58.204
62.295
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
–La potencia hidroeléctrica incluye a la eólica y a la solar.
–La potencia termoeléctrica incluye la correspondiente a las instalaciones térmicas del Régimen Especial.
40
¿Cuáles son las principales
centrales eléctricas de España?
Gráfico II.1
Evolución de la potencia eléctrica instalada.
Total España (MW)
37
L
as instalaciones hidroeléctricas españolas de mayor
potencia son las de Aldeadávila, con un total de 1.132,9
MW, José María de Oriol, con 915,2 MW, el aprovechamiento de Cortes-La Muela, con 908,3 MW y Villarino con 810 MW.
Entre las termoeléctricas clásicas, destacan las
de carbón de Compostilla, con 1.312 MW, Teruel, con
1.050 y Aboño con 903; las de fuelóleo de Castellón,
con 1.083 MW y Santurce con 936 MW; y la de San
Adrián de fuelóleo/gas, con 1.050 MW. Asimismo, pueden señalarse las centrales de ciclo combinado, puestas en servicio recientemente, de San Roque, Castellón,
Besós y Castejón.
Finalmente, las centrales nucleares españolas de
mayor potencia son Trillo I, con 1.066 MW, Vandellós II,
con 1.082 MW y Cofrentes, con 1.025 MW.
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
ha representado esta evolución para el periodo 19782001.
De cara a la evolución futura de nuestras instalaciones, habrán de tenerse en cuenta además de las
orientaciones emanadas de la UE, las posibles consecuencias sobre nuestro sector debidas a acuerdos internacionales en otras materias como, por ejemplo, el
medio ambiente. La contención de las emisiones de
gases de efecto invernadero que figura en el Protocolo de Kioto puede introducir a medio plazo importantes cambios en la estructura de la generación eléctrica. Asimismo, la reciente aparición de las tecnologías de generación mediante ciclos combinados que
utilizan como combustible un recurso relativamente
abundante y limpio, como es el gas, con un elevado
rendimiento y con bajos costes de inversión, o la introducción a nivel comercial de determinadas tecnologías
de aprovechamiento de energías renovables, puede
influir de forma decisiva en la modificación de la estructura de generación eléctrica.
Por consiguiente, de cara al futuro, el incremento
de la preocupación por la preservación del medio
ambiente, el mayor fomento de la eficiencia energética, la aparición de nuevas tecnologías y el impulso dado
a la utilización de gas natural en la producción de electricidad van a marcar previsiblemente el desarrollo del
parque eléctrico español en los próximos años.
¿Cómo se distribuye
la potencia eléctrica
por comunidades autónomas?
38
L
a distribución del parque eléctrico por CC.AA. es muy
desigual dadas las características tan distintas que tienen las comunidades en el ámbito energético. Así, Cataluña participa con un 17,1% del total, Castilla y León
con un 14,4%, Galicia con un 10,9% y Andalucía con
un 9,7%. Son las comunidades autónomas españolas
en las que se halla instalada la mayor parte de la potencia española en servicio. Esta distribución puede verse en la Tabla II.5.
¿Cuál es la producción
de energía eléctrica
de España?
39
E
n el año 2001, la producción total española de energía eléctrica ascendió a 237.259 millones de kWh. De
dicha cantidad, 81.465 millones de kWh procedieron
de centrales de energías renovables y cogeneración,
41
¿Cómo ha evolucionado
la producción de energía
eléctrica en España?
Tabla II.5
Potencia eléctrica por comunidades
autónomas (MW) (Año 1999) (*)
Andalucía
Aragón
Baleares
Canarias
Cantabria
Castilla-La Mancha
Castilla y León
Cataluña
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid
Melilla
Navarra
País Vasco
Principado de Asturias
Región de Murcia
Comunidad Valenciana
Ceuta y Melilla
TOTAL
Hidráulicas
%
Térmicas
%
Total
%
1.085
1.534
0
74
424
761
3.915
2.267
2.165
2.904
40
98
0
392
148
725
38
1.270
0
6,1
8,6
0,0
0,4
2,4
4,3
21,9
12,7
12,1
16,3
0,2
0,6
0,0
2,2
0,8
4,1
0,2
7,1
0,0
3.958
1.640
1.139
1.652
134
2.656
3.562
6.617
1.957
2.782
9
134
44
61
1.493
2.819
930
2.561
39
11,6
4,8
3,3
4,8
0,4
7,8
10,4
19,4
5,7
8,1
0,0
0,4
0,1
0,2
4,4
8,2
2,7
7,5
0,1
5.043
3.174
1.139
1.727
559
3.417
7.478
8.885
4.122
5.686
49
233
44
454
1.642
3.544
968
3.832
39
9,7
6,1
2,2
3,3
1,1
6,6
14,4
17,1
7,9
10,9
0,1
0,4
0,1
0,9
3,2
6,8
1,9
7,4
0,1
17.849 100,0 34.194 100,0 52.044 100,0
Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología.
(*) No incluye las instalaciones de energías renovables.
92.080 millones de kWh de centrales térmicas clásicas
y 63.714 millones de kWh de centrales nucleares. (Véase Tabla II.6)
Las centrales de las empresas de UNESA generaron el 82,3% de la producción conjunta del país, y
el restante 17,7% fue producido por instalaciones acogidas al Régimen Especial.
L
a evolución de la producción eléctrica está, lógicamente,
muy relacionada con la habida en el parque generador. En 1905, la producción de energía eléctrica fue
de 240 millones de kWh. Doce años más tarde, en 1917,
se situó en 850 millones de kWh y alcanzó los 2.243
millones de kWh en 1929. En este último año, la estructura de la producción de energía eléctrica era la siguiente: un 19% termoeléctrica y un 81% hidroeléctrica. Seis
años más adelante, la producción se cifraba en 3.272
millones de kWh.
Tras la Guerra Civil de 1936, y hasta la década
de los 50, la destrucción de algunas instalaciones eléctricas causada por el conflicto y, sobre todo, la imposibilidad técnica y económica de incrementar e incluso reponer los equipos de generación por el bloqueo
internacional y la debilidad de la economía española
hicieron que la producción de electricidad aumentara
insuficientemente, y que incluso descendiera en 1944,
1945 y 1949 con respecto al año inmediatamente precedente (por razones de hidraulicidad).
En los años cincuenta, la coordinación de la
explotación del conjunto del sistema eléctrico a través
Gráfico II.2
Evolución de la producción de energía eléctrica.
Total España (Miles KWh)
Tabla II.6
Producción de energía eléctrica en España.
Año 2001
Renovables y Residuos
– Hidroeléctrica
– Eólica
– Biomasa y otras
– Residuos como combustible
Cogeneración y otros (*)
Térmica clásica
Nuclear
TOTAL
GWh
%
53.504
44.010
7.153
810
1.531
27.961
92.080
63.714
22,6
18,5
3,0
0,3
0,6
11,8
38,8
26,9
237.259
100,0
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.
42
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
40
Tabla II.7
Evolución de la producción de electricidad en España (Millones de kWh)
Año
Hidroeléctrica
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
3.659
4.065
4.385
4.016
3.180
4.587
5.178
5.172
3.965
5.017
6.869
7.722
7.411
7.128
8.937
11.182
9.670
11.285
14.256
15.625
15.981
16.073
21.139
20.646
19.686
27.278
22.680
24.428
30.691
27.959
32.747
Térmica
231
373
433
704
993
824
773
939
1.603
1.836
1.355
1.620
2.211
2.943
2.899
2.491
4.853
5.065
3.097
2.989
4.898
6.832
4.758
8.880
12.037
10.421
17.957
21.366
20.604
27.607
27.246
Nuclear
Total
Año
Hidroeléctrica
Térmica
Nuclear
Total
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
57
829
924
2.523
3.890
4.438
4.818
4.720
4.173
5.411
5.951
6.111
5.568
6.853
8.224
9.342
9.622
10.071
11.836
13.673
14.523
16.350
17.353
18.614
20.879
22.905
25.897
29.526
31.723
37.699
40.637
45.851
52.124
56.490
62.516
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
36.458
29.524
31.347
26.502
22.509
40.742
41.497
47.473
30.807
23.178
27.394
28.865
33.420
33.033
27.415
28.167
36.233
20.047
26.184
28.367
20.570
25.728
29.119
24.450
41.717
37.332
39.065
30.815
36.467
50.969
35.529
27.695
40.203
42.285
48.469
60.758
46.537
50.388
51.606
74.490
78.486
78.404
77.670
63.536
66.286
64.276
63.952
52.872
71.669
71.289
75.449
84.753
79.103
80.509
89.199
78.464
96.752
98.545
120.065
126.106
122.740
146.862
4.751
6.545
7.225
7.544
7.555
6.525
7.649
6.700
5.186
9.568
8.771
10.661
23.086
28.044
37.458
41.271
50.466
56.126
54.268
55.576
55.782
56.059
55.314
55.445
56.329
55.297
59.003
58.852
62.206
63.708
63.026
68.904
76.272
80.857
82.515
90.822
93.804
99.534
105.779
110.483
111.232
114.569
117.196
120.042
127.363
129.149
133.390
139.571
147.842
151.741
159.392
161.105
160.890
164.942
169.094
176.510
189.381
196.613
209.732
224.779
237.417
245.417
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
–La producción hidráulica incluye la generada por las instalaciones eólicas y solar.
–La producción termoeléctrica incluye la generada por todas las instalaciones térmicas del Régimen Especial.
de UNESA, que permitió un mejor aprovechamiento
de los recursos disponibles, las nuevas posibilidades
de importar material eléctrico y el reinicio de la construcción de nuevas centrales hicieron posible que la
producción de electricidad casi se triplicara a lo largo
de la década, alcanzando al término de la misma la
cifra de 18.614 millones de kWh.
Durante la década de los sesenta y principios
de los setenta, la producción de energía eléctrica hubo
de aumentar con rapidez a causa de la alta tasa de crecimiento de la demanda, que superó el 10% medio
anual acumulativo, lo cual fue posible mediante un
amplio proceso de inversión en nuevas instalaciones.
Entre 1960 y 1973, la generación española de energía
eléctrica se multiplicó por cuatro. A mediados de la
década de los setenta, y hasta bien entrada la década
de los ochenta, la producción creció a un ritmo bastante inferior. Ello fue debido a los bajos niveles de
actividad de la economía española como consecuencia de la crisis energética y, por lo tanto, también fueron menores los crecimientos de la producción eléctrica para abastecer el consumo.
A finales de los ochenta volvieron a registrarse
apreciables aumentos de la demanda de electricidad
43
que impulsaron una nueva reactivación de la producción, aunque en los primeros años de la década de
los noventa los aumentos de la producción de electricidad volvieron a ser moderados, consonantes con
el débil incremento de la demanda. Finalmente, en los
últimos años del siglo XX, se ha incrementado la producción para el abastecimiento de la demanda eléctrica, debido a los niveles altos de actividad en la economía de nuestro país.
En la Tabla II.7 se recoge esta evolución de la
producción de electricidad en España por tipos de central para el periodo 1941-2002. Asimismo, en el Gráfico II.2 se ha representado esta evolución para el periodo 1978-2001.
41
¿Cómo se distribuye la estructura
de la producción de electricidad
por comunidades autónomas?
L
a estructura de la producción eléctrica varía de año en
año, entre otros factores, por la aleatoriedad de la producción generada por las instalaciones renovables.
Asimismo, la distribución de la producción eléctrica está muy desigualmente distribuida entre las comunidades autónomas, acorde con la capacidad del parque eléctrico existente en cada una de ellas. Así, se
tiene que en el año 1999, Cataluña con un 18%, Castilla y León con un 17,2%, Galicia con un 11,9% y Extremadura con un 11,8% son las comunidades autónomas con una mayor participación en la producción
española de electricidad.
La distribución porcentual de la producción eléctrica en 1999 está recogida en la Tabla II.8 adjunta.
42
¿Qué paralelismo existe entre
producción y consumo
de electricidad?
D
ada la imposibilidad de almacenar electricidad en grandes cantidades, la producción de energía eléctrica debe
ajustarse instantáneamente al consumo. El consumo
eléctrico posee dos particularidades: es creciente en
el tiempo y presenta grandes oscilaciones horarias, diarias y estacionales.
44
Tabla II.8
Distribución de la producción eléctrica media por
comunidades autónomas (MW). Año 1999 (*)
Hidráulica (%)
Andalucía
Aragón
Baleares
Canarias
Cantabria
Castilla-La Mancha
Castilla y León
Cataluña
Ceuta
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid
Melilla
Navarra
País Vasco
Principado de Asturias
Región de Murcia
Comunidad Valenciana
TOTAL
Térmicas (%)(**)
Total (%)
3,6
9,8
0,0
0,4
1,4
2,3
27,3
12,0
0,0
9,9
21,0
0,4
0,7
0,0
2,3
0,9
4,4
0,3
3,4
9,7
5,2
2,5
3,7
0,3
7,5
12,6
20,0
0,1
9,1
10,2
0,0
0,5
0,1
0,2
1,5
8,7
0,6
7,6
8,5
6,0
2,0
3,1
0,5
6,5
15,4
18,4
0,1
9,2
12,3
0,1
0,6
0,1
0,6
1,4
7,8
0,5
6,8
100,0
100,0
100,0
Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología.
(*) No incluye las instalaciones de energías renovables.
(**) Incluye las centrales nucleares.
La producción de electricidad debe estar siempre en condiciones de atender en todo momento a la
demanda. Por ello, el parque eléctrico en servicio debe
estar dimensionado adecuadamente de forma que la
suma de la potencia instalada de las centrales existentes
sea suficiente para cubrir, con una seguridad razonable, la máxima demanda que pueda registrarse a lo largo del día, aun cuando en los momentos de menor
demanda no sea necesaria la utilización de buena parte de las instalaciones existentes. Este es el aspecto fundamental que diferencia a la energía eléctrica del resto de energías finales.
¿Cuál es la relación
entre actividad económica
y demanda de electricidad?
A
l igual que ocurre con la relación entre el nivel de actividad económica de un país y su consumo de energía global, el consumo eléctrico está muy relacionado
43
con el incremento del PIB. Aun cuando algunas medidas de eficiencia energética y de ahorro de energía han
contribuido a disminuir la intensidad de esta relación
entre crecimiento económico y aumento de la demanda de electricidad, este último indicador se sigue utilizando como reflejo de la evolución de la coyuntura
económica. Y es que, en efecto, se sabe que los periodos de elevado crecimiento económico van ligados a
periodos de fuertes aumentos del consumo energético, y en particular con la demanda de electricidad. En
contrapartida, los periodos de estancamiento o recesión económica se ven acompañados de aumentos
moderados del consumo eléctrico.
Así, en el periodo que va de 1960 a 1973, que
se caracterizó en España por aumentos considerables
del Producto Interior Bruto, el consumo español de
energía eléctrica creció a una tasa media anual acumulativa del 11,7%. Por el contrario, en el periodo que
va de 1974 a 1985 que se vio afectado por las consecuencias energético-económicas de las sucesivas crisis del petróleo, el incremento medio anual del consumo fue de un 4,2%. En los años 1992 y 1993, que
fueron escenario de una profunda recesión económica, los aumentos del consumo eléctrico fueron de un
1,2% y de un 0,1%, respectivamente. Por el contrario
en los últimos años de la década de los noventa, el
incremento del consumo se situó entre un 5% y un
7%, reflejo del crecimiento económico.
En el Gráfico II.3 adjunto puede verse la evolución en España del PIB y del consumo eléctrico para
el periodo 1994-2001.
Además, es preciso tener en cuenta que la consecución de mayores niveles de confort y calidad de
vida en los sectores residencial y comercial suele exigir una mayor electrificación en las actividades
domésticas y comerciales. Y que la mayor parte de los
subsectores industriales de punta que caracterizan cada
vez más el tejido industrial de los países desarrollados, suponen la aplicación de nuevas tecnologías que,
en general, son mayores consumidoras de electricidad.
Asimismo, un amplio conjunto de medidas de
eficiencia energética y protección del medio ambiente, que están siendo impulsadas a nivel internacional
en los últimos tiempos, supone la sustitución del consumo de combustibles fósiles por energía eléctrica en
numerosos procesos industriales.
Por todo ello, puede afirmarse que, si el objetivo de conseguir un mayor ahorro energético va a ten-
Gráfico II.3
Evolución del PIB y del consumo eléctrico
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
der a reducir la relación entre actividad económica y
consumo de energía en general, la relación entre crecimiento económico y consumo de electricidad se verá
mucho menos afectada, ya que va a compensarse con
una mayor electrificación de los procesos industriales
y de las actividades domésticas como condición para
la obtención de mayores niveles de calidad de vida,
eficiencia energética y protección del entorno natural.
En consecuencia, el consumo eléctrico –y, muy en especial, el consumo eléctrico por habitante–, seguirá siendo un indicador fiable del nivel de desarrollo y calidad de vida de un país.
¿Cuánta energía eléctrica
se consume en España?
44
E
l consumo neto español de energía eléctrica ascendió
a 208.580 millones de kWh en el año 2001. En este
consumo está incluido, aparte de la demanda cubierta con la producción de las centrales eléctricas de las
empresas asociadas en UNESA, la energía acogida al
Régimen Especial y vendida al sistema eléctrico, así
como una estimación del autoconsumo de estos productores. Los consumos en baja tensión representaron
el 48,6% de la demanda eléctrica total.
45
45
¿Cómo ha evolucionado
el consumo de electricidad
en España?
L
a evolución es paralela a la de la producción eléctrica
balanceada con el saldo de los intercambios de electricidad en cada año. Desde principios del presente siglo
y hasta bien entrada la década de los treinta, la demanda española de electricidad creció a un ritmo apreciable, superior incluso al de otras fuentes de energía, aunque claramente inferior a las tasas de crecimiento de
la demanda de electricidad que registraban los países
más desarrollados de Europa. La mayor parte del aumento de la demanda se concentró en las zonas más industrializadas del país (Cataluña, País Vasco, Valencia, etc.)
y se aceleró apreciablemente con motivo de los suministros industriales que España efectúo entre 1914 y 1918
a los países implicados en la Primera Guerra Mundial.
La guerra de 1936 interrumpió esta dinámica evolución de la demanda de electricidad. Se estima que
el consumo de electricidad cayó en un 25% entre 1935
y 1937; y que en 1939 se situaba aún por debajo del
año previo al inicio del conflicto.
En los años siguientes, la demanda de electricidad volvió a conocer una fase de fuerte expansión, debida entre otros factores a la imposibilidad de importar
recursos energéticos primarios y al impulso dado tras
la guerra al desarrollo de industrias muy consumidoras de energía. Las dificultades para incrementar el parque de instalaciones de generación por el bloqueo internacional, la debilidad de la economía española y la inexistencia de una red general peninsular totalmente
interconectada hicieron imposible desarrollar la capacidad de producción al ritmo que exigía la demanda,
por lo que el periodo 1944-1954 fue escenario de notables restricciones en el suministro eléctrico.
La coordinación de la explotación del sistema
eléctrico promovida por las empresas del sector a través de UNESA, el desarrollo de las interconexiones de
las redes regionales –permitiendo así importantes intercambios de energía entre las distintas zonas de la península y una explotación más eficiente del sistema en su
conjunto– y el fin a las limitaciones a la importación
de equipos hicieron posible la disminución de las restricciones al consumo eléctrico, que no volvieron a producirse desde mediados de los años 50 más que de
manera muy puntual.
46
Tabla II.9
Evolución del consumo neto de electricidad
en España
Años
Millones de kWh
%
Años
Millones de kWh
%
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
14.625
16.316
18.276
20.088
22.479
25.131
28.595
32.049
36.204
41.028
45.300
48.611
54.756
61.668
66.842
69.271
74.928
78.065
82.359
87.965
92.006
8,4
11,6
12,0
9,9
11,9
11,8
14,2
11,7
13,0
13,3
10,4
7,3
12,6
12,6
8,4
3,6
8,2
4,2
5,5
6,8
4,6
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
93.196
93.558
97.979
102.623
105.579
107.953
112.022
116.988
125.401
129.161
138.046
139.751
139.871
145.033
150.289
154.928
162.338
173.906
185.611
196.421
208.580
214.510
1,3
0,4
4,7
4,7
2,9
2,2
3,8
4,4
7,2
3,0
6,9
1,2
0,1
3,7
3,6
3,1
4,8
7,1
6,7
5,8
5,8
2,7
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
Gráfico II.4
Evolución del consumo neto de energía eléctrica.
Total España
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
¿Cómo ha evolucionado
el consumo eléctrico por niveles
de tensión en España?
La fase de fuerte crecimiento que experimentó
la economía española desde comienzos de los años
sesenta hasta la entrada de la década de los setenta
impulsó un espectacular aumento del consumo de electricidad, que creció a una tasa media anual acumulativa del 11,7% entre 1960 y 1973.
Sin embargo la etapa de recesión económica
desencadenada, fundamentalmente, por las crisis del
petróleo de 1973 y 1979-1980 dieron lugar a crecimientos de la demanda mucho más moderados.
En la década de los noventa, con excepción de
los años 1992 y 1993, se produjeron incrementos importantes del consumo eléctrico (del orden del 1%), como
consecuencia del crecimiento económico habido en
nuestro país. En la Tabla II.9. y en el Gráfico II.4 se
refleja esta evolución del consumo eléctrico.
46
L
a facturación de electricidad realizada por las empresas asociadas en UNESA muestra que la evolución
estructural del consumo eléctrico por niveles de tensión se mantiene muy parecida a lo largo de la última década, tal y como queda reflejado en la Tabla II.10
adjunta.
¿Cuántos consumidores de
energía eléctrica hay en España?
47
S
i se entiende por consumidor a toda persona que utiliza la energía eléctrica, puede afirmarse que prácti-
Tabla II.10
Evolución de la estructura del consumo eléctrico por niveles de tensión. Régimen Ordinario (%)
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Baja tensión < 1 kV
48,3
47,5
46,6
47,4
46,7
47,1
48,8
47,8
47,8
48,4
Alta tensión:
> 1 y < 36 kV
> 36 y < 72,5 kV
> 72,5 y < 145 kV
> 145 kV
Tarifa G.4 (grand. consum.)
51,7
28,9
8,3
5,2
3,5
5,8
52,5
29,7
8,2
5,4
4,0
5,2
53,4
30,2
7,9
5,7
4,2
5,4
52,6
30,1
7,6
5,3
4,3
5,3
53,3
30,2
7,5
5,4
5,1
5,1
52,9
30,2
7,3
5,6
4,9
4,9
51,2
29,6
6,8
5,3
5,0
4,5
52,2
30,4
6,7
5,5
5,3
4,3
52,2
30,5
6,3
4,3
6,8
4,3
51,6
30,7
6,2
4,3
6,2
4,2
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
TOTAL
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
Tabla II.11
Evolución del número de clientes por niveles de tensión. Régimen Ordinario
Baja tensión < 1 kV
Alta tensión:
> 1 y < 36 kV
> 36 y < 72,5 kV
> 72,5 y < 145 kV
> 145 kV
Tarifa G.4 (grand. cons.)
TOTAL
1994
1995
1996
1997
19.910.871
20.170.806
20.540.082
20.981.868
53.224
52.195
887
108
29
5
54.976
53.945
891
105
30
5
57.841
56.780
915
110
31
5
61.529
60.438
942
112
32
5
19.964.095
20.225.782
20.597.923
21.043.397
1998
1999
21.327.648 21.767.163
65.036
63.935
956
108
32
5
68.283
67.086
1.015
133
44
5
21.392.684 21.835.446
2000
2001
22.446.662 22.847.683
72.612
71.313
1.082
154
58
5
2002
23.739.176
77.775
76.357
1.167
162
84
5
82.254
80.795
1.187
173
94
5
22.519.274 22.925.458
23.821.431
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
47
camente todos los ciudadanos españoles son consumidores de electricidad.
No obstante, si se designa como consumidor al
titular de un contrato de suministro eléctrico, en el mercado de UNESA su número ascendía, al finalizar el año
2000, a unos 22,6 millones de clientes. De ellos, alrededor del 94% del número total de consumidores
corresponden a contratos establecidos a través de la
llamada tarifa 2.0, que engloba fundamentalmente a
los clientes del sector doméstico. No obstante, estos
clientes consumen solamente del orden del 30% de la
demanda total de electricidad.
Tal y como puede observarse también en la
Tabla II.11. adjunta, durante el periodo 1994-2002, el
número total de clientes en baja tensión ha crecido un
1,9% medio anual; el de clientes en alta tensión, un
4,5% medio anual acumulativo, y el número total de
clientes, un 2,0% medio anual.
48
sión y el 20,2% restante, a la alta tensión. En 2002, la
potencia contratada en baja tensión creció un 2,9% con
respecto a la del año 2001. Por su parte, la contratada en alta tensión registró un crecimiento anual del
14,7%. Este incremento tan elevado se debe a nuevas
formas de contratación en el mercado liberalizado.
¿Cuál es el consumo
de electricidad por
habitante en España
y en la Unión Europea?
E
n el año 2000, el consumo español de electricidad por
habitante se cifró en 5.113 kWh. Dicho consumo es
aproximadamente el mismo que en Italia e Irlanda,
superando sólo a Portugal y Grecia entre los quince
países que integran la Unión Europea. Esta cifra, supone alrededor del 80% del consumo medio per cápita
de electricidad de la UE. (Ver Tabla II.13)
¿Cuál es la potencia
contratada por los
consumidores españoles
de electricidad?
C
omo indica la Tabla II.12, la potencia contratada por
los consumidores suministrados por las empresas asociadas en UNESA alcanzó la cifra de 138.428 MW en
2002 y registró un crecimiento anual del 5,1%. El 79,8%
de esta potencia contratada corresponde a la baja ten-
¿Cuál es la distribución
del consumo de electricidad
por actividades económicas?
E
n el año 2000, el 38% del consumo de energía eléctrica, medido a través de la facturación que realizan
las empresas eléctricas de UNESA, correspondió al sec-
Tabla II.12
Evolución de la potencia contratada por niveles de tensión. Régimen Ordinario (MW)
1994
2000
2001
2002
Baja tensión < 1 kV
86.963
89.222
91.635
94.216
96.750
99.895
103.817
107.272
110.429
Alta tensión:
> 1 y < 36 kV
> 36 y < 72,5 kV
> 72,5 y < 145 kV
> 145 kV
Tarifa G.4 (grand. cons.)
19.190
14.110
2.362
1.247
663
808
19.876
14.444
2.473
1.357
729
873
20.547
15.043
2.510
1.317
813
864
20.991
15.262
2.548
1.350
951
880
21.476
15.735
2.552
1.335
963
891
22.772
16.295
2.718
1.550
1.298
911
23.772
17.160
2.719
1.521
1.435
937
24.417
18.059
2.398
1.270
1.703
987
27.999
20.739
2.926
1.363
1.986
985
106.153
109.098
112.182
115.207
118.226
122.667
127.589
131.689
138.428
TOTAL
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.
48
1995
1996
49
1997
1998
1999
50
Tabla II.13
Tabla II.14
Consumo de electricidad per cápita
en la Unión Europea. Año 2000
Estructura del consumo eléctrico
por comunidades autónomas en el sistema
UNESA. Año 2001
Disponible para
mercado (GWh)
Población 2000
(miles)
Demanda per cápita
(kWh/pc)
146.526
79.071
5.823
82.859
442.921
56.890
104.980
34.873
516.683
370.312
21.634
297.653
201.803
48.870
35.444
8.875
5.180
434
10.264
59.412
8.110
15.864
5.330
82.300
59.715
3.790
57.690
39.466
10.558
10.022
16.510
15.265
13.417
8.073
7.455
7.015
6.617
6.543
6.278
6.201
5.708
5.160
5.113
4.629
3.537
2.446.342
377.010
6.489
Comunidad Autónoma
Suecia
Finlandia
Luxemburgo
Bélgica
Francia
Austria
Holanda
Dinamarca
Alemania
Reino Unido
Irlanda
Italia
España
Grecia
Portugal
TOTAL
Fuente: Unión Europea.
tor industrial y de la construcción. El sector doméstico representó el 25% de dicho consumo y el sector
terciario (comercio, servicios, etc.) el 29%, correspondiendo el 8% restante al sector primario: agricultura,
energía y otros. (Véase Gráfico II.5)
De entre los distintos subsectores industriales, el
consumo mayor corresponde a siderurgia y fundición,
seguido del sector químico y de la metalurgia no férrea.
51
Cataluña
Andalucía
Madrid
Comunidad Valenciana
País Vasco
Galicia
Castilla y León
Principado de Asturias
Castilla-La Mancha
Aragón
%
Comunidad Autónoma
18,4
13,5
11,4
9,8
8,0
7,6
5,2
4,5
4,4
3,4
Canarias
Región de Murcia
Baleares
Cantabria
Navarra
Extremadura
La Rioja
Ceuta y Melilla
TOTAL
%
3,1
2,7
2,1
1,9
1,8
1,5
0,6
0,1
100,0
Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
lucía y Madrid, cuyas cuotas se cifran en un 13,5% y
un 11,4%, respectivamente. Entre el 5 y el 10% se sitúan la Comunidad Valenciana, el País Vasco, Galicia
y Castilla y León. Las cuotas del resto de Comunidades son todas inferiores al 5% del total consumido.
Según los datos de facturación de energía eléctrica relativos al periodo 1984-1994, Canarias es la Comunidad Autónoma en la que más ha crecido el consumo
de electricidad en el periodo citado, con un 8,7% medio
Gráfico II.5
Estructura del consumo eléctrico
por sectores económicos en 2000
¿Cómo se distribuye el consumo
eléctrico por comunidades
autónomas?
E
l consumo de electricidad correspondiente a la energía distribuida por las empresas asociadas en UNESA
representó aproximadamente, en el año 2000, el 96%
del consumo total de España. La estructura de este
consumo por comunidades autónomas en el año 2000
puede verse en la Tabla II.14 y en el Gráfico II.6
adjuntos.
Estos datos ponen de manifiesto que el mayor
consumo de electricidad se registra en la Comunidad
Autónoma de Cataluña, con un 18,4% del total y es
seguida en importancia por las Comunidades de Anda-
Fuente: UNESA.
49
Gráfico II.6
Estructura del consumo por comunidades
autónomas. Total UNESA (%) Año 2000
Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
anual acumulativo. A continuación, se sitúan Extremadura con un 6,3% medio anual, Baleares con un 5,7%,
Ceuta y Melilla, con un 5,4%, y Madrid, con un 4,8%.
Las variaciones menos positivas han tenido lugar
en el País Vasco y Cantabria, donde la demanda ha
crecido solamente a razón de un 0,4% y un 0,9% medio
anual, respectivamente.
52
¿Continuará creciendo
el consumo de energía
eléctrica en España
en los próximos años?
P
uede afirmarse que la consecución de un nivel adecuado de actividad económica, una mejor calidad de
vida, y un mayor control en la preservación del medio
ambiente exigen un aumento del uso de la energía eléctrica frente a otras energías finales. La comodidad y limpieza en su uso, por un lado, y la automatización y
robotización de muchos procesos industriales, por otro,
así lo explican, lo que conlleva a un incremento significativo en la intensidad del consumo eléctrico.
50
El reto para las empresas eléctricas es facilitar
este progreso social y económico de manera compatible con la preservación del medio y la utilización eficiente de la electricidad, y en adecuadas condiciones
de calidad, seguridad y coste.
En los últimos años, el consumo de electricidad
ha crecido en España a un ritmo superior al de la mayor
parte de los países de su entorno económico. Así, en
el periodo 1990-2001, la demanda de energía eléctrica aumentó un 1,93% de tasa anual media en la UE,
mientras que en España este incremento se situó en
el 4,45%.
La demanda de electricidad depende de factores tales como el crecimiento económico, los precios,
la evolución tecnológica y los condicionantes medioambientales. Por ello, las razones fundamentales que
justifican este hecho diferencial son el menor consumo de electricidad per cápita que tenemos en España frente a la media de la UE (aproximadamente el
80%), así como las tasas de incremento del PIB habidas en España en los últimos años, que fueron entre
1 y 2 puntos por encima de la media de la UE.
De cara al futuro próximo es previsible que esta
tendencia se mantenga. Así las proyecciones de la UE
(Economic Foundations for Energy Policy. December
1999) suponen un crecimiento medio del mercado de
la electricidad del 1,7% para el periodo 2000-2020, siendo las previsiones españolas algo superiores a esta cifra.
Así, en la planificación establecida por el Gobierno en
octubre de 2002, se contempla un incremento del consumo de electricidad para España en el periodo 20022011 del 3,2% de tasa anual acumulativa.
¿Se hallan interconectados todos
los centros de producción
y consumo de energía eléctrica
en España?
E
n la Península, los centros de producción y de consumo se hallan conectados entre sí a través de la red
eléctrica. Existen asimismo redes conectadas en cada
una de las islas de las Comunidades Autónomas de
Baleares y Canarias, y algunas de estas islas están interconectadas eléctricamente por cables submarinos.
53
Esto permite llevar a cabo en el sector eléctrico una gestión coordinada, gestión de la que son responsables a nivel nacional los Operadores del Mercado y del Sistema, haciendo que en cada momento generen electricidad las centrales que permiten asegurar una
cobertura de la demanda al menor coste posible. Se
transporta energía eléctrica desde las áreas que presentan en un momento dado un exceso de producción a las áreas que en ese momento registran un déficit de demanda.
54
¿Qué es la red eléctrica?
E
s el conjunto de líneas y centros de interconexión eléctrica que mantienen conectados entre sí a los centros
de producción y de consumo de electricidad de nuestro sistema eléctrico.
Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de
comunicaciones, protecciones, control, servicios
auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos
auxiliares, eléctricos o no, para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de
transporte.
Al finalizar el año 1998, la longitud total de las
líneas de transporte y distribución de energía eléctrica existentes en España era de 688.626 Km., de los que
121.935 Km. eran líneas subterráneas, y 566.691 Km
correspondían a líneas aéreas. Asimismo el número de
transformadores era de 281.808, con una capacidad de
218.371.896 KVA. En la Tabla II.15 adjunta se recogen
estas instalaciones de la red eléctrica española para el
año 1998, clasificada por niveles de tensión.
La red eléctrica es fundamental para la seguridad y calidad en el servicio eléctrico. Además, facilita la gestión de los excedentes de generación regionales y la elección del emplazamiento de centrales.
Sin embargo, la red no puede transportar electricidad sin límite a todas partes. Por ello, la generación debe estar, en lo posible, distribuida de acuerdo
con la ubicación de la demanda, para no favorecer la
aparición de problemas en la gestión de la red.
La red de transporte de alta tensión es propiedad de Red Eléctrica de España (REE). Fue creada en
enero de 1985 y en el mismo acto de su constitución
se estableció que fuera propietaria de las líneas a alta
tensión y de los principales centros de interconexión
necesarios para conseguir una gestión optimizada del
sistema eléctrico nacional.
Red Eléctrica de España es, asimismo, el operador del sistema en el actual marco regulador.
Tabla II.15
Instalaciones de la red eléctrica de transporte y distribución en España por niveles de tensión.
Año 1998
Longitud de las líneas eléctricas
Tensiones nominales
Límites de los intervalos
en KV
Menos de 1 KV
Desde 1 a 4,5 KV
Más de 4,8 a 8 KV
Más de 8 a 12,5 KV
Más de 12,5 a 17,5 KV
Más de 17,5 a 25 KV
Más de 25 a 37,5 KV
Más de 37,5 a 55,5 KV
Más de 55,5 a 99 KV
Más de 99 a 176 KV
Más de 176 a 300 KV
Más de 300
TOTAL
Transformadores reductores
Tensión
normalizada en el
intervalo en KV
Aéreas
en Km.
Subterráneas
en Km.
Número
0
3
6
10
15
20
30
45
66
132
220
380
279.748
235
3.056
15.157
74.060
110.194
5.277
14.647
13.789
20.022
15.875
14.631
72.662
2
632
6.291
13.662
27.481
375
454
151
152
58
15
0
166
3.815
22.572
87.275
161.644
2.469
1.263
1.018
1.083
481
122
0
41.078
1.830.884
6.555.861
23.455.691
34.624.896
3.683.536
11.612.182
14.760.238
38.009.883
43.345.672
40.451.975
566.691
121.935
281.808
218.371.896
Capacidad Total
en KVA
Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología. 1998.
51
Existe un centro de Control a nivel nacional para la generación del
transporte eléctrico.
55
¿Cómo ha evolucionado
la red de transporte
de alta tensión
en España?
D
esde que en 1901 tuvo lugar en Zaragoza el primer
transporte de energía eléctrica a distancia de España
y segundo del mundo, la red eléctrica española no ha
dejado de crecer, tanto en longitud como en tensión.
A ello contribuyó UNESA desde su creación en 1944,
ya que uno de los primeros objetivos que le fue marcado fue fortalecer y desarrollar las interconexiones
entre las distintas zonas de la península para permitir
la gestión coordinada del sistema eléctrico español.
En 1965, la red española de transporte y distribución de energía eléctrica a alta tensión sumaba ya
19.862 kilómetros de longitud a tensiones superiores
a los 100 kV. Esa longitud siguió incrementándose hasta alcanzar los 32.122 kilómetros en 1975 y los 43.645
52
Para el mantenimiento de las grandes redes de transporte se
utilizan helicópteros que mejoran la eficacia.
kilómetros en 1985, contando a finales de 2001 con
una longitud total de 51.946 kilómetros.
La red de transporte y distribución a alta tensión tenía, en el año 2001, una longitud de 51.946 kilómetros, de los cuales 15.200 kilómetros corresponden
a líneas de 400 kV, 16.179 kilómetros a líneas de 220
kV y 26.324 kilómetros a líneas entre 100 y 132 kV.
(Ver Tabla II.16 y Gráfico II.7)
Las redes de transporte y distribución necesitan
para cumplir sus funciones la realización de importantes
inversiones en infraestructura, así como tener un mantenimiento adecuado.
La red de transporte presenta actualmente problemas de saturación en periodo de alta demanda,
habiéndose visto retrasado su desarrollo en muchos
casos, por el alargamiento de las autorizaciones administrativas. Este retraso con respecto a la capacidad de
generación producido principalmente durante la década de los noventa, puede observarse en el Gráfico II.8
adjunto.
Tabla II.16
Evolución de la red eléctrica de transporte
y distribución de alta tensión en España (Km)
Años
400 kV
220 kV
110-132 kV
Total
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
—
—
255
3.171
5.061
8.517
10.786
12.868
13.223
13.611
13.737
13.970
14.083
14.244
14.538
14.538
14.918
15.200
1.109
4.406
7.856
10.512
13.115
14.124
14.625
14.991
15.227
15.316
15.460
15.504
15.525
15.702
15.801
15.900
16.003
16.179
9.243
10.479
11.751
13.692
15.074
17.323
18.234
18.729
19.026
19.267
19.584
19.658
19.798
19.860
19.988
20.134
20.324
20.539
10.352
14.885
19.862
27.375
33.250
39.964
43.645
46.588
47.477
48.193
48.780
49.132
49.407
49.832
50.353
50.600
51.273
51.946
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Las redes de transporte eléctrico deben salvar en ocasiones grandes
obstáculos orográficos.
Gráfico II.7
Gráfico II.8
Evolución de la longitud de las líneas
de transporte y distribución (Total España)
Evolución de la red de transporte peninsular
y la potencia instalada
Fuente: REE.
Fuente: REE.
53
Tabla II.17
Evolución del sistema de transporte y transformación
1997
1998
1999
2000
2001
Circuito 400 kV
(Km)
Red Eléctrica
Otras Empresas
Total
13.984
260
14.244
14.278
260
14.538
14.278
260
14.538
14.658
260
14.918
14.856
344
15.200
Circuito 220 Kv
(Km)
Red Eléctrica
Otras Empresas
Total
4.276
11.425
15.702
4.280
11.521
15.801
4.280
11.620
15.900
4.280
11.723
16.003
4.327
11.853
16.179
Capacidad de transformación
400/AT (MVA)
Red Eléctrica
Otras Empresas
Total
16.988
25.699
42.687
16.988
25.699
42.687
17.913
26.149
44.062
19.613
26.149
45.762
19.613
27.499
47.112
Fuente: REE.
Asimismo, en la Tabla II.17 se ha recogido la
evolución del sistema de transporte y transformación
en los últimos cinco años (1997-2001), diferenciando
la propiedad de los elementos de este sistema.
56
¿Realiza España intercambios
de electricidad con otros países?
L
a red española peninsular de transporte de electricidad se encuentra directamente interconectada con las
de Francia, Portugal, Andorra y Marruecos (a través del
estrecho de Gibraltar), de forma que España viene realizando ya intercambios internacionales de energía eléctrica con los dos primeros países desde mediados de
los años 40.
Tradicionalmente, estos intercambios han estado orientados a incrementar el nivel de seguridad en
el abastecimiento de electricidad y a obtener un mejor
Ejemplo de subestación de transformación.
54
aprovechamiento de los recursos energéticos existentes. Permiten que los países interconectados se apoyen coyunturalmente en caso de problemas de suministro, a causa, por ejemplo, de averías que reduzcan
la disponibilidad de determinadas centrales en un
momento dado. Por otra parte, las diferencias horarias o estacionales entre dichos países en cuanto a la
disponibilidad de los recursos hidráulicos, las variaciones de la demanda y las diferencias en el coste de
producción del kWh según los diferentes tipos de centrales utilizadas, justifican también estos intercambios
de energía, que posibilitan así una mejora de la gestión de los respectivos sistemas eléctricos.
Actualmente, las interconexiones internacionales representan un elemento importante para aumentar la seguridad del suministro eléctrico, principalmente
en condiciones normales. Además, mejoran la estabilidad de la red y el mantenimiento de la frecuencia y
de la tensión. También son un elemento esencial para
los intercambios de energía que permitan una mayor
competencia en los sistemas interconectados.
En cuanto a situaciones en periodos críticos, las
interconexiones hacen un papel más importante en el
área de regulación que en el de aportación de energía, ya que los periodos críticos suelen coincidir en
los sistemas unidos.
El carácter peninsular del sistema eléctrico español acentúa la importancia de reforzar las interconexiones internacionales, que con carácter general han
recomendado los órganos rectores de la UE a todos
los países europeos.
La capacidad de las interconexiones de España
con los países vecinos en el año 2002 queda recogida
en el Gráfico II.9 adjunto.
Gráfico II.9
Gráfico II.10
Capacidad de las conexiones internacionales
Evolución de los intercambios internacionales
(1980-2001)
Fuente: Endesa. 2002.
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Tabla II.18
Evolución de los intercambios internacionales
de España (GWh)
Año
Exportación
Importación
Saldo
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
3.688
4.115
4.779
4.185
2.990
5.001
4.151
4.703
4.804
4.578
3.627
3.762
3.710
3.338
3.250
3.146
5.690
7.669
5.561
6.232
7.824
6.744
2.306
2.667
1.754
4.084
5.304
3.927
2.895
3.170
3.482
2.759
3.208
3.085
4.351
4.605
5.105
7.633
6.750
4.596
8.963
11.950
12.265
10.202
–1.381
–1.447
–3.025
–101
2.314
–1.074
–1.256
–1.532
–1.321
–1.819
–419
–676
641
1.267
1.855
4.486
1.059
–3.072
3.401
5.718
4.441
3.458
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
En el año 2001, los intercambios de electricidad
realizados con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos
tuvieron un saldo importador de 3.458 GWh. La evolución en estos intercambios para el periodo 1980-2001
viene recogida en la Tabla II.18 y Gráfico II.10.
¿Cuál es la garantía de suministro
del sector eléctrico español?
57
E
s inherente al desarrollo económico y a la consecución de un mayor bienestar el que la electricidad vaya
ganando terreno a otras energías finales. La comodidad y limpieza en su uso conlleva un incremento significativo en la intensidad del consumo eléctrico de
todos los países.
En el periodo 1996-2001 la demanda de electricidad en España se ha incrementado en más de un 30%,
muy por encima de las previsiones realizadas. Este crecimiento es debido, por un lado al comportamiento positivo de nuestra economía. Pero además existen otros
factores como son, entre otros, el descenso en términos nominales, y por tanto aún mayor en los reales,
en los precios medios de la electricidad, mientras que
han aumentado los precios de otras energías finales.
55
Además, un hecho preocupante cara a la seguridad en el suministro, es el que la demanda de potencia en las horas punta ha crecido aún más rápidamente
que la demanda de energía (un 44% frente al 30% indicado en el último quinquenio). La evolución de esta
variable es fundamental a la hora de determinar la capacidad de las instalaciones eléctricas necesarias, tanto en
generación como en la red de transporte y distribución.
Mientras que la demanda de potencia iba creciendo, no lo hacía en la misma proporción la oferta,
de forma que el margen de cobertura ha disminuido
durante los años de este periodo, seguramente hasta
límites que pueden considerarse críticos.
Por consiguiente, tras una etapa de sobrecapacidad en los primeros años de la década de los noventa, el sistema eléctrico español ha pasado a una situación de mínimos márgenes de seguridad, por lo que
es necesario acometer un nuevo ciclo inversor. España necesita, por tanto, incrementar sus infraestructuras eléctricas para atender unas necesidades de demanda crecientes, de acuerdo con las previsiones de planificación aprobadas por el Ministerio de Economía en
octubre de 2002.
En resumen, el margen de reserva ha disminuido
de manera continuada en los últimos años, pasando
del 1,30 en 1995 al 1,05 en 2001, por lo que se ha incrementado el riesgo de suministro en las horas punta,
si éstas coinciden con indisponibilidades de los equiGráfico II.11
Evolución del margen de reservas
pos superiores a los normales, o bien por razones de
hidraulicidad, climáticas u otros factores. Esto puede
verse en el Gráfico II.11 adjunto, en el que también
se percibe una mejora en la evolución de este índice
para los próximos años.
De acuerdo con las previsiones recogidas en la
Planificación de los sistemas eléctrico y gas del Ministerio de Economía, octubre 2002, las bases del desarrollo eléctrico en España durante la presente década
pasan por el fomento de las energías renovables, fundamentalmente la energía eólica, y la introducción de
gas natural para las plantas de ciclo combinado.
Asimismo, se han de acometer inversiones en
las redes de transporte y de distribución, que permitan la evacuación de la energía generada en las nuevas centrales y que mantengan el nivel de seguridad
y calidad en el sistema. Hay que tener en cuenta que
la red eléctrica es el soporte físico del mercado (pone
en contacto oferta y demanda), siendo fundamental para
la seguridad y calidad en el suministro.
Las actividades de transporte y distribución se consideran un monopolio natural, por cuanto desde el punto de vista económico no es eficiente la existencia de
redes paralelas alternativas para la distribución de electricidad. Por este motivo, aún en los sistemas liberalizados, es necesario fijar unos criterios estables de remuneración de estas actividades que incentiven a los diversos agentes involucrados en la misma a desarrollar su
actividad al mínimo coste, con las mínimas pérdidas de
energía y con la máxima calidad de suministro.
Hay que tener en cuenta que no es sencillo que
los agentes inversores (sean estos públicos o privados)
se animen a invertir en el sector eléctrico (no sólo en
España, sino en cualquier país del mundo) toda vez
que los periodos de maduración de estas inversiones
son muy largos y los cambios en los marcos regulatorios suelen ser más frecuentes de lo aconsejado.
¿Cómo es la calidad
de servicio en el sector
eléctrico español?
L
Fuente: REE y Endesa.
56
a calidad del servicio es un factor muy importante del
funcionamiento del sector eléctrico. Por ello, las empresas eléctricas han dedicado siempre importantes recursos y esfuerzos para alcanzar un buen grado de satisfacción de los consumidores eléctricos a este respecto.
58
Las empresas distribuidoras de electricidad deben
adoptar las soluciones necesarias para garantizar el
suministro con los niveles de calidad fijados por la normativa existente. Para ello deben realizar las inversiones necesarias, así como el correcto mantenimiento de
las instalaciones.
Pero estas inversiones deben, por otra parte, estar
compensadas por una retribución adecuada, y por ello
la Administración Central, responsable del establecimiento de la tarifa integrada, y las Administraciones
Autonómicas, responsables de velar por el cumplimiento de la normativa, tienen también responsabilidad en este tema.
Asimismo, la Comisión Nacional de Energía, o
ente regulador, debe asesorar adecuadamente para la
fijación del ingreso de cada una de las empresas distribuidoras y supervisar el cumplimiento de los niveles de calidad.
También, los propios clientes pueden jugar un
papel importante en este campo, puesto que hay clientes industriales con procesos de producción que pueden alterar significativamente la calidad de la onda de
energía que reciben otros clientes próximos.
Por todo ello vemos que en el tema de la calidad de servicio están involucrados numerosos agentes del sistema eléctrico. Puede señalarse, por ejemplo, que incluso en el área de generación, algunos productores del Régimen Especial pueden distorsionar la
explotación de la red de forma significativa.
La normativa actual distingue entre:
– Continuidad de suministro, relativa al número y duración de las averías.
– Calidad de producto, relativa a las características de la onda de tensión.
– Calidad de atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de actuaciones de información, asesoramiento, comunicación, etc.
La continuidad de suministro se mide mediante dos parámetros: el TIEPI y el NIEPI, que se definen
respectivamente como el tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión y el
número de interrupciones equivalentes de esta misma
potencia. En el Gráfico II.12 puede observarse la evolución positiva que ha venido experimentando el valor
del TIEPI, a nivel de todo el territorio nacional, para
el periodo 1987-2001. Sólo en los años 1999 y 2001,
en los que algunas comunidades se vieron afectadas
Gráfico II.12
Evolución del TIEPI (Tiempo de Interrupción
Equivalente de la Potencia Instalada) (Horas/año)
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
por fenómenos atmosféricos o incidencias de carácter
extraordinario, se ha roto la tendencia continuada de
mejora del servicio.
En el cálculo del TIEPI se tiene en cuenta las
interrupciones del suministro de más de tres minutos
de duración en la red de media tensión, e incluye tanto las interrupciones causadas por trabajos planificados, a las que se califica de «programadas», como por
incidentes en las instalaciones de producción, transporte y distribución a las que se denomina «imprevistas».
Por lo que se refiere a la calidad del producto,
el actual reglamento prevé los valores máximos y mínimos de la tensión de suministro, al tiempo que contempla la necesidad de que los usuarios adopten medidas para evitar que las perturbaciones emitidas por sus
instalaciones afecten a otros usuarios. Asimismo, señala la obligación de los usuarios de establecer medidas
en sus instalaciones que minimicen los riesgos de la
falta de calidad. Este último punto incide muy particularmente en los clientes industriales, con equipos
especialmente sensibles a las perturbaciones.
La evolución tecnológica en los últimos años se
ha caracterizado por una implantación progresiva en
la industria de equipos de mayor potencia unitaria
y fuertemente perturbadores, como los hornos de induc-
57
ción, de resistencia, de infrarrojos y de rectificadores
para la tracción y la electrólisis.
Por este motivo, la Unión Europea ha establecido la Directiva 89/336, que aplica a los aparatos y a
los equipos susceptibles de crear perturbaciones y también a aquellos que puedan verse afectados por estas
perturbaciones.
La conclusión final es que la calidad del suministro, junto con la compatibilidad electromagnética de
los equipos, es una necesidad muy importante en el
mundo desarrollado actual. La acción más consecuente,
dentro del reglamento exigido, es la de establecer el
mejor diálogo entre los agentes implicados, es decir,
entre fabricantes de equipos y aparatos eléctricos, ingenierías, empresas eléctricas y clientes, para hacer frente a esta problemática tan compleja.
59
¿Cuáles son las previsiones
de generación del sistema
eléctrico español?
D
e acuerdo con las previsiones que actualmente maneja el Ministerio de Economía, las bases del desarrollo
eléctrico en España durante la presente década pasan
por el fomento de las energías renovables, fundamentalmente energía eólica, y la introducción masiva
de gas natural para las plantas de ciclo combinado.
La eólica tiene las ventajas medioambientales y
las de ser un recurso autóctono, pero el inconveniente
de su baja disponibilidad para la garantía de suministro, dada su dependencia de la aleatoriedad del viento. Además es cara frente a las otras tecnologías y, por
tanto, necesita para su desarrollo un sistema de incentivos económicos.
Respecto a las centrales de ciclo combinado de
gas (Combined Cycle Gas Turbines, CCGT) son actualmente la tecnología de referencia, ya que combinan
un menor impacto ambiental con una mayor eficiencia energética. Las principales ventajas de esta tecnología pueden verse en el Gráfico II.13 adjunto.
Se están construyendo muchas centrales de
CCGT en todo el mundo, especialmente en los países
desarrollados. Actualmente hay solicitudes de nuevas
instalaciones de CCGT en España por más de 30.000
MW. Es previsible que no todas estas inversiones se
realicen en esta década.
58
Gráfico II.13
Ventajas de ciclos combinados
Fuente: Endesa e Iberdrola.
El Ministerio de Economía prevé, para el año
2010, un consumo de 135.000 millones de termias en
este tipo de centrales, lo que equivale a unos 76.000
GWh. Esta cifra representaría del orden del 28% del
total de la producción eléctrica en ese año. Además
había que añadir el consumo de gas natural que se
necesita en las instalaciones de generación acogidas
al Régimen Especial. (Véase Gráfico II.14)
Gráfico II.14
Evolución de la estructura de generación
Fuente: UNESA.
60
¿ Cómo se planificaba
el sector eléctrico español
anteriormente al nuevo modelo
liberalizador?
L
a energía eléctrica es un elemento básico tanto para
el desarrollo de las actividades económicas de un país,
como para el bienestar de sus habitantes. Por ello, la
electricidad ha tenido siempre un carácter estratégico
en todos los países y ha estado regulada por los gobiernos sucesivos. Esta regulación se instrumentaba, fundamentalmente, a través de políticas de planificación
de los medios de generación y transporte y del establecimiento de la tarifa eléctrica.
Hasta la década de los noventa, el desarrollo del
sector eléctrico a largo plazo se encontraba contenido en los Planes Energéticos Nacionales (PEN’s), que
elaboraban los gobiernos correspondientes, y que establecían las líneas básicas de la política energética española. Estos planes definían los balances eléctricos anuales durante el periodo de vigencia, así como tipo, potencia y localización de las nuevas centrales eléctricas, etc.
Cabe señalar que anteriormente a estos PEN’s
el desarrollo eléctrico se concretaba en los Planes Eléctricos Nacionales, el primero de los cuales fue publicado en el año 1969, y eran aprobados por el entonces Ministerio de Industria y Energía.
Actualmente, con el cambio del marco regulatorio en España, definido a partir del 1 de enero de
1998, se ha producido una modificación profunda en
la definición de la política energética en general, con
la desaparición de la tradicional planificación estatal
de las centrales eléctricas a través de los PEN’s, siendo sustituida por una planificación indicativa, teniendo total libertad de instalación por parte de los generadores, que deben someterse solamente a las autorizaciones administrativas correspondientes.
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 de ordenación del territorio.
¿Qué actividades desarrolla
el sector eléctrico español
en las áreas de normalización
y certificación de materiales
y servicios eléctricos?
61
E
l sector eléctrico ha prestado desde el principio, un
gran interés por las actividades de normalización y certificación de materiales y servicios eléctricos. Pero las
exigencias de una mayor seguridad de las instalaciones eléctricas y una mejor calidad del servicio, así como
el proceso de integración en la Unión Europea, han
justificado un aumento de actividad en este campo
durante los últimos años. Actualmente hay unos
altos niveles de participación de expertos de las empresas eléctricas españolas en los grupos de normalización y certificación constituidos, tanto a nivel nacional como internacional.
En la Asociación Española de Normalización y
Certificación (AENOR) hay representantes del sector
participando en sus órganos de gestión, entre los que
destaca la Comisión Consultiva y de Representación
Electrotécnica-Electrónica, que coordina las posiciones
de AENOR en las actividades de normalización y certificación de la Comisión Electrotécnica Internacional
(CEI) y del Comité Europeo de Normalización Electrotécnico (CENELEC).
En el año 2000, el número de representantes de
las empresas eléctricas en los grupos de normalización
de AENOR alcanzaba las 250 personas, siendo unos
50 los expertos que participaban en grupos y comités
europeos e internacionales de Normalización.
En el campo de la certificación, las empresas
eléctricas han ido haciendo un uso cada vez mayor de
los organismos de certificación de productos y empresas, de los laboratorios de ensayo y de las entidades
de inspección para evaluar a sus proveedores, verificar la calidad de los productos y servicios que adquieren, y demostrar que sus instalaciones se gestionan con
criterios medioambientales, de seguridad y de calidad
reconocidos internacionalmente (normas ISO14000 e
ISO9000).
Asimismo, representantes de las empresas eléctricas continúan participando en la Entidad Nacional
de Acreditación (ENAC), dependiente del Ministerio de
Ciencia y Tecnología, y más concretamente en sus
59
Comisiones Técnicas Asesoras de Certificación, Inspección y Medio Ambiente, así como en el Comité Español de Evaluación de la Conformidad, que representa los intereses nacionales ante la Organización Europea de Ensayos y Certificación (EOTC).
62
Gráfico II.15
Evolución histórica del número de accidentes
totales y eléctricos con baja en el sector
eléctrico (1984-2000)
¿Qué actividades realiza
el sector eléctrico español
en el área de la prevención
de riesgos laborales?
L
as empresas eléctricas siempre han dado gran importancia a la prevención de riesgos laborales, siendo pioneros en España en muchos temas, fundamentalmente, en el correspondiente a riesgo eléctrico.
La prevención de riesgos laborales, al igual que
sucede con otros temas, es llevada por el sector a dos
niveles: a nivel de cada empresa, a través de sus correspondientes departamentos, y a nivel sectorial para todas
aquellas actividades que puedan generar sinergias para
las empresas asociadas en UNESA.
Para el desarrollo de estas actividades de carácter sectorial, las empresas eléctricas de UNESA constituyeron en 1964 una Asociación, AMYS (Asociación
de Medicina y Seguridad en el Trabajo), cuyas funciones
principales eran realizar estudios sectoriales referentes a la investigación de accidentes laborales, analizar
las condiciones preventivas en los puestos de trabajo,
elaboración de prescripciones de seguridad (Carnets),
realización de protocolos en el ámbito de la medicina del trabajo, hacer campañas de divulgación de la
seguridad laboral, estadísticas sectoriales de accidentes, actividades de formación, normalización de materiales y equipos de seguridad, funciones de representación en los foros preventivos a nivel nacional e internacional, etc.
La accidentabilidad laboral registrada en el sector eléctrico fue descendiendo a lo largo del periodo
1975-2000, tal y como se recoge en la Tabla II.19 y
en el Gráfico II.15 adjuntos. Esta accidentabilidad se
mide fundamentalmente por dos indicadores, el Indice de Frecuencia (If) y el de Gravedad (Ig) que se
definen en dicha Tabla. Puede verse la notable disminución de estos índices a lo largo del periodo analizado, siendo ello fruto de los esfuerzos realizados
60
Fuente: UNIPEDE.
Gráfico II.16
Evolución del índice de frecuencia de accidentes
laborales en sectores eléctricos de países
de la UE (1984-1997)
Fuente: UNIPEDE.
¿Tiene el sector eléctrico
español tradición en el área
de la investigación?
Tabla II.19
Evolución de los principales indicadores de la
accidentabilidad laboral en el sector eléctrico
español (1975-2000)
Años
Accidentes
totales
Accidentes
totales
mortales
Accidentes
eléctricos
Accidentes
eléctricos
mortales
Indice de
frecuencia
(1) (If)
Indice de
gravedad
(2) (Ig)
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2.129
2.084
1.961
1.993
1.960
1.712
1.682
1.518
1.616
1.406
1.331
1.265
1.205
1.203
1.181
1.272
1.154
1.130
1.031
979
938
907
871
807
635
611
20
20
15
9
10
17
16
14
6
12
8
9
7
5
8
9
10
2
6
5
5
6
5
2
2
3
197
156
155
124
139
130
124
147
130
74
97
104
90
95
106
91
90
95
67
65
59
60
57
44
37
27
8
12
3
4
6
7
4
3
1
4
3
5
1
2
3
5
7
1
3
3
3
3
3
1
2
2
21,1
20,18
29,17
19,03
19,6
17,63
17,23
16,26
17,62
16,42
14,75
15,4
15,48
15,09
15,07
16,56
15,12
14,61
13,42
14,19
14,21
13,14
12,97
13,73
11,65
10,89
2
2,35
1,73
1,28
1,34
1,68
1,6
1,35
1,09
1,34
1,1
1,52
1,36
0,97
1,22
1,38
1,38
0,63
0,96
0,91
0,99
1,03
1,07
0,68
0,78
0,78
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
(1) If =
N.o accidentes con baja × 1.000.000
N.º horas trabajadas
(2) Ig =
N.o jornadas perdidas × 1.000
N.o horas trabajadas
por las sociedades eléctricas a niveles de empresa y
sectorial.
Asimismo, en el Gráfico II.16 se recoge la evolución de estos mismos índices en el periodo 1984-1997
para los países de nuestro entorno, pudiendo comprobarse la situación, más bien ventajosa de nuestro
país en este área.
En el año 2000, la asociación AMYS, al igual que
sucedió con la Asociación de Investigación Eléctrica
(ASINEL) y la Asociación de Aplicaciones de Electricidad (ADAE), fue disuelta y sus actividades pasaron
a la Asociación Española de la Industria Eléctrica
(UNESA).
63
L
as empresas eléctricas vienen realizando desde sus
comienzos, en 1875, una importante labor en el campo de la investigación y desarrollo tecnológico, tanto
directamente a título individual, como coordinadamente
a través de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA).
Como fruto de esta labor, las empresas españolas
protagonizaron a principios de siglo algunos de los primeros y más importantes avances en el desarrollo eléctrico:
– En 1886, Gerona se convirtió en la segunda
ciudad de Europa totalmente iluminada
mediante electricidad.
– En 1901, se realizó entre el Molino de San Carlos y Zaragoza la segunda experiencia mundial de transporte de electricidad a larga distancia.
– En 1909, España puso en servicio, entre la central de Molinar y Madrid, la línea de mayor
tensión y longitud de Europa.
A lo largo del presente siglo, nuevos acontecimientos eléctricos han sido ejemplo de esta capacidad
de innovación tecnológica:
– En los años 20, se inició ya el aprovechamiento
integral de los recursos hidráulicos de las cuencas españolas con tecnología nacional.
– En los años 40, comenzó la explotación unificada del sistema eléctrico a través de la gestión coordinada de las redes de transporte y
distribución.
– En los años 50, se consolidó en España la utilización de los carbones nacionales de muy
baja calidad para la producción de electricidad.
– En los años 60, se construyó la primera central nuclear española.
A partir de los años 60, actividades de investigación y desarrollo que venían llevando a cabo las
empresas eléctricas, se vieron potenciadas a través de
acciones coordinadas de carácter sectorial. En esta década, las empresas eléctricas crearon una asociación,
61
ASINEL (Asociación para la Investigación de la Industria Eléctrica), para desarrollar las actividades de investigación eléctrica a nivel sectorial, en paralelo a los proyectos que realizaban individualmente las empresas.
ASINEL desarrolló una importante labor, principalmente
en el desarrollo de proyectos sobre investigación aplicada, ensayos de laboratorio, normalización, etc., todo
ello en relación con materiales y equipos eléctricos.
Entre las actividades realizadas cabe destacar el Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE), resultado de un acuerdo suscrito por
UNESA, en representación del sector eléctrico y el Ministerio de Industria y Energía, en el año 1980.
En los últimos años, el sector eléctrico español
ha conseguido, como fruto de su actividad de investigación, significativas realizaciones tecnológicas:
– España, en el año 2000, era el tercer país de
la Unión Europea y el quinto del mundo en
el aprovechamiento de la energía eólica.
– Asimismo, en el año 2000, España era el tercer país de la Unión Europea por su potencia instalada en sistemas solares fotovoltaicos
y el cuarto por su superficie instalada en colectores solares térmicos.
– España posee, en Puertollano, una de las centrales de gasificación del carbón y ciclo combinado de mayor potencia del mundo. También ha llevado a cabo importantes realizaciones en otras tecnologías de combustión
limpia de carbón, tales como combustión de
carbón en lecho fluido o licuefacción de lignitos.
– Finalmente, conviene señalar que el sector
eléctrico español ha desarrollado en los últimos años un amplio número de equipos sobre
telemandos, automatismos, transmisores de
señales y otros elementos que permiten incrementar sustancialmente la fiabilidad y seguridad de la infraestructura eléctrica del país.
¿Qué era el Programa
de Investigación y Desarrollo
Tecnológico Electrotécnico (PIE)?
S
e trataba de un amplio programa de investigación, financiado y realizado por las empresas eléctricas asociadas en UNESA, Red Eléctrica de España y la colaboración adicional de otras empresas, organismos de
investigación públicos y privados, investigadores individuales, etc., y de cuya ejecución es responsable el
sector eléctrico español.
El Programa nació con el nombre de Programa
de Investigación de UNESA (PIU) mediante un Real
Decreto de 1980. En el mismo, se establecía que las
sociedades eléctricas habrían de destinar un porcentaje de sus ingresos por venta de energía eléctrica al
desarrollo de los proyectos de investigación contenidos en el Programa.
Por Orden Ministerial de 1 de agosto de 1983,
se modificó la gestión y denominación del Programa.
Éste pasó a llamarse Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE) y su dirección
se encomendó a la Oficina de Coordinación de Investigación y Desarrollo Electrotécnico (OCIDE), cuyo Consejo Directivo estaba formado por representantes de
la Administración, de Red Eléctrica de España, de UNESA y de las empresas que la integran.
En el año 1997, al tiempo que se suprimía la
asignación específica a tareas de investigación que estaba incluida en la tarifa eléctrica, se disolvió OCIDE.
Se constituyó entonces una Comisión Liquidadora a la
que se encomendaron las tareas de supervisión del
desarrollo de los proyectos en curso, y cuyo control
técnico y administrativo fue encomendado a una unidad específica creada para ello (OCI-CIEMAT) en el
Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT).
En el año 2000, la Asociación de Investigación
de la Industria Eléctrica (ASINEL), junto a las otras dos
asociaciones del sector, AMYS y ADAE, fueron disueltas pasando sus actividades a la asociación española
de la Industria Eléctrica (UNESA).
¿Cuáles han sido los proyectos
más significativos desarrollados
en el marco del PIE?
S
e han desarrollado un total de 1.279 proyectos dentro
del Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico. De esta cifra, 1.128 proyectos han
62
64
65
sido ya terminados y se ha iniciado la explotación de
sus resultados, y 151 más se encuentran en fase de finalización. Las áreas principales de investigación en las
que se hallan encuadrados estos proyectos de investigación son las siguientes:
– Sistema eléctrico (504 proyectos): equipos de
regulación y control, control de perturbaciones, comunicaciones, medición, protecciones,
sistemas de explotación, otros equipos de la
infraestructura eléctrica.
– Combustibles fósiles (218 proyectos): utilización de combustibles, medio ambiente, medidas sobre efluentes, sistemas de combustión.
– Nuclear (107 proyectos): materiales, componentes y sistemas nucleares, ciclo del combustible nuclear, seguridad de las instalaciones, diseño de reactores avanzados y de nueva generación.
– Uso de la energía (75 proyectos): usos especiales de la energía, optimización, acumulación y almacenamiento, aplicaciones eficientes de la energía en la industria, el transporte y el sector residencial y ahorro energético.
– Energías renovables (244 proyectos): energías
minihidráulica, eólica, fotovoltaica, termosolar de baja y media temperatura, termosolar
de alta temperatura, geotérmica, biomásica y
oceánica.
– Diversos y Planificación (131 proyectos): estudios económicos, impacto social de las actividades eléctricas, nuevos materiales, planificación y evaluación.
La realización completa de los 1.279 proyectos
de que consta el PIE ha supuesto una inversión total
de unos 155.000 millones de pesetas. Este programa
se financió con los recursos resultantes de la aplicación de un porcentaje de los ingresos que, hasta 1997,
las empresas eléctricas obtenían de la venta de energía eléctrica; con aportaciones directas que esas mismas empresas hacían a título individual, al margen de
la tarifa, para la realización de proyectos concretos del
Programa; y con aportaciones complementarias de otras
empresas industriales o instituciones que intervinieron
en su desarrollo. La distribución porcentual del presupuesto del PIE, hasta el año 1995, por áreas está recogida en la Tabla II.20 adjunta.
Tabla II.20
Distribución por áreas técnicas del presupuesto
del PIE. Año 1995
%
Sistema eléctrico
Combustibles fósiles
Nuclear
Uso de la energía
Energías renovables
Planificación y diversos
TOTAL
24,50
22,00
14,27
1,61
13,12
7,56
100,00
Fuente: Memoria de OCIDE (Oficina de Coordinación de Investigación y Desarrollo Electrotécnico).
Del presupuesto total necesario para realizar completamente los 1.279 proyectos de investigación iniciados
desde 1980, el 46,7% –que representa 71.979 millones
de pesetas– se ha financiado a través del PIE, es decir,
mediante los recursos resultantes de aplicar un porcentaje a los ingresos que las empresas eléctricas obtienen, vía tarifas, de la venta de energía eléctrica.
El 53,3% restante –es decir, 82.108 millones de
pesetas– procede de aportaciones que las empresas
eléctricas efectúan, a título individual, para la realización de proyectos concretos del Programa, así como
de contribuciones complementarias de otras empresas
industriales, centros de investigación públicos y privados, universidades, etc. que han intervenido en el
desarrollo de los mismos. No obstante conviene señalar que las empresas eléctricas españolas son las titulares y responsables de todos los proyectos de investigación de carácter sectorial desarrollados.
En definitiva, puede asegurarse que este programa PIE ha permitido que la investigación eléctrica
abordada a lo largo de los últimos años haya tenido
un positivo efecto multiplicador sobre la capacidad de
investigación global de España.
¿Cuáles son los principales
proyectos de I+D desarrollados
actualmente por el sector
eléctrico español?
66
E
l sector eléctrico español ha seguido, después de la
disolución de OCIDE (Oficina de Investigación y Desarrollo Electrotécnico), con actividades de investigación
63
• Estación fotovoltaica para suministro de
energía: aplicación a vehículos eléctricos.
• Planta solar optimizada.
• Generación directa de vapor en colectores
solares.
• Aprovechamiento energético de la biomasa por conversión termoquímica.
y desarrollo tecnológico, tanto a nivel de cada empresa como sectorial a través de UNESA.
Algunos de los proyectos más significativos que
actualmente están en fase de desarrollo, y de cuya administración se ocupa UNESA, son los siguientes:
– Sistema eléctrico:
• Evaluación de las pérdidas en distribución.
• Simulación dinámica de largo plazo en el
sistema eléctrico español.
• Sistema experto para la reposición automática del servicio en redes de reparto de
energía eléctrica.
• Regulación de generación con inteligencia
artificial.
• Análisis de las causas de fallo de los transformadores de medida de alta tensión.
– Diversos y planificación:
• Tecnologías para la gestión de la demanda.
• Eliminación de PCB’s.
¿Qué hacen las empresas
eléctricas en el área del uso
eficiente de la electricidad?
– Combustibles fósiles:
• Sistema experto de vigilancia de la llama de
la caldera de una central térmica.
• Optimización y diagnóstico mediante sistemas expertos de la operación de centrales
térmicas.
• Sistema integral de gestión de información
técnica en centrales térmicas.
• Central térmica con gasificación integrada
en ciclo combinado.
• Desarrollo de filtros acústicos para la aglomeración y la separación de micropartículas en gases de combustión de carbón.
– Nuclear:
• Sistema hombre-máquina. Proyecto Halden
España.
• Vida remanente de centrales nucleares.
• Centrales nucleares de seguridad pasiva de
agua ligera.
– Uso de la energía:
• Vehículos impulsados por electricidad.
– Energías renovables:
• Sistema eólico diesel con unidad cinética de
tecnología moderna.
• Límites y competitividad de la penetración
de la energía solar fotovoltaica en la red eléctrica.
64
L
a política energética emanada de la UE considera necesario promover iniciativas que permitan un uso más eficiente de la energía en general, y de la electricidad en
particular, de forma que los consumidores eléctricos utilicen la electricidad del modo más racional posible.
Desde hace mucho tiempo, las empresas eléctricas han dedicado considerables esfuerzos a este tema
y, a través de las oficinas de atención al cliente, han
desarrollado numerosas acciones de información y formación a los consumidores domésticos e industriales,
han promovido programas de gestión de demanda, de
utilización de electrodomésticos más eficientes, etc.
Prueba de la preocupación del sector por este
tema fue la creación en 1973 de una asociación sectorial, ADAE (Asociación de Aplicaciones de la Electricidad), que, juntamente con fabricantes e instaladores
eléctricos, ha desarrollado una importante labor en este
área, asesorando a los profesionales y consumidores
en el modo de mejorar la eficiencia energética.
No obstante, conviene recordar que una utilización más eficiente de la electricidad no supone necesariamente una disminución de su consumo, pues es
bien sabido que el alcance de mejores niveles de calidad de vida exige una mayor penetración de la electricidad en los sectores Residencial, Comercial e Industrial.
Esta Asociación, junto con ASINEL y AMYS, se
disolvió en el año 2000, y sus actividades pasaron a
ser realizadas por UNESA.
67
68
¿Cuántas empresas eléctricas
existen en España?
A
unque España cuente con un elevado número de compañías eléctricas, cabe señalar que las cinco empresas
más grandes produjeron y distribuyeron algo más del
82% de la producción total del año 2001. Todas ellas
forman parte de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA). Estas sociedades son:
• ENDESA, S.A. - Príncipe de Vergara, 187 28002 MADRID - Tel. 91.213.10.00
Fax. 91-563.81.81 - http://www.endesa.es
• IBERDROLA, S.A. - Hermosilla, 3 - 28001
MADRID - Tel. 91.577.65.00
Fax. 91.577.56.82 - http://www.iberdrola.es
• UNIÓN FENOSA, S.A. - Avda. de San Luis, 77
- 28033 MADRID - Tel. 91.567.60.00
Fax. 91.201.53.52 - http://www.unionfenosa.es
• ELECTRA DE VIESGO - Medio, 12 - 39003
SANTANDER - Tel. 942.24.60.00
Fax. 942.24.60.30 - http://www.viesgo.es
• HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A. Plaza de la Gesta, 2
22007 OVIEDO - Tel. 985.23.03.00 Fax.985.25.37.87 - http://www.h-c.es
Otras empresas relevantes del sector eléctrico
español son la Compañía Operadora del Mercado Español de la Electricidad (OMEL) para la gestión de la generación, y Red Eléctrica de España (REE) que es propietaria de la red de transporte de electricidad y hace
las funciones de operador del Sistema.
Finalmente, existen también numerosas sociedades que se dedican exclusivamente a la producción
de electricidad en Régimen Especial.
69
¿Qué es la Asociación Española
de la Industria Eléctrica
(UNESA)?
L
a Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA) ha tenido dos etapas claramente diferenciadas. En
la primera, que comprende desde su constitución en
1944 hasta el año 1999, era una sociedad anónima (Unidad Eléctrica, S.A.) sin ánimo de obtención de beneficio comercial. En la segunda etapa, y como consecuencia del nuevo marco regulatorio que se establece por la Ley del Sector Eléctrico de 1997, se constituyó
como Asociación Española de la Industria Eléctrica.
UNESA (Unidad Eléctrica, S.A.) era una empresa integrada por las principales sociedades del sector
eléctrico español que se ocupaba fundamentalmente
de coordinar y llevar a cabo sus actividades sectoriales en las áreas del negocio eléctrico (planificación, producción y demanda, aspectos económicos y financieros, combustibles, energía nuclear, medio ambiente,
cuestiones legales, investigación, información y comunicación social, etc.) y de representar al sector eléctrico español ante las Administraciones Públicas y los
organismos energéticos internacionales.
UNESA fue creada por iniciativa de las empresas eléctricas en 1944, año en que la intensa sequía
que padecía el parque hidroeléctrico, junto a crecimientos importantes de la demanda y a una escasez
de bienes de equipo (debido a los años posteriores a
la Guerra Civil), supuso hacer frente a numerosas dificultades para la satisfacción de la demanda.
Las empresas consideraron conveniente promover los intercambios de electricidad entre las zonas
eléctricas, para lo cual UNESA impulsó la interconexión de los sistemas regionales de las empresas hasta desarrollar un sistema eléctrico nacional, a través del
cual quedaron conectados todos los centros importantes
de producción y consumo. Hasta 1979, fue asimismo
responsabilidad de UNESA la operación de dicho sistema para asegurar una explotación óptima de la infraestructura eléctrica existente.
Junto con estos primeros objetivos, UNESA desarrolló en paralelo nuevas actividades en otras vertientes de la actividad eléctrica, cumpliendo un papel fundamental en temas tales como los primeros proyectos
de planificación eléctrica, el establecimiento de un sistema nacional de tarifas, el intercambio de conoci-
65
mientos y experiencias entre las empresas en todo lo
que se refiere a los aspectos técnicos de la actividad
eléctrica, el inicio del desarrollo electronuclear, las cuestiones económico-financieras, la coordinación de los
esfuerzos comunes en materia de investigación, desarrollo y medio ambiente, las relaciones con los organismos internacionales, la comunicación con la sociedad, etc.
En junio de 1999, y como consecuencia del nuevo marco regulador, UNESA se transformó en la Asociación Española de la Industria Eléctrica, cuyas funciones, acordes con la nueva regulación, están recogidas en el artículo cinco de sus estatutos. En el mismo
se recoge que la Asociación, en el cumplimiento de
sus actividades, llevará a cabo, sin perjuicio del pleno respeto a la libertad de decisión de cada uno de
sus miembros, las funciones específicas siguientes:
■
■
■
■
■
■
■
66
La representación institucional del sector eléctrico, defendiendo los intereses de las empresas asociadas ante la Administración en todos
sus niveles, los organismos jurisdiccionales, el
Parlamento, los partidos políticos, las organizaciones sindicales y en aquellas entidades
públicas y privadas que se considere preciso.
La representación en foros europeos e internacionales de carácter sectorial energético o
de alcance general.
El seguimiento o la participación en la elaboración de propuestas normativas o en la
modificación, desarrollo, estudio y análisis,
tanto de la legislación específica eléctrica
como de cualquier otra relacionada directa
e indirectamente con ésta.
El ejercicio de todo tipo de acciones legales
y judiciales, así como formulación de consultas y escritos de toda clase ante las Administraciones Públicas y los órganos jurisdiccionales en todos sus órdenes, en representación de los intereses de sus miembros.
La elaboración de estudios e informes de oficio o a petición de sus asociados, sobre cualquier materia relacionada con sus fines.
La elaboración, mantenimiento y difusión de
las estadísticas de naturaleza sectorial sobre
las vertientes de la actividad eléctrica.
La difusión entre los miembros de UNESA de
la información y documentación que se juz-
■
gue pertinente sobre los aspectos de interés
relacionados con sus fines.
El desarrollo de las iniciativas de comunicación de naturaleza sectorial para fomentar el
diálogo del sector eléctrico con los diferentes colectivos sociales y promover la imagen
del sector en los medios de comunicación
social nacionales y extranjeros.
¿Con qué organismos españoles
está relacionado el sector
eléctrico?
L
as empresas eléctricas asociadas en UNESA, bien directamente, bien a través de la Asociación, están representadas en los principales organismos nacionales de
carácter privado, relacionados con la industria eléctrica.
Entre ellos pueden señalarse los siguientes:
– Confederación Española de Organizaciones
Empresariales (CEOE) (www.ceoe.es).
– Club Español de la Energía (ENERCLUB)
(www.enerclub.es).
– Sociedad Nuclear Española (SNE)
(www.sne.es).
– Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR) (www.aenor.es).
– Sociedad Española de Protección Radiológica (SEPR) (www.sepr.es).
– Foro de la Industria Nuclear Española
(www.foronuclear.org).
– Comité Español de Acústica.
– Comité Español de Electrotermia.
– Comité Español de Iluminación.
Asimismo, tiene contacto con numerosos organismos cuyas actividades están relacionadas con la
generación, transporte y distribución de electricidad,
algunos de los cuales son:
– Asociación de Autogeneradores de Energía
Eléctrica (AAEE).
– Asociación de Consumidores de Electricidad
(ACE).
– Asociación de Empresas con Gran Consumo
de Energía Eléctrica (AEGE).
70
– Asociación de Productores y Autogeneradores con Energías Renovables (APPA).
– Comercializadoras.
– Consultores eléctricos.
– Cooperativas de producción eléctrica.
– Fabricantes de materiales y equipos eléctricos.
– Etc.
71
¿Qué es la Unión de la Industria
Eléctrica-EURELECTRIC?
E
ste Organismo internacional es el único portavoz de
la industria eléctrica europea ante las instituciones comunitarias. Además, es un centro de estudios de carácter
estratégico y técnico. Agrupa a 32 asociaciones y empresas eléctricas de pleno derecho, diez miembros afiliados europeos, 13 internacionales y 20 miembros asociados. Sus principales áreas de actuación, que han
determinado su estructura, son: política energética europea y regulación de los mercados, medio ambiente y
desarrollo sostenible, y mejores prácticas de gestión.
Las empresas asociadas en UNESA participan activamente en todos estos campos a través de su presencia en los distintos comités y grupos de trabajo.
72
(CIER). Esta organización iberoamericana, creada en el año 1964, es el foro natural para el
intercambio de información y experiencias de
interés para los sectores eléctricos de la región,
así como el impulsor de proyectos de integración multinacional. Agrupa como miembros
de pleno derecho a 198 empresas eléctricas
de los diez países miembros de América del
Sur, y seis empresas asociadas de España
(UNESA), Portugal, Francia, México, Reino Unido y Suecia.
– Consejo Mundial de la Energía (CME). Creada en 1923, esta organización reúne a más
de cien países de los cinco continentes. Sus
objetivos son estudiar, analizar y debatir todos
los aspectos relacionados con la energía y
ofrecer sus puntos de vista y recomendacio-
¿En qué organismos
internacionales está presente
el sector eléctrico español?
E
l sector eléctrico español ha participado siempre en los
trabajos de las principales organizaciones energéticas internacionales, a través de sus comités y grupos de trabajo. En unas, como miembro de pleno derecho; en otras,
colaborando en el desarrollo de actividades concretas.
La internacionalización de la actividad eléctrica, así como los procesos de reestructuración y diversificación del sector que se están llevando a cabo en
las esferas nacional e internacional, están exigiendo a
las empresas asociadas en UNESA un mayor esfuerzo
de conocimiento y colaboración en la actividad internacional en el área energético-eléctrica.
Entre los organismos internacionales más importantes, cabe citar, además de EURELECTRIC, los
siguientes:
– Comisión de Integración Eléctrica Regional
Dirección General de Energía y Transporte. Bruselas.
67
Gráfico II.17
Sedes centrales de los organismos internacionales relacionados con el sector eléctrico español
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica. UNESA. 2001.
68
nes a gobiernos, opinión pública y cuantos
han de tomar decisiones en el campo energético.
– Unión de Confederaciones de la Industria y
de los Empresarios de Europa (UNICE). Fundada en 1958, la UNICE es la portavoz oficial
de las asociaciones empresariales europeas
ante las instituciones de la Unión Europea.
Agrupa a 35 federaciones empresariales, de
27 países europeos. El objetivo primordial de
la UNICE es promover los intereses profesionales comunes de las empresas representadas por sus miembros ante las instituciones
de la Unión Europea.
– Asociación Mundial de Operadores Nucleares
(World Association of Nuclear Operators.
WANO). Organización de ámbito mundial a la
que pertenecen todas las centrales nucleares
en explotación. Promueve intercambios de
información, conocimiento y experiencias entre
las empresas que operan centrales nucleares
para incrementar la seguridad, fiabilidad y eficacia de estas instalaciones.
Asimismo, UNESA participa en los comités consultivos de las instituciones comunitarias de Energía,
como son la Comisión Europea del Carbón y Acero y
la de Investigación del Carbón.
Finalmente, el sector eléctrico español sigue colaborando, bien a través de las empresas eléctricas o de
la propia UNESA, con otra veintena de organizaciones
de muy diversa naturaleza y con diversos grados de
vinculación y cooperación, tales como la Unión para
la Coordinación del Transporte de Electricidad (UCTE),
la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI), el Comité Europeo de Normalización Electrónica (CENELEC),
la Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE), la Conferencia Internacional de Redes
Eléctricas de Distribución (CIRED), la Agencia Internacional de la Energía (AIE), la Agencia para la Energía Nuclear (AEN) de la OCDE, la Unión Internacional de Aplicaciones de la Electricidad (UIE), el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), la
Asociación Europea para el Uso de los Subproductos
procedentes de Centrales Térmicas (ECOBA), la Asociación Internacional de la Seguridad Social (AISS), el
Electric Power Research Institute (EPRI), la Asociación
Internacional de Derecho Nuclear (AIDN), el Instituto de Explotación de Energía Nuclear (INPO), el Nuclear Energy Institute (NEI), el Edison Electric Institute (EEI), y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
En el Gráfico II.17 se adjunta un mapa en donde se recogen las sedes de los principales organismos
internacionales en las que está presente el sector eléctrico español.
69
Capítulo
III
Centrales
hidroeléctricas
73
¿Qué características presenta
el agua como fuente de energía?
E
ntre los múltiples usos del agua –abastecimiento a
poblaciones, riego de cultivos, usos industriales, etc.–,
sus posibilidades como fuente de energía mecánica –por
ejemplo, para el movimiento de molinos, aceñas, norias,
etc.– son conocidas y vienen siendo aprovechadas desde hace mucho tiempo.
Su utilización para la producción de electricidad
es más reciente. Data de finales del pasado siglo y se
encuentra estrechamente ligada al propio nacimiento
de la industria eléctrica.
El agua presenta, entre otras, la característica de
ser una fuente energética renovable merced a un ciclo
natural. Y la transformación de su energía potencial
gravitatoria en energía eléctrica permite un alto nivel
de eficiencia energética, ya que en el proceso se puede alcanzar grados de eficiencia superiores al 90%.
Además, desde la óptica medioambiental, la
hidroelectricidad es una fuente energética con un impacto sobre el entorno que ofrece normalmente un balance bastante positivo. Evita la emisión a la atmósfera
de efluentes químicos que produciría la generación sustitutoria por una central térmica.
Asimismo, es una fuente energética totalmente
autóctona, ya que es un recurso primario existente en
suelo nacional que es aprovechado, en el caso de Espa-
ña, mediante equipos y tecnologías totalmente nacionales. Se calcula que cada kWh producido en una central hidroeléctrica evita la importación de unos 220 gramos de petróleo o su equivalente energético, si se trata de otro combustible fósil. En un año de producción
hidroeléctrica media, España se ahorra anualmente la
importación de unos siete millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep).
Todo esto no quiere decir que la hidroelectricidad pueda ser considerada como una fuente inagotable, permanentemente disponible o que no tenga
impactos medioambientales que deban aminorarse lo
más posible.
Finalmente, debe señalarse que grandes áreas
geográficas de nuestro planeta se enfrentan desde tiempo inmemorial a serios problemas de abastecimiento
de agua. A lo largo de los últimos años –con el incremento de las necesidades de agua para fines humanos, agrícolas e industriales, la aparición de fuertes y
extensos periodos de sequía en determinados países
y la creciente preocupación por el deterioro en términos
medioambientales de importantes recursos hídricos–
se ha hecho cada vez más evidente que el agua ha de
ser considerado como un bien escaso en términos relativos y cuya preservación y uso racional son esenciales para el futuro de nuestra sociedad.
Por todo ello, es necesario fomentar el uso racional y prudente de los recursos hídricos, de forma que
se hagan compatibles sus diferentes formas de apro-
73
vechamiento y se preserve tanto la cantidad como la
calidad del agua.
74
¿Qué es una central
hidroeléctrica?
L
as centrales hidroeléctricas son instalaciones que permiten aprovechar la energía potencial gravitatoria contenida en la masa de agua que transportan los ríos para
convertirla en energía eléctrica, utilizando turbinas acopladas a alternadores.
Aunque existe una gran variedad de tipos de centrales hidroeléctricas convencionales, dado que las
características orológicas del emplazamiento de la central condicionan en gran medida su diseño, podrían
ser reducidos a dos modelos básicos, siendo cada
emplazamiento particular una variante de uno de ellos
o una combinación de ambos.
El primer tipo, denominado Salto por Derivación
de las aguas, consiste en esencia en derivar el agua
de un río mediante un embalse pequeño o azud y conducirla, por medio de un canal en camino libre de
manera que conserve su energía potencial. En un determinado punto se dirige el agua hacia una cámara de
presión, de la que arranca una tubería forzada que conduce el agua hasta la sala de máquinas de la central.
La energía liberada a causa del desnivel existente entre
los extremos de dicha tubería es transformada,
mediante grupos turbina-alternador, en energía eléctrica. Posteriormente, el agua es restituida al río aguas
abajo utilizando un canal de descarga. Este tipo de central se llama también de «tipo fluyente», ya que no permite almacenar la energía, turbinando como máximo
el caudal del proyecto.
Por su parte, el segundo sistema de aprovechamiento, o Salto por Acumulación de las aguas, consiste en construir, en un tramo de un río que ofrece
un desnivel apreciable, una presa de determinada altura. El nivel del agua alcanzará, entonces, un punto sensiblemente cercano al extremo superior de la presa. A
media altura de la misma, para aprovechar el volumen
de embalse a cota superior, se encuentra la toma de
aguas; y en la base inferior –aguas abajo de la presa–,
la sala de máquinas, que aloja al grupo (o grupos) turbina-alternador. La energía liberada por el agua al caer
por una conducción forzada del interior de la presa
74
es transformada, mediante dicho grupo (o grupos), en
energía eléctrica.
Existe un tercer esquema de Saltos Mixtos consistente en utilizar una presa de embalse en lugar de
una de derivación y una conducción en presión desde la presa a la central con dos partes diferenciadas:
en primer lugar, un túnel o galería a presión y posteriormente una tubería de presión. Este esquema permite utilizar el desnivel de la presa y ganar más desnivel gracias a la conducción en presión. Las ventajas
de este esquema son evidentes: aprovechar la capacidad de regulación del embalse y, al mismo tiempo,
aprovechar un mayor desnivel.
A los aprovechamientos con un embalse importante se les denomina también Saltos con Regulación,
y según sea su capacidad pueden ser de regulación
Anual o Hiperanual 1. Permiten instalar una potencia
superior a la del caudal medio del río, con la intención de concentrar la producción en las horas punta
de la demanda, en las que el precio del kWh es mayor
en el mercado de generación. Por ello las horas de utilización de este tipo de centrales son bajas, oscilando
entre 1.200 y 2.000 horas anuales.
Conviene señalar también la existencia de otros
tipos de aprovechamientos hidráulicos no convencionales, como son las centrales de bombeo, que han surgido modernamente como complemento de las grandes instalaciones nucleares y térmicas clásicas. Su misión
principal consiste en bombear agua con energía marginal (durante las horas valle de demanda) y turbinarla
a las horas punta.
Respecto a los tipos de turbinas empleadas, las
más utilizadas son las Pelton, Francis y Koplan, para
desniveles grandes, medios y bajos, respectivamente.
Los grupos (turbina-alternador) de mayor potencia son
los de eje vertical, siendo los pequeños de eje horizontal. Los grupos utilizados en los bombeos modernos son binarios, es decir, la turbina hace de bomba
cambiando el giro del grupo, y el alternador es motor
a su vez.
Los aprovechamientos hidroeléctricos funcionan
actualmente con muy poco personal, gestionándose
desde los centros de control que poseen las propias
centrales eléctricas. Existen para ello tres conceptos fundamentales:
1
Las centrales con regulación Anual permiten regular los caudales estacionales dentro de un mismo año. Los de mayor capacidad de regulación, como son los Hiperanuales, permiten aprovechar
caudales de años húmedos en otros años de menor hidraulicidad.
– Automatismo: se utiliza principalmente 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.
– Telemando: se utiliza para aprovechamientos
con regulación. La central funciona con las
consignas que se envían desde el centro de
control, el cual puede aumentar o disminuir
la potencia de acuerdo con la demanda. La
central sólo requiere personal para el mantenimiento de las instalaciones.
– Telecontrol: desde el centro de control se
conocen y adaptan en todo momento los parámetros de funcionamiento de la central.
¿Cómo funciona una central
hidroeléctrica convencional?
75
C
omo ejemplo de funcionamiento de una central hidroeléctrica se ha elegido un Salto a pie de presa, como
la representada en el Gráfico III.1 adjunto. Básicamente
es el siguiente: gracias a una presa (2), ubicada en el
lecho de un río, se acumula una cantidad de agua que
forma un embalse (1). La energía potencial del salto
generado se transforma posteriormente en energía eléctrica. Para ello, se sitúan en el paramento aguas arriba de la presa unas tomas de agua formadas por una
bocina de admisión, protegida por una rejilla metálica (3), y por una cámara de compuertas que controla
la entrada del agua a una tubería forzada (4). Normalmente, ésta atraviesa el cuerpo de la presa y tiene
por objetivo llevar el agua desde las tomas hasta los
equipos de la central eléctrica.
Gráfico III.1
Esquema de funcionamiento de una central hidroeléctrica (Pie de presa)
Fuente: UNESA.
75
El agua, a presión de la tubería forzada, va transformando su energía potencial en cinética, es decir, va
adquiriendo velocidad. Al llegar a las máquinas, actúa
sobre los álabes del rodete de la turbina (6), haciéndolo girar. El rodete de la turbina está unido por un
eje (7) al rotor del generador (8) que, al girar con los
polos excitados por una corriente continua, induce una
corriente alterna de media tensión y alta intensidad.
Mediante transformadores (9), es convertida en
corriente de baja intensidad y alta tensión para poder
ser enviada a la red general mediante las líneas de
transporte (10).
El agua, una vez que ha cedido su energía, es
restituida al río, aguas abajo de la central.
Normalmente, una central hidroeléctrica dispone de varios grupos turbina-alternador (5). El conjunto
de éstos suele estar alojado en una sala de máquinas
o edificio de la central propiamente dicho.
76
¿Qué es una central de bombeo?
U
na central hidroeléctrica de bombeo, o reversible, es
un tipo especial de central hidroeléctrica que posee
dos embalses. El agua contenida en el embalse situado en la cota más baja –embalse inferior– puede ser
elevada, durante las horas valle, mediante bombas al
depósito situado en la cota más alta –embalse superior–, con el fin de reutilizarla posteriormente para la
producción de energía eléctrica.
Este tipo de centrales produce energía eléctrica durante las horas puntas del consumo –las de mayor
demanda de electricidad– mediante la acción que ejerce un salto de agua sobre los álabes de una turbina
asociada a un alternador, es decir, funcionando como
una central hidroeléctrica convencional. Después,
durante las horas valle –las de menor demanda–, se
bombea el agua que ha quedado almacenada en el
embalse inferior al embalse superior, bien mediante una
bomba o bien mediante la turbina, si ésta es reversible, de manera que el agua pueda volver a ser utilizada en un nuevo ciclo.
Para elevar el agua desde el embalse inferior hasta el depósito superior, la central dispone de grupos
moto-bombas o, en otros casos, sus turbinas son reversibles, de modo que pueden actuar ellas mismas como
bombas, funcionando los alternadores como motores.
76
Las centrales de bombeo contribuyen a la optimización económica en la explotación de un sistema
eléctrico. A pesar de que en un ciclo bombeo-turbinación se producen unas pérdidas energéticas de cierta importancia, del orden del 30%, en términos económicos, esas pérdidas suelen ser menores que la relación de costes de generación entre las horas punta y
valle. Además, al utilizar la potencia de estas instalaciones en horas punta se reducen las necesidades de
incorporar equipos adicionales de generación en el sistema, al tiempo que se proporciona una mayor garantía. Son, en definitiva, una forma económica de almacenar energía en forma de agua embalsada en el depósito superior.
Existen dos tipos de centrales de bombeo: el primero de ellos, denominado «centrales de bombeo puro»,
comprende a aquellas centrales que no pueden ser utilizadas como centrales hidroeléctricas convencionales
sin haber bombeado previamente al depósito superior
el agua acumulada en el embalse inferior. El segundo
tipo agrupa a las centrales que pueden ser utilizadas
como centrales hidroeléctricas convencionales sin necesidad de un bombeo previo del agua almacenada en
el embalse inferior. Estas centrales reciben el nombre
de «centrales mixtas con bombeo».
¿Cómo funciona una central
de bombeo?
U
n esquema del funcionamiento de una central de bombeo se presenta en el Gráfico III.2. Durante las horas
en las que la demanda diaria de energía eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo funciona
como cualquier central hidroeléctrica convencional: el
agua que ha quedado acumulada en el embalse superior (1) por efecto de la presa (2) llega, a través de
una galería de conducción (3) (generalmente, un túnel
de hormigón forrado interiormente de acero), a una
tubería forzada (5) por la que es conducida hasta la
sala de máquinas de la central eléctrica propiamente
dicha. Para la regulación de las presiones, existe una
chimenea de equilibrio (4).
El agua hace girar los rodetes de las turbinas
(6) instaladas en la sala de máquinas, generando, una
vez elevada su tensión por los transformadores (8),
una corriente eléctrica que es enviada a la red gene-
77
Gráfico III.2
Esquema de funcionamiento de una central de bombeo
Fuente: UNESA.
ral mediante líneas de transporte de alta tensión (10).
El agua, una vez que ha producido la generación de
electricidad, sale al exterior por los desagües (9) y queda almacenada en el embalse inferior (11).
Cuando la demanda diaria de energía eléctrica
se sitúa en sus niveles más bajos –generalmente durante las horas nocturnas y los fines de semana–, se aprovecha la energía de bajo precio sobrante que las centrales termoeléctricas –incluso funcionando a su mínimo técnico– producen por encima de las necesidades
del mercado; esta energía acciona un motor situado
en la sala de máquinas que, poniendo en funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra en
el embalse inferior (11) hasta el embalse superior (1)
a través de las conducciones (3 y 5).
El agua puede ser elevada por un grupo motobomba o por las propias turbinas de la central –si son
reversibles– accionadas por los alternadores, que funcionan así como motores. Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua almacenada en el embalse superior (1) está en condiciones de repetir otra vez
el ciclo productivo.
¿Qué es una minicentral
hidroeléctrica?
78
S
e denomina minicentrales hidroeléctricas a las centrales hidroeléctricas de pequeña potencia, menores de
10 MW, y se tratan aparte porque tienen un ordenamiento administrativo y económico llamado de Régimen Especial, distinto al de las centrales hidroeléctricas clásicas de mayor potencia.
En los primeros años de desarrollo del sector
eléctrico español, estas centrales conocieron un gran
auge y fueron incluso la base de buena parte de la
electrificación de los núcleos rurales. Con el tiempo,
sin embargo, la tendencia del desarrollo hidroeléctrico se centró en las instalaciones de gran potencia y
un gran número de minicentrales fueron abandonadas
por su escasa rentabilidad.
Sin embargo, dos criterios básicos de política
energética, seguida tanto por los países de la UE (entre
ellos España) como por una gran parte del resto de
los países desarrollados, han generado un renovado
interés por este tipo de instalaciones. Por un lado, el
77
objetivo de disminuir la dependencia energética –reduciendo, en especial, el uso de combustibles importados para la producción de electricidad– aconseja la
mayor utilización posible de los recursos energéticos
nacionales, entre los cuales se encuentran estas centrales de muy pequeña potencia. Por otro, los objetivos de preservación del medio ambiente y de eficiencia
energética impulsan la utilización de las llamadas nuevas fuentes energéticas renovables, entre las cuales –y
junto a la solar, la eólica o la biomasa, fundamentalmente–, se ha acordado incluir, a nivel internacional,
la energía hidráulica, aprovechable en base a minicentrales.
Como fruto de este nuevo interés por las minicentrales hidroeléctricas, numerosos países de la UE
han potenciado la recuperación, modernización y automatización de centrales antiguas y la construcción de
nuevas instalaciones. Además, se ha modernizado y
desarrollado la tecnología necesaria para realizar este
importante incremento en su utilización.
79
¿Cuáles son las principales
ventajas de la producción
hidroeléctrica?
L
as centrales hidroeléctricas permiten el aprovechamiento
de una fuente de energía autóctona y con carácter renovable. Además, la energía hidroeléctrica tiene ventajas sobre otras instalaciones en aspectos tan importantes
como el medioambiental y técnico.
La mayor ventaja desde el punto de vista ecológico es que se trata de una energía renovable que
se genera sin consumo de combustibles fósiles y, por
lo tanto, sin producción de CO2. Es una energía limpia en su uso. No está exenta de 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 lo que implica la anegación de importantes
extensiones de terreno. Sin embargo, se estima que
el balance global es positivo en el área medioambiental.
Desde la óptica de la explotación de un sistema eléctrico, las centrales hidráulicas de pie de presa
y los bombeos facilitan la regulación de ese sistema,
78
de modo que automáticamente se adapta la producción al consumo. Este método es muy simple y se basa
en mantener constantes las revoluciones del conjunto turbina-alternador: 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 centrales hidroeléctricas para levantar «un cero»
de la red, ya que son las que van por delante, regulando y dando tiempo a la entrada de las centrales térmicas o nucleares, mucho más rígidas en la rapidez
de aumento de potencia inyectada en la red.
Asimismo, 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 renovable.
Por otra parte, conviene señalar que la energía
hidroeléctrica convencional ha estado siempre vinculada a la regulación de los recursos hídricos y, con ellos,
a la disponibilidad de agua, recurso básico ligado tanto al desarrollo como al medio ambiente y, por ello,
elemento clave para conseguir la sustentabilidad del
progreso social y económico.
80
¿Qué características presenta
la energía hidroeléctrica
con relación a otras tecnologías
de generación?
L
os aprovechamientos hidroeléctricos tienen unos costes de combustible nulos y 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 de instalaciones que funcionan de forma automática, o por telemando y telecontrol.
Hay que destacar también la larga vida útil que
poseen las infraestructuras hidroeléctricas dada su relativa simplicidad, encontrándose bastantes instalaciones
funcionando correctamente después de más de 75 años
de uso. La causa de esta duración hay que buscarla
en que las máquinas hidráulicas son equipos que giran
a pocas revoluciones, por lo que pueden encontrarse
funcionando todavía instalaciones muy antiguas.
Finalmente, cabe indicar que 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 los meses de verano son los de máxima demanda, por el mayor uso del aire acondicionado (sector turismo).
Entre los inconvenientes de este tipo de centrales,
está la hidraulicidad tan dispar que tienen la mayoría
de nuestros ríos, por lo que es muy difícil hacer previsiones a largo plazo de su energía producible, así
como de su potencia garantizada. 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 también importante 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 cada vez más cuestionado en nuestro país.
La construcción de las grandes presas, como
cualquier otra obra civil, genera efectos negativos sobre
el entorno durante el periodo de construcción, aunque la experiencia ya adquirida permite minimizar estos
efectos. Y, una vez puestas en operación, modifica el
hábitat ecológico de especies piscícolas y vegetales y,
en ocasiones, puede afectar a la calidad del agua
embalsada.
¿Qué suponen los embalses
respecto a la disponibilidad
del recurso «agua»?
81
N
ada menos que dos tercios de la superficie del planeta corresponden a zonas áridas o semiáridas, en las
que no sólo el abastecimiento urbano, sino la agricultura
y el desarrollo industrial dependen esencialmente de
la disponibilidad de agua.
La gran irregularidad de caudales en dichas zonas
implica que, en ellas, disponibilidad de agua es sinónimo de regulación de caudales. Salvo en los lugares
en que es posible el acceso a aguas subterráneas en
buenas condiciones, se hace imprescindible la regulación de caudales superficiales mediante embalses.
Una buena referencia para esta cuestión es la
de nuestro propio país. En efecto, aun a pesar de que
algo menos de la mitad de España podría clasificarse
dentro de las zonas áridas o semiáridas, en nuestra
nación sólo podría disponerse alrededor del 8-9% de
las aportaciones naturales sin embalses de regulación,
frente al 37-47% que puede utilizarse actualmente gracias a los 56.000 Hm3 de capacidad de los embalses
reguladores, de la que aproximadamente el 40% corresponde a embalses construidos por empresas hidroeléctricas.
Ese 9% de las aportaciones naturales que podría
ser aprovechado como máximo si no se dispusiese de
embalses, que representan unos 9.000 Hm3, supondría
únicamente unos 250 m3/hab/año, cifra verdaderamente
baja si se tiene en cuenta que la demanda media en
Europa actualmente es de unos 800 m3/hab/año.
Tal situación natural, verdaderamente precaria,
ha sido corregida mediante la construcción de embalses reguladores, entre los que están los hidroeléctricos, y que ha permitido cambiar el panorama hidráulico de nuestro país.
79
A estos efectos, conviene recordar los notables
efectos positivos de los embalses y aprovechamientos
hidroeléctricos de regulación, con independencia de
sus ventajas en el campo energético:
–
–
–
–
Regulación de los ríos.
Evitación de los efectos de las sequías.
Protección frente a avenidas.
Suministro de agua de abastecimiento a poblaciones.
– Riego y producción agrícola.
– Desarrollo económico a nivel local, regional
y nacional.
– Desarrollo de actividades turísticas y de ocio.
Conviene observar que estos importantes beneficios en primera línea de un desarrollo de calidad, son
propios de la hidroelectricidad convencional o clásica, y no, o escasamente, de la minihidráulica, que es
la energía que está más promocionada por parte de
las Administraciones Públicas en los países de la Unión
Europea.
En las fotografías adjuntas, se recogen algunos
de los aspectos beneficiosos que presentan los aprovechamientos hidrológicos.
En resumen, puede afirmarse que, en términos
generales, los aprovechamientos hidroeléctricos presentan un balance energético, económico y medioambiental claramente positivo.
El aprovechamiento de los recursos hidráulicos conlleva la
realización de otras infraestructuras en su entorno.
Las obras de una central hidroeléctrica de gran tamaño constituyen
una obra de ingeniería civil muy importante.
¿Qué influencia tienen
las centrales hidroeléctricas
sobre el medio ambiente?
Los embalses ayudan a prevenir los efectos de las avenidas.
80
C
omo una central hidroeléctrica aprovecha el desnivel
existente en un tramo de río para producir energía eléctrica, su acción en el medio ambiente se deriva de la
transformación de un sistema fluvial en otro lacustre.
82
Los embalses, buen sistema para aprovechar el agua.
El proceso productivo de una central hidroeléctrica, adecuadamente gestionado, no tiene por qué
modificar negativamente, al menos de manera significativa, la cantidad y la calidad del agua utilizada. Ésta
puede verse incluso mejorada a consecuencia de la eliminación de las materias sedimentables de decantación,
lo que facilita la utilización del agua para el abastecimiento de poblaciones.
Aprovechamiento de Cortes-La Muela. Depósito superior de
bombeo y embalse inferior.
Escala para el paso de peces en el río Cares (Asturias).
La laminación de las avenidas, que evita inundaciones y preserva los terrenos situados aguas abajo
del embalse, es un efecto muy positivo de los aprovechamientos hidroeléctricos. Además, el poder regulador de un embalse permite la conservación de un
caudal mínimo en el río, incluso en épocas de estiaje, aumentando, de esta manera, en periodos de sequía,
el transporte y reoxigenación de materias contami-
Los embalses permiten crear áreas de recreo y deportivas.
81
En la construcción de las centrales hidroeléctricas se consigue una
armonización con el entorno.
nantes, sobre todo en aguas que atraviesan áreas industriales o de gran demografía.
Los embalses de grandes dimensiones superficiales dan lugar a modificaciones climatológicas locales. Cuando las condiciones son secas y semiáridas, pueden contribuir a la suavización del clima en su entorno, mejorando las condiciones de habitabilidad de la
zona.
Asimismo, los embalses han contribuido a embellecer ciertas zonas áridas, permitiendo su utilización
para fines distintos del de la producción hidroeléctrica, tales como deportes náuticos, natación, pesca, etc.,
lo que les ha aportado un valor social añadido.
Por último, la producción de energía hidroeléctrica presenta dos claras ventajas medioambientales en comparación con algunas de las demás fuentes
que se emplean para producir electricidad: no implica la emisión de contaminantes a la atmósfera y no
genera residuos directos. En efecto, se estima que cada
kWh producido en una central hidroeléctrica evita frente a una central de carbón, la emisión media a la atmósfera de 1 kilogramo de CO2, 7 gramos de SO2 y 3 gramos de NOx.
82
En contrapartida, la construcción de las grandes presas produce efectos negativos sobre el entorno durante su construcción, y una vez en operación,
un gran embalse puede dar lugar también a efectos
medioambientales negativos: inundación de tierras cultivables e incluso de pequeños núcleos urbanos, con
el consiguiente desplazamiento de su población; modificaciones en la sedimentación; se altera la flora y la
fauna, el clima local, pudiéndose producir un
aumento de bacterias y algas, con modificaciones en
las concentraciones de oxígeno. No hay una fórmula general para reducir estos últimos efectos: cada
embalse, según sus características, necesita un tratamiento diferente.
La posible eutrofización del agua embalsada
(proceso de enriquecimiento de las aguas en nutrientes, especialmente nitrógeno y fósforo) queda disminuida por acción del viento y de las diferencias de temperatura, produciendo efectos superficiales y en profundidad en la masa de agua que favorecen su mezcla,
y por tanto, una mayor aireación, dando así lugar a
una cierta autodepuración.
Resumiendo, es opinión generalizada de los
expertos que las centrales hidroeléctricas se encuentran
entre las instalaciones de producción de electricidad cuyo
balance medioambiental es más claramente positivo.
Para mayor detalle ver la publicación de UNESA
La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2001.
¿Cuándo se comenzó
a aprovechar la energía
hidroeléctrica?
L
a construcción de las primeras centrales de energía
hidráulica para producción de electricidad se encuentra prácticamente ligada en el tiempo al propio nacimiento de la industria eléctrica.
En el año 1882 –apenas tres años después de
que Thomas Edison descubriera la primera lámpara
eléctrica de carácter práctico para alumbrado– se puso
en marcha en Appleton (Wisconsin, Estados Unidos)
la primera central hidroeléctrica del mundo para servicio comercial. Esta central, que sólo era capaz de alimentar 250 lámparas de incandescencia, supuso el primer paso tecnológico para poder utilizar el agua como
fuente de energía eléctrica.
83
84
¿Cuándo se inició la construcción
de centrales hidroeléctricas
en España?
L
as primeras centrales hidroeléctricas españolas fueron
construidas a finales del siglo XIX. Buena parte de la
fase inicial del desarrollo eléctrico español estuvo ligada a la expansión de este tipo de instalaciones, como
lo prueba el hecho de que en 1901 el 40% de las centrales eléctricas existentes en el país fuera de tipo hidroeléctrico.
No obstante, el desarrollo hidroeléctrico tropezaba en el siglo XIX con una importante dificultad.
Dado que la electricidad era generada en forma de
corriente continua, no era posible su transporte a larga distancia. En consecuencia, el emplazamiento de
las centrales hidroeléctricas construidas en este tiempo estuvo fuertemente condicionado por la coincidencia
en un mismo lugar de un salto de agua y de un centro de consumo. En otras palabras, sólo podían ser aprovechados aquellos recursos hidroeléctricos que se
encontraban próximos a centros de consumo, por lo
que en algunas ocasiones el emplazamiento de los
recursos hidráulicos determinó la localización de algunas industrias.
En los años veinte, la política hidráulica española se planteó como objetivo el aprovechamiento integral de las cuencas hidrográficas. Este planteamiento
llevó en la siguiente década al inicio del aprovechamiento integral de la cuenca del Duero, operación que
fue terminada en los años cuarenta y sirvió de modelo a seguir para el desarrollo del resto de las cuencas
peninsulares.
Esta política hidráulica estuvo basada en el ordenamiento jurídico existente, el cual tenía como principal elemento la Ley de Aguas de 13 de junio de 1879,
que ha sido considerada como texto modélico, manteniéndose en vigor durante más de un siglo (hasta el
año 1985, en que fue sustituida por la nueva Ley de
Aguas, actualmente en vigor).
Asimismo, la constitución de una serie de empresas eléctricas de carácter público a finales de los años
cuarenta vino a sumarse al esfuerzo que hasta entonces había sido realizado por empresas eléctricas privadas, lo cual dio un fuerte impulso al desarrollo hidroeléctrico, que continuó su marcha a buen ritmo en los
Tabla III.1
Evolución de la potencia hidroeléctrica
en España (1940-2001)
Potencia (MW)
85
¿Cómo ha evolucionado
el sistema hidroeléctrico
español?
A
comienzos del siglo XX, en el momento en el que el
consumo de electricidad se empieza a generalizar en
España y el descubrimiento de la corriente alterna permite el transporte de energía eléctrica a distancia, se
inicia la construcción de las primeras grandes centrales hidroeléctricas. Éstas experimentaron a lo largo de
toda la primera década del siglo un gran desarrollo.
La construcción de las grandes obras hidroeléctricas exigía una utilización de recursos económicos inhabitual hasta entonces, por su magnitud, dentro del sector eléctrico. Para poder hacer frente a este
reto económico y financiero, se crearon numerosas
sociedades anónimas dedicadas a la producción y distribución de electricidad, algunas de las cuales existen actualmente.
Año
Hidroeléctrica
Total
Participación
Hidr./Total (%)
1940
1945
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
1.350
1.458
1.906
3.200
4.600
7.193
10.883
11.954
13.577
14.661
16.642
16.940
16.950
17.375
17.430
17.610
17.640
17.760
17.860
17.881
18.060
1.731
1.876
2.553
4.103
6.567
10.173
17.924
25.467
31.144
41.467
45.376
46.307
46.385
47.196
47.829
49.292
51.012
52.013
53.753
55.904
58.025
78,0
77,7
74,7
78,0
70,0
70,7
60,7
46,9
43,6
35,4
36,7
36,6
36,5
36,8
36,4
35,7
34,5
34,1
33,3
31,9
31,1
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
83
años siguientes. En el año 1940 se contaba con una
potencia hidroeléctrica de 1.340 MW.
Dado que el crecimiento del parque eléctrico
español fue basándose a partir de los años sesenta en
centrales termoeléctricas de combustibles fósiles y, después, en nucleares, la participación porcentual de la
potencia hidroeléctrica en la total instalada en España ha ido descendiendo. No obstante, la construcción
de centrales hidroeléctricas no se ha detenido y, como
consecuencia de ello, España cuenta en la actualidad
con unos de los parques hidroeléctricos más desarrollados del mundo.
Esta evolución del parque hidroeléctrico puede
verse para el periodo 1940-2001, en la Tabla III.1 y Gráficos III.3 adjuntos, pasando la contribución porcentual del 78% en 1940, a aproximadamente el 36% en
2006.
La potencia hidroeléctrica instalada en España
ha pasado de los 1.350 MW de 1940 a los 20.076 MW
(incluyendo 1.536 MW eólica y algunas pequeñas instalaciones solares) que estaban en servicio a principios
del año 2000, lo que pone de manifiesto que en España se ha llevado a cabo un importante esfuerzo para
aprovechar los recursos hidráulicos existentes en nuestro país.
Gráfico III.3
Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada
(Total España) (MW)
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
84
¿Cuál es la situación actual
de la producción hidroeléctrica
en España?
E
ntre los años 1940 y 2001 se ha registrado un apreciable descenso de la contribución de la producción
de origen hidroeléctrico en la estructura de la producción total de electricidad. Ello se debe a que la
potencia de las centrales termoeléctricas ha crecido a
un ritmo mayor a lo largo de dicho periodo.
A diferencia del resto de fuentes de generación
masiva de electricidad que utilizan combustibles convencionales o nuclear, la producción hidroeléctrica de
un determinado aprovechamiento o sistema hidroeléctrico está sometida a fuertes variaciones de un año
a otro, debido al nivel de pluviosidad en la cuenca vertiente. Asimismo las producciones mencionadas presentan diferencias importantes a lo largo del año.
Así, por ejemplo, la buena hidraulicidad del año
1979 hizo posible que en dicho ejercicio la producción hidroeléctrica alcanzara una cifra absoluta récord
Tabla III.2
Evolución de la producción hidroeléctrica
en España (1940-2001)
Año
Energía Hidroeléctrica
(GWh)
Total
(GWh)
Participación
Hidr./Total (%)
1940
1945
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
3.353
3.180
5.017
8.937
15.625
19.686
27.959
26.502
30.807
33.033
26.184
20.570
25.728
29.119
24.450
41.717
36.655
37.685
28.035
31.831
44.010
3.617
4.173
6.853
11.836
18.614
31.723
56.490
82.515
110.483
127.363
151.741
161.105
160.890
164.942
169.094
176.510
189.381
196.046
208.258
224.779
237.259
92,7
76,2
73,2
75,5
83,9
62,1
49,5
32,1
27,9
25,9
17,3
12,8
16,0
17,7
14,5
23,6
19,3
19,2
13,5
14,2
18,5
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
86
Gráfico III.4
Tabla III.3
Evolución de la producción hidroeléctrica
(Total España)
Cuencas Hidrográficas en España.
Características hidroeléctricas
Cuenca
Hidrográfica
Superficie
(Km2)
Norte
Ebro
Duero
Tajo
Júcar
Guadalquivir
Pirineo Oriental
Sur
Segura
Guadiana
Canarias
Baleares
TOTAL
Número de ríos
hidroeléctricos
Número de
centrales
MW
53.913
86.099
78.972
55.769
42.904
63.085
16.493
18.391
18.631
59.873
7.273
5.014
173
100
34
28
14
31
26
12
7
4
1
0
265
282
166
97
72
58
201
23
26
20
1
—
4.179
4.046
3.584
2.623
1.388
603
297
457
79
359
1
—
506.417
430
1.211
17.616
Fuente: Estadística Eléctrica. MINER 1998.
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
de 47.473 millones de kWh, el 44,9% de la producción total de dicho año. Por el contrario, la intensa
sequía de 1992 provocó que la generación hidroeléctrica se situara en 20.570 millones de kWh –la cifra más
baja desde 1965–, lo que supuso sólo el 12,8% de la
producción eléctrica de dicho año. Toda la serie, desde el año 1940 al año 2000, puede verse en la Tabla III.2
y en el Gráfico III.4.
87
¿Cuáles son las características
hidroeléctricas de las cuencas
hidrográficas españolas?
mente disponibles. También se incluye la superficie que
abarca cada cuenca, así como el número de ríos hidroeléctricos que contiene.
¿Cómo es la distribución
por comunidades autónomas
de las centrales hidroeléctricas
españolas?
L
a distribución de las centrales hidroeléctricas por Comunidades Autónomas se recoge en la Tabla III.4 que se
acompaña.
¿Cuáles son las principales
centrales hidroeléctricas
españolas?
L
a ubicación de las instalaciones hidroeléctricas españolas obedece a criterios de optimización de la producción y se adapta, por tanto, a las condiciones orológicas y a las características de los ríos en las distintas cuencas, respondiendo al aprovechamiento máximo
e integral de los recursos hidráulicos. Por lo tanto, su
distribución presenta, en lo que se refiere a número
de centrales y potencia instalada, diferencias muy acusadas de unas cuencas a otras.
En la Tabla III.3 se recoge esta información para
el año 1998, de acuerdo con los últimos datos oficial-
88
89
E
l parque español de centrales hidroeléctricas presenta una gran diversidad en cuanto a tamaño de las instalaciones. Hay en servicio 20 centrales de más de 200
MW que representan conjuntamente alrededor del 50%
de la potencia hidroeléctrica total de España. Las de
mayor potencia son las de Aldeadávila, con 1.139,2 MW
de potencia total, José María Oriol, con 915,2 MW, y
85
Tabla III.4
Distribución por comunidades autónomas y provincias de las principales centrales hidroeléctricas.
Año 1998
Provincia
Número de centrales
Potencia (MW)
Andalucía
– Almería
– Cádiz
– Córdoba
– Granada
– Huelva
– Jaén
– Málaga
– Sevilla
79
1
3
8
18
0
26
13
10
1.082
—
9
59
82
0
180
481
271
Aragón
– Huesca
– Teruel
– Zaragoza
102
59
21
22
1.533
1.097
29
407
Asturias
40
725
Baleares
—
—
Canarias
1
1
Cantabria
19
424
Castilla-La Mancha
– Albacete
– Ciudad Real
– Cuenca
– Guadalajara
– Toledo
100
29
5
28
23
15
760
41
2
147
300
270
Castilla y León
– Ávila
– Burgos
– León
– Palencia
– Salamanca
– Segovia
– Soria
202
15
27
44
20
26
13
15
3.912
74
39
409
74
2.513
10
16
Provincia
Número de centrales
Potencia (MW)
– Valladolid
– Zamora
25
17
23
754
Cataluña
– Barcelona
– Girona
– Lleida
– Tarragona
285
95
91
96
3
2.266
118
144
1.689
315
Ceuta
—
—
Comunidad Valenciana
– Alicante
– Castellón
– Valencia
30
2
8
20
1.269
2
48
1.219
Extremadura
– Badajoz
– Cáceres
34
11
23
2.165
194
1.971
Galicia
– A Coruña
– Lugo
– Ourense
– Pontevedra
130
43
23
44
20
2.902
326
478
2.008
90
La Rioja
18
40
Madrid
15
98
Melilla
—
—
Murcia
17
38
Navarra
93
392
País Vasco
– Álava
– Guipúzcoa
– Vizcaya
46
5
29
12
146
33
24
89
1.211
17.753
Total
Fuente: Estadística Eléctrica. MINER 1998 y UNESA.
el aprovechamiento de Cortes-La Muela, con 908,3 MW
de potencia conjunta.
Otras 15 centrales, que poseen entre 100 MW
y 200 MW, representan conjuntamente alrededor del
12% de la potencia hidroeléctrica total; 36 centrales más
cuentan con una potencia entre 50 MW y 100 MW y
suponen el 14,3% de la potencia global.
Una relación de las 35 centrales con más de 100
MW se recoge en la Tabla III.5 que se acompaña, juntamente con el río, la cuenca y la provincia en donde están ubicadas.
86
¿Cuántas centrales de bombeo
hay en España?
E
spaña dispone actualmente de 24 centrales de bombeo –ocho de ellas de bombeo puro y las 16 restantes mixtas– con una potencia conjunta de 4.996 MW.
Entre estas centrales se encuentran algunas de
las hidroeléctricas españolas de mayor potencia,
como son la de Villarino, sobre el río Tormes, cuya
potencia instalada asciende a 810 MW; la de La Mue-
90
Tabla III.5
Principales centrales hidroeléctricas españolas. Año 2000
Central hidroeléctrica
Aldeadávila I y II (*)
José María de Oriol
Cortes-La Muela (**)
Villarino
Saucelle I y II
Potencia (MW)
1.139,2
915,2
908,3
810,0
570,0
Río
Cuenca Hidrológica
(Provincia)
Duero
Tajo
Júcar
Tormes
Duero
Duero
Tajo
Júcar
Duero
Duero
Salamanca
Cáceres
Valencia
Salamanca
Salamanca
Estany Gento-Sallente
Cedillo
Tajo de la Encantada
Aguayo
Mequinenza
451,0
440,0
360,0
339,2
324,0
Flemisell
Tajo
Guadalhorce
Torina
Ebro
Ebro
Tajo
Sur
Norte
Ebro
Lleida
Cáceres
Málaga
Cantabria
Zaragoza
Puente Bibey
San Esteban
Ribarroja
Conso
Belesar
285,2
265,5
262,8
228,0
225,0
Bibey
Sil
Ebro
Camba
Miño
Norte
Norte
Ebro
Norte
Norte
Ourense
Ourense
Tarragona
Ourense
Lugo
Valdecañas
Moralets
Guillena
Bolarque I y II
Villalcampo I y II
225,0
221,4
210,0
236,0
206,0
Tajo
N.Ribagorzana
Ribera de Huelva
Tajo
Duero
Tajo
Ebro
Guadalquivir
Tajo
Duero
Cáceres
Huesca
Sevilla
Guadalajara
Zamora
Castro I y II
Azután
Los Peares
Esla
Tanes
189,8
180,0
159,0
133,2
133,0
Duero
Tajo
Miño
Esla (Ricobayo)
Nalón
Duero
Tajo
Norte
Duero
Norte
Zamora
Toledo
Lugo
Zamora
Asturias
Frieira
Torrejón
Salime
Cofrentes
Cornatel
130,0
129,6
126,0
124,2
121,6
Miño
Tajo-Tiétar
Navia
Júcar
Sil
Norte
Tajo
Norte
Júcar
Norte
Ourense
Cáceres
Asturias
Valencia
Ourense
Tabescán Superior
Castrelo
Gabriel y Galán
Canelles
Cíjara I y II
120,4
112,0
110,0
108,0
102,3
Lladorre-Tabescán
Miño
Alagón
N. Ribagorzana
Guadiana
Ebro
Norte
Tajo
Ebro
Guadiana
Lleida
Ourense
Cáceres
Lleida
Badajoz
Fuente: UNESA.
(*) Aldeadávila II es una central mixta con bombeo de 421 MW.
(**) En el aprovechamiento Cortes-La Muela, la central de La Muela es de bombeo puro. Tiene 628,35 MW.
la, sobre el río Júcar, con 628,4 MW; la de Estany
Gento-Sallente, sobre el Flamisell, de 451 MW; Aldeadávila II, sobre el Duero, con 420 MW; la de Tajo
de la Encantada, sobre el río Guadalhorce, de 360
MW de potencia; o la de Aguayo, sobre el río Torina, con 339,2 MW.
¿Cómo ha sido el desarrollo
de las minicentrales hidráulicas
en España?
91
E
stas centrales tuvieron mucha importancia durante la
primera etapa del desarrollo del sistema eléctrico español y fueron básicas para la electrificación de las pobla-
87
ciones pequeñas cercanas a sus instalaciones. Sin
embargo, después, y hasta la crisis del petróleo de los
años setenta, la orientación del desarrollo hidroeléctrico se centró en las instalaciones de gran potencia y
con regulación.
Después de las crisis energéticas y teniendo los
Planes Energéticos como objetivos importantes alcanzar una mayor independencia energética, así como un
mayor énfasis en el medio ambiente y conservación
de la energía, las minicentrales hidroeléctricas reciben
por parte del Ministerio español de Industria y Energía, un impulso muy importante.
Las empresas eléctricas asociadas en UNESA se
prepararon para la construcción de centrales de pequeña potencia en aquellos emplazamientos en los que
no era posible construir instalaciones de mayor tamaño y, sobre todo, en la recuperación y modernización
de instalaciones de este tipo ya existentes, pero que
se encontraban fuera de servicio por diversas razones.
Así, la Administración y las empresas eléctricas
de UNESA pusieron en marcha en 1980 varios estudios para evaluar el potencial hidroeléctrico aprovechable a base de pequeñas centrales y, posteriormente,
para identificar en cada comunidad autónoma los
emplazamientos concretos de mayor interés.
Por otro lado, en 1981, el Ministerio y las empresas agrupadas en UNESA iniciaron un Plan Acelerado
de Minicentrales Hidroeléctricas que permitió, en un
corto plazo de tiempo, la conexión a la red de más
de un centenar de instalaciones con potencias unitarias situadas entre los 250 y 5.000 kilovatios. Dicho programa representó una inversión de más de 14.000 millones de pesetas, consiguiendo una potencia conjunta
de unos 190 MW y un aumento de la producción de
unos 280 millones de kWh.
Como consecuencia de todo lo anterior y del
establecimiento en España (en la UE también) de un
marco legal y económico favorable al fomento de las
pequeñas centrales (<10 MW), el país cuenta en el año
2000 con un total de unas 700 minicentrales hidroeléctricas en servicio de menos de 10 MW, que suman
una potencia de 1.013 MW y pueden generar alrededor de 2.700 millones de kWh anuales.
En la Tabla III.6 se ve la evolución de la potencia instalada en minicentrales durante el periodo 19862000, así como los incrementos porcentuales habidos
en cada año con respecto al anterior.
88
Tabla III.6
Evolución de la potencia instalada
en minicentrales hidráulicas (<10 MW)
(1986-2000)
Año
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
153
184
213
262
334
396
512
606
660
725
765
795
884
936
1.013
—
20
16
23
27
19
29
18
9
10
6
4
11
86
8
Fuente: UNESA.
Estas centrales funcionan en un régimen de generación especial, en el cual además de percibir el precio del mercado de generación, perciben una prima
para su fomento.
Cabe, asimismo, mencionar las actividades de
I + D que en este campo se llevaron a cabo a través
del Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE) del sector eléctrico español,
que incluyó un buen número de proyectos destinados
a modernizar e incrementar el rendimiento de este tipo
de centrales.
¿Cuántos embalses
hidroeléctricos hay
en España?
S
egún los últimos datos oficiales disponibles, en 1999
España contaba con 1.024 embalses con una capacidad total de almacenamiento algo superior a los 56.000
Hm3, de los que aproximadamente el 40% de esta capacidad corresponde a embalses construidos por las
empresas eléctricas. En términos de energía, y con datos
de UNESA de 31 de diciembre de 1999, la capacidad
total de los embalses hidroeléctricos españoles equivalía a 17.708 millones de kWh, de los cuales 8.164
92
millones de kWh correspondían a embalses anuales y
9.544 millones de kWh a embalses hiperanuales.
Conviene recordar, no obstante, que no todos
los embalses se utilizan exclusivamente –y, en muchos
casos, ni siquiera fundamentalmente– para la producción de electricidad. Hay embalses cuyo papel esencial es el abastecimiento de agua para consumo doméstico o para riegos, o la simple regulación del caudal
de los ríos, independientemente de que sean utilizados además para la generación de energía eléctrica,
uso que es compatible con los anteriores.
93
¿Cuál es la distribución
geográfica de los embalses
españoles?
A
l igual que ocurre con las centrales hidroeléctricas, los
embalses españoles presentan, lógicamente, una distribución irregular entre las distintas cuencas hidrográficas. Por otro lado, no existe una relación directa
entre el número de embalses que hay en una cuenca
y el número de centrales que dicha cuenca posee, ya
que puede ocurrir que sean varios los embalses que
regulan una misma central o, por el contrario, que un
solo embalse regule a varias centrales.
Así, a finales de 1998, la cuenca del Tajo tenía
198 embalses y 97 centrales, mientras que la del Ebro,
aunque poseía un número inferior de embalses –151–,
contaba con un número mayor de centrales hidroeléctricas –282–.
Las razones que explican esta no correspondencia se encuentran, asimismo, en última instancia,
en la diversidad de condiciones orológicas y climatológicas que se dan en las distintas zonas de la Península. Por ejemplo, la vertiente Cantábrica registra un
volumen de lluvias superior a la media nacional y sus
ríos, aunque numerosos, son cortos y de caudal no muy
grande. Por ello, su aprovechamiento hidroeléctrico a
base de embalses de gran dimensión resulta difícil. Sin
embargo, en la vertiente Atlántica y en la cuenca del
Ebro, los ríos son más largos y caudalosos, lo que permite la ubicación de grandes embalses que pueden
regular a varias centrales a la vez.
Por consiguiente, el reparto de los embalses
españoles entre las distintas cuencas es extremadamente
irregular y responde a la necesidad de adaptarse en
Tabla III.7
Distribución de los embalses españoles
por cuencas hidrográficas. Año 1998
Cuenca hidrográfica
Tajo
Guadiana
Guadalquivir
Ebro
Duero
Norte
Júcar
Sur
Segura
Pirineo Oriental
Canarias (Insular)
Baleares (Insular)
TOTAL España
Número de embalses
Capacidad (Hm3)
198
126
107
151
67
112
47
37
27
14
114
2
11.135
9.619
8.867
7.702
7.667
3.721
3.349
1.319
1.223
772
101
11
1.024
56.174
Fuente: Libro Blanco del Agua. Ministerio de Medio Ambiente. Año 1998.
cada caso a las características orológicas de dichas cuencas, con el fin de dar lugar a un mejor aprovechamiento
de los recursos existentes en ellas. En la Tabla III.7 se
presenta para cada cuenca hidrográfica el número de
embalses y la capacidad total (Hm3) que tenía en el
año 1998. En ella puede verse que la cuenca del Tajo,
con más de 11.000 Hm3, es la de mayor capacidad,
seguida de las del Guadiana, Guadalquivir, Ebro y Duero. Los menores son, lógicamente, los correspondientes a las zonas insulares.
¿Cuáles son los embalses
hidroeléctricos españoles
de mayor capacidad?
94
D
e entre los embalses hidroeléctricos españoles, sólo tres
sobrepasan los 2.000 Hm3 de capacidad. Son el de La
Serena, con 3.232 Hm3, cuyo objetivo fundamental es
el regadío; Alcántara, sobre el río Tajo, con 3.137 hectómetros cúbicos, que alimenta a la central de José M.a
Oriol; y el de La Almendra, sobre el río Tormes (Duero), con 2.649 hectómetros cúbicos de capacidad, que
regula a la central de Villarino.
Otros cinco embalses superan los 1.000 Hm3 de
capacidad: Buendía, en el Guadiela (Tajo); Mequinenza,
en el Ebro; Cíjara, en el Guadiana; Valdecañas, en el
Tajo; y Esla o Ricobayo en el Esla (Duero).
89
Tabla III.8
Principales embalses españoles. Año 2000
Embalse
La Serena
Alcántara
Almendra
Buendía
Mequinenza
Cíjara
Valdecañas
Esla o Ricobayo
Iznájar
Gabriel y Galán
Contreras
Volumen embalsado (Hm3)
Río
3.232
3.157
2.649
1.639
1.566
1.532
1.446
1.200
980
924
874
Zújar
Tajo
Tormes
Guadiela
Ebro
Guadiana
Tajo
Esla
Genil
Alagón
Cabriel
Cuenca Hidrográfica
Guadiana
Tajo
Duero
Tajo
Ebro
Guadiana
Tajo
Duero
Guadalquivir
Tajo
Júcar
Central eléctrica
Potencia (MW)
La Serena
José María Oriol
Villarino
Buendía
Mequinenza
Cíjara
Valdecañas
Esla
Iznájar
Gabriel y Galán
Contreras
25
915
810
55
324
102
225
133
76
110
76
Fuente: UNESA.
Por último, los embalses de Iznájar sobre el Genil
(Guadalquivir), Gabriel y Galán sobre el Alagón (Tajo)
y Contreras sobre el Cabriel (Júcar) tienen una capacidad un poco inferior: 980, 924 y 874 hectómetros cúbicos, respectivamente.
Algunos de los embalses indicados son multiuso, es decir, son embalses realizados por el Estado
para diversos usos: abastecimiento doméstico, regadío,
regulación hidráulica y laminación de avenidas, principalmente. En esos casos, el embalse se explota con
los criterios que marca la Administración Pública, teniendo en cuenta las prioridades del uso. El usuario hidroeléctrico sigue las órdenes de explotación que da la
administración hidráulica y contribuye, al igual que el
resto de usuarios, a sufragar los costes de inversión,
administración y operación del aprovechamiento.
En la Tabla III.8 que se acompaña se recogen
los embalses hidroeléctricos de mayor capacidad, así
como su ubicación y la potencia eléctrica instalada en
cada uno de ellos.
95
¿Cuáles son los embalses
hidroeléctricos españoles
con mayor altura
de sus presas?
E
n España existen 24 presas de más de 100 metros de
altura. De entre ellas destaca especialmente la presa
del embalse de La Almendra, con 202 metros de altu-
90
ra. Cabe mencionar también las de los embalses de
Canelles, Las Portas, Aldeadávila, Susqueda, Salime,
Belesar, Alcántara e Iznájar.
No existe proporcionalidad entre potencia de la
central, capacidad de embalse y altura de la presa. Así,
José M.a Oriol es la segunda central por su potencia
y posee el embalse de mayor capacidad, pero su presa es la octava del país por su altura; la central de Villarino, cuarta por su potencia, cuenta con el segundo
embalse del país en cuanto a la capacidad y con la
presa de mayor altura; Belesar, por su parte, es la decimoquinta central del país y su embalse no se encuentra entre los diez primeros, pero su presa, en cambio,
es la séptima más alta de España.
¿Cuál ha sido el régimen
de explotación
de los embalses hidroeléctricos
españoles?
D
ado el régimen irregular de lluvias y el clima predominantemente seco que caracteriza a una parte muy
importante de España, el agua realmente almacenada
en cada momento en los embalses hidroeléctricos se
sitúa, lógicamente, por debajo del máximo de su capacidad. Así, se registran oscilaciones considerables en
función de la mayor o menor pluviosidad, de los criterios de explotación del conjunto del sistema eléctrico nacional y especialmente, de las necesidades de uti-
96
Tabla III.9
Gráfico III.5
Evolución del régimen de llenado
de los embalses españoles (31-XII-cada año)
Energía embalsada en el último día de mes.
Años 2000 y 2001 (Millones kWh)
Años
Sistema de
Régimen anual (%)
Sistema de
Régimen hiperanual (%)
Sistema Total
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
15
11
70
76
74
74
52
80
35
84
61
42
61
46
28
29
48
31
38
32
55
57
59
42
36
48
53
40
54
33
29
60
31
70
37
32
48
50
44
59
60
79
41
51
72
31
33
16
21
43
76
71
68
82
58
57
66
38
26
57
41
47
70
51
42
29
33
54
54
57
35
25
22
18
36
43
32
35
40
46
29
28
37
32
25
26
45
72
56
29
47
41
25
14
45
59
75
72
59
81
45
72
64
41
46
51
35
38
59
42
40
30
43
55
56
50
35
35
36
28
44
39
31
46
36
57
33
30
42
40
34
40
55
75
49
44
58
36
Fuente: UNESA e Iberdrola.
Fuente: UNESA e Iberdrola.
lización del agua para usos no energéticos y de consideraciones medioambientales.
La evolución en el régimen de llenado de los
sistemas de regulación anual e hiperanual del equipo
hidroeléctrico español, durante el periodo 1956-1999,
se recoge en la Tabla III.9 adjunta. En ella se especifica el nivel de llenado a 31 de diciembre de cada año,
para el periodo 1978-2000. Puede apreciarse la gran
irregularidad a la que se hacía antes referencia.
Asimismo, esta irregularidad en el régimen de
llenado del equipo hidroeléctrico se produce mes a mes
a lo largo del año, como puede verse en el Gráfico III.5,
para los meses de los años 2000 y 2001.
¿Cuáles son las características
de la pluviosidad
en España?
97
L
os recursos hidráulicos de un país dependen fundamentalmente de su grado de pluviosidad, de los desniveles de su orografía y de las características de sus
ríos. Así como los dos últimos aspectos mencionados
son prácticamente invariables a lo largo del tiempo,
91
la pluviosidad puede tener, dentro de determinados
límites, oscilaciones muy significativas.
Por su parte, la producción de energía hidroeléctrica depende, por un lado, de esos recursos hidráulicos que pueden ser, –por lo que se refiere a la pluviosidad– muy variables; y, por otro, de la potencia
hidroeléctrica instalada. De ahí que, en un país como
España, que cuenta con un importante porcentaje de
potencia hidráulica dentro de su parque eléctrico, la
influencia de la pluviosidad en el abastecimiento de
energía eléctrica sea importante.
España cuenta con abundantes montañas y ríos,
si bien, en general, ni las primeras son muy altas, ni
los segundos muy largos y caudalosos.
Por lo que se refiere al clima, se trata de un país
predominantemente seco, con irregulares precipitaciones que se distribuyen de forma poco uniforme
entre las distintas regiones que lo componen. Con frecuencia se registran grandes periodos de sequía, alternados con fases muy breves de intensas precipitaciones.
En el periodo 1965-1996, la lluvia total caída
sobre el país ha oscilado mucho. Así, tenemos una gran
variación entre los 184.325 hectómetros cúbicos del año
1990 y los 362.238 hectómetros cúbicos de 1996. Y la
lluvia media anual, entre los 373 litros por metro cuadrado de 1990 y los 731 litros por metro cuadrado de
1996. (Véase Tabla III.10)
Por otra parte, hay que tener en cuenta que, del
volumen total de agua caída, sólo alrededor del 50%
se convierte en aportaciones reales a los ríos, por lo
que la oscilación entre ambos años puede ser, en términos de aportaciones efectivas, todavía mayor, ya que
en periodos secos la aportación efectiva es porcentualmente más baja.
¿Cuál es la pluviosidad
en las distintas cuencas
hidrográficas españolas?
A
demás de que la pluviosidad es muy desigual de un
año a otro, su distribución geográfica difiere mucho
de unas zonas a otras. Las zonas geográficas españolas de mayor pluviosidad media son Galicia, Asturias,
la zona norte de León, la región pirenaica, Cantabria,
el País Vasco, algunos puntos del Sistema Central, la
Cordillera Penibética y el sur de la Cordillera Bética.
Por el contrario, Extremadura, Castilla-La Mancha, algunas zonas de Aragón y, sobre todo, el sureste de la
Península –entre Almería y Murcia– son las áreas con
menores índices pluviométricos.
Según puede apreciarse en los datos de la tabla
adjunta, referidos al año 1995, hay una notable diferencia entre la lluvia registrada en dicho año en cuencas como la del Guadalquivir y Segura y la registrada
en cuencas como la Norte o la del Pirineo Oriental.
Tabla III.11
Distribución de la pluviosidad por cuencas
hidrográficas. Año 1995
Cuencas hidrográficas
Norte
Duero
Tajo
Guadiana
Guadalquivir
Sur
Segura
Júcar
Ebro
Pirineo Oriental
TOTAL
Tabla III.10
98
Lluvia media (mm)
Lluvia total (Hm3)
1.272
428
494
440
359
299
105
278
344
483
68.577
33.800
27.550
26.344
22.648
5.499
1.956
11.927
29.632
7.966
512
253.015
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. Servicio de Recursos Hidráulicos.
Evolución de la pluviosidad en España
Años
Lluvia media
(mm)
Lluvia total
(Hm3)
Años
Lluvia media
(mm)
Lluvia total
(Hm3)
1965
1970
1975
1980
1985
1990
688
565
616
528
586
373
339.943
279.404
304.356
260.775
289.446
184.325
1991
1992
1993
1994
1995
1996
466
461
485
479
512
731
230.283
227.812
239.601
236.707
253.015
361.238
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente e Instituto de Meteorología.
92
¿Cómo afectan al sistema
eléctrico español los periodos
de sequía?
E
n periodos de sequía, aun con el sistema de regulación hiperanual existente, la escasez de agua reduce
considerablemente la disponibilidad de las centrales
99
hidroeléctricas. Ello obliga a incrementar de manera
sustancial la producción de las centrales que utilizan
carbón, fuelóleo o gas a fin de cubrir el déficit de producción de origen hidráulico.
Dado que el coste variable del kWh producido por una central hidroeléctrica es mucho menor que
el coste variable del kWh generado por una central
termoeléctrica clásica, tiene lugar entonces un apreciable encarecimiento de los costes de producción de
la electricidad. Por ejemplo, puede estimarse en más
de 160.000 millones de pesetas el sobrecoste causado al sistema eléctrico español por el grave periodo
de sequía que afectó a España entre los años 1992 y
1995.
100
¿Cuál es el nivel de desarrollo
del sistema hidroeléctrico
español?
E
l Potencial Teórico Bruto en España se estima en unos
150.000 GWh anuales, de los cuales una parte muy
importante son de difícil ejecución debido a su situación: parques naturales, zonas pobladas, o por ser prioritarios para otros usos: abastecimiento doméstico, regadío, usos industriales, etc.
Teniendo en cuenta estas consideraciones se llega a otro valor, el Potencial Técnicamente Desarrolla-
ble, que es en función de las tecnologías y variables
económicas de cada momento, independientemente de
la conveniencia de su desarrollo. Este potencial se estima en unos 65.500 GWh/año, de los que aproximadamente 13.000 GWh/año corresponden a instalaciones con potencia inferior a los 10 MW.
Por otra parte, el potencial ya desarrollado, es
decir, la energía producible media anual del parque
hidroeléctrico español, era en la década de los noventa de aproximadamente 31.600 GWh, cifra que ha ido
reduciéndose en los últimos años. Esta disminución se
debe al descenso de precipitaciones y, fundamentalmente, a las mayores detracciones para los usos consecutivos. Se considera que los regadíos disminuyen
el producible hidroeléctrico del orden del 0,36% anual.
La distribución de estos potenciales por cuencas hidrográficas se recoge en la Tabla III.12 y Gráfico III.6 que
se adjuntan.
En España se dispone actualmente de un parque hidroeléctrico de casi 1.300 centrales, lo que supone más de 1.000 grandes presas, consiguiendo tener
una capacidad de regulación de unos 56.000 Hm3, aproximadamente el 40% de los recursos. De esa cantidad,
el 37% (17.200 Hm3) son regadíos por embalses construidos por empresas eléctricas.
Finalmente, conviene indicar que la potencia
total hidroeléctrica instalada en España a finales de 2001
era de 18.060 MW, frente a 28.799 MW térmicos convencionales y 7.816 MW térmicos nucleares. La pro-
Tabla III.12
Potencial hidroeléctrico español por cuencas hidrográficas (GWh/año)
Potencial de futura utilización
Cuenca
Potencial actualmente
desarrollado
Aprovechamientos
medianos y grandes
Aprovechamientos
pequeños
Total
Total potencial
técnicamente desarrollable
Potencial
fluvial bruto
Norte
Duero
Tajo
Guadiana
Guadalquivir
Sur de España
Segura
Júcar
Ebro
Pirineo Oriental
10.600
6.700
3.900
300
400
200
100
1.200
7.600
600
9.300
4.200
4.200
300
500
100
600
1.000
7.000
100
2.700
600
600
—
300
300
100
400
1.400
300
12.000
4.800
4.800
300
800
400
700
1.400
8.400
400
22.500
11.500
8.700
600
1.200
600
800
2.600
16.000
1.000
34.280
29.400
16.540
3.830
10.410
2.740
2.090
7.490
40.060
3.520
TOTAL cuencas
31.600
27.300
6.700
34.000
65.600
150.360
Fuente: Estudio aprovechamiento del Potencial: MOPU, MINER, UNESA e INTECSA.
93
Gráfico III.6
Potencial hidroeléctrico distribuido por cuencas
Fuente: UNESA.
ducción media de energía hidroeléctrica en España en
la década de los noventa ha sido de 30.850 GWh, y
la del año 2001 de 44.010 GWh.
101
¿Cómo ha sido el desarrollo
hidroeléctrico de España
en el contexto internacional?
E
n el potencial de la producción hidroeléctrica intervienen fundamentalmente dos factores, el caudal de
los ríos y los desniveles de su orografía. Como consecuencia, en términos absolutos, los países de gran
tamaño, que cuentan con largos y caudalosos ríos, suelen estar entre los principales productores mundiales.
Éste es el caso de Canadá, EE.UU., Brasil, China, Rusia
y la India, que se encuentran entre los mayores productores mundiales. Además también influyen otros factores como el grado de desarrollo tecnológico, la dimensión de su consumo de electricidad y las disponibilidades financieras del país. Así, naciones de dimensión
media como Francia, Noruega, Suecia y España, con
un nivel de desarrollo alto, figuran también entre los
grandes productores de hidroelectricidad.
El Potencial Técnico mundial es del orden de
los 14.300.000 GWh/año, según un estudio que publi-
94
có Naciones Unidas en el año 2000, Energy and the
Challenge of Sustainability. UN Development Program
World Energy Council. 2000.
La producción hidroeléctrica del año 1995 en
el mundo fue de 2.500.000 GWh, lo que representó
el 18,9% de la producción eléctrica mundial. Según
la metodología actual de la Agencia Internacional de
la Energía, que considera a la energía hidroeléctrica
como primaria (1 MWh = 0,086 tep), esta producción
representa sólo el 2,6% de la producción de energía
primaria mundial. Sin embargo, si se utilizase el «criterio de sustitución» empleado por la AIE hasta hace
poco tiempo, que valoraba la hidroelectricidad como
energía primaria a través de «coeficiente de eficiencia
de una central térmica» (1 MWh = 0,2233), representaría el 6,7% de la energía primaria mundial. Ésta es
la razón del bajón tan importante que ha sufrido la
hidroelectricidad en los últimos balances energéticos
internacionales.
La producción hidroeléctrica, medida en términos de energía primaria (Mtep), de los diez países con
mayor producción durante el periodo 1985-1998, se
recoge en la Tabla III.13 adjunta.
En lo referente a los países de la UE (15), la producción hidroeléctrica de la Comunidad Europea en
el año 1995 fue de 307 TWh, de los que 37 fueron en
instalaciones minihidráulicas. La potencia instalada era
en ese año de 98 GW.
Teniendo en cuenta las cifras anteriores, puede
decirse de forma objetiva que España ha conseguido
Tabla III.13
Evolución de la producción de hidroelectricidad
por países (Mtep)
Canadá
EE.UU.
Brasil
China
Rusia
Noruega
Japón
India
Suecia
Francia
España
TOTAL mundial
1985
1990
1993
1996
1998
21,9
28,5
14,9
7,7
13,7
7,8
6,9
4,5
6,1
4,3
2,9
22,5
24,7
17,5
10,9
14,3
8,1
7,7
5,7
6,1
4,0
2,3
25,6
25,7
19,6
12,4
15,0
8,5
8,7
6,3
6,3
4,9
2,3
30,3
28,8
22,7
15,9
13,2
8,9
7,5
7,4
6,4
6,0
3,6
28,6
26,7
25,0
17,1
13,6
10,0
9,3
7,2
6,3
5,7
3,4
170,0
183,6
197,5
218,1
226,4
Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio 1999 y elaboración propia.
un elevado aprovechamiento de sus recursos hidráulicos para la generación de electricidad, hasta el punto de que su potencia hidroeléctrica en servicio se
encuentra entre las más altas de la UE y del resto de
países desarrollados. Y ello, a pesar de contar con condiciones climáticas y orológicas más desfavorables que
buena parte de estas naciones.
102
¿Cómo ha sido el desarrollo
de las minicentrales en España
en el contexto internacional?
E
stas instalaciones, al amparo de un marco administrativo y económico favorable, han experimentado un
gran desarrollo en España en los últimos años, recuperando parte del importante papel que cumplieron
hace varias décadas. De hecho, su potencia en servicio se ha multiplicado por diez a lo largo del último
decenio.
Su tecnología ha ido perfeccionándose, sobre
todo en los aspectos de automatismo, control y regulación, permitiendo un abaratamiento importante en
los costes de mantenimiento.
En el año 1999 operaban en España 696 minicentrales hidroeléctricas de potencia unitaria inferior
a los 10 MW que sumaban 889 MW y generaban unos
2.700 millones de kWh anuales. Su aportación suponía aproximadamente el 30% de la contribución total
de las nuevas energías renovables (sin hidráulicas
> 10 MW) al balance energético nacional del 1999.
El Potencial Técnicamente Desarrollable está
evaluado en unos 2.400 MW según el PFER (Plan de
Fomento de Energías Renovables), y se prevé la instalación de otros 720 MW, con una producible de
2.230 GWh/año para el año horizonte del PFER, el
2010.
En cuanto a la Unión Europea (15) se tienen los
siguientes valores para el año 1995:
– Potencia de minicentrales en servicio
(<10 MW) 9.500 MW.
– Producción de minicentrales en servicio
(<10 MW) 37.000 GWh.
Por otra parte, la European Small Hydropower
Association (ESHA) cifra en 400.000 GWh/año el Potencial Hidroléctrico Técnicamente explotable mediante
minicentrales en Europa, de los cuales 150.000 millones de kWh forman el potencial económicamente viable. A nivel mundial, la estimación es de unos 1.800.000
GWh/año, del cual se está explotando aproximadamente un 15%.
De todo lo anterior puede deducirse que España ha hecho un esfuerzo considerable en este área,
pudiéndose comparar favorablemente al realizado en
otros países de la Unión Europea. Si nuestro desarrollo se compara a nivel mundial, entonces el esfuerzo
relativo es aún mayor.
¿Cuál es el marco administrativo
del desarrollo hidroeléctrico
en España?
103
L
a 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 la entrada en
vigor de la nueva Ley de Aguas en 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 misma. 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 están 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 este tema
poco definido. Parece, en principio, que 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
95
instalaciones. Debería analizarse con cuidado esta situación que está comenzando a producirse.
104
¿Qué es la Ley de Aguas?
E
s la ley marco que regula la utilización de dominio
público hidráulico y el uso de las aguas continentales
integradas en el ciclo hidrológico en el ámbito de las
competencias atribuidas al Estado en la Constitución.
La Ley 29/985 de Aguas está estructurada en
ocho títulos, relativos al dominio público hidráulico,
a la administración del agua, a la planificación hidrológica, a la utilización y protección del dominio público hidráulico y de la calidad de las aguas, al régimen
económico-financiero de la utilización del dominio
público hidráulico y un último título relativo al régimen de infracciones y sanciones y competencias de
los tribunales.
Esta Ley vino a sustituir a la Ley de Aguas de
13 de junio de 1879 que fue considerada uno de los
textos modélicos del ordenamiento jurídico español,
manteniéndose en vigor durante más de un siglo. La
mayor innovación de la nueva Ley es la declaración
de dominio público hidráulico de todas las aguas continentales, excepto las termales o minerales, que continúan rigiéndose por su legislación específica.
Otros de los aspectos más interesantes de esta
Ley son:
– La unidad de gestión que supone la cuenca
hidrográfica y la participación de los usuarios
en la gestión.
– La creación del Consejo Nacional del Agua
como órgano consultivo superior en la materia.
– La creación de los Organismos de Cuenca
como entidades de derecho público con funciones de administración del dominio público hidráulico y de los aprovechamientos de
interés general.
– La concepción de la planificación hidrológica como elemento básico para la satisfacción
de las demandas de agua y equilibrar el desarrollo regional y sectorial. Se desarrolla a través de los Planes Hidrológicos de Cuenca y
del Plan Hidrológico Nacional.
– El establecimiento de un régimen de utiliza-
96
ción del dominio público hidráulico distinguiendo entre usos privativos y comunes. Los
usos privativos (concesiones) se otorgan
según las previsiones de los planes hidrológicos con carácter temporal y plazo no superior a 75 años de forma discrecional pero
motivada.
– Se pretende la protección del dominio público hidráulico y la consecución de un adecuado
nivel de calidad de las aguas. Para ello se instaura la autorización de vertido como figura
administrativa necesaria con carácter previo
para controlar la contaminación o degradación
del dominio público hidráulico.
– Se crea un régimen económico-financiero por
la utilización del dominio público hidráulico
basado en tres figuras impositivas.
• El canon de utilización que grava a la ocupación o utilización privativa del dominio
público hidráulico.
• El canon de vertido destinado a la protección y la mejora del medio receptor.
• El canon de regulación y las tarifas de riego destinadas a compensar la aportación del
Estado por las obras que éste realice y atender los gastos de explotación de las mismas.
Después de catorce años de rodaje, a finales de
1999 se promulgó la Ley de Reforma de la Ley de Aguas
con el fin de subsanar algunas deficiencias que se habían observado en el funcionamiento de la misma. Los
objetivos básicos de la Reforma fueron:
– Profundizar en la dimensión medioambiental
del recurso.
– Desarrollar los sistemas participativos en la gestión del agua y aumentar la colaboración entre
las distintas administraciones implicadas.
– Flexibilizar el régimen concesional y adoptar
el régimen económico-financiero a las nuevas realidades económicas y competitivas.
– Establecer el régimen jurídico de las obras
hidráulicas.
Con esta reforma y con la próxima finalización
del proceso de planificación hidrológica parece que
España dispondrá de un marco legal adecuado y flexible para la gestión y utilización de recursos hídricos
en condiciones medioambientales aceptables.
105
¿En qué consiste el Plan
Hidrológico Nacional
y los Planes Hidrológicos
de Cuenca?
E
n la Ley de Aguas la Planificación Hidrológica es el
instrumento básico para conseguir los objetivos previstos en la política hidráulica. Según la Ley, con la
planificación hidrológica se pretende conseguir la mejor
satisfacción de las demandas de agua para los distintos usos, a la vez que se persigue un equilibrio armonizado del desarrollo regional y sectorial mediante el
incremento de la disponibilidad del recurso de forma
que se proteja su calidad.
La planificación hidrológica se realiza en dos etapas mediante los Planes Hidrológicos de Cuenca y el
Plan Hidrológico Nacional (PHN).
Los Planes Hidrológicos de Cuenca se realizaron durante la década de los noventa por las respectivos organismos de cuenca y por la administración competente en aquellas cuencas comprendidas íntegramente
en el territorio de una comunidad autónoma (cuencas
internas de Galicia, Cataluña y Baleares). El contenido de estos Planes, según la Ley, es el siguiente:
– Inventario de los recursos hidráulicos.
– Los usos y demandas actuales y previsibles a
un horizonte de diez y veinte años.
– Los criterios de prioridad y de compatibilidad
entre los distintos usos y el orden de preferencia entre los mismos.
– La asignación y reserva de recursos hidráulicos para los usos actuales y para los horizontes
a 10 y 20 años.
– Las características básicas de la calidad de las
aguas y la ordenación de los vertidos de aguas
residuales.
– Las normas básicas sobre mejoras y transformaciones en regadío que aseguren el mejor
aprovechamiento del conjunto de recursos
hidráulicos y terrenos disponibles.
– Los perímetros de protección y las medidas
para conservación y recuperación del recurso y entorno afectados.
– Los planes hidrológico-forestales y de conservación de suelos que hayan de ser realizados por la Administración.
– Las directrices para recarga y protección de
acuíferos.
– Las infraestructuras básicas requeridas por el
Plan.
– Los criterios de evaluación de los aprovechamientos energéticos y la fijación de los condicionantes requeridos para su ejecución.
– Los criterios sobre estudios, actuaciones y
obras para prevenir y evitar los daños debidos a inundaciones, avenidas y otros fenómenos hidráulicos.
Estos planes fueron debatidos y aprobados en
primer lugar en los Consejos del Agua de las respectivas cuencas y, finalmente, en el Consejo Nacional del
Agua. Por último, fueron aprobados mediante el Real
Decreto 1664/98 y publicada su parte normativa
mediante órdenes ministeriales.
El Plan Hidrológico Nacional es el instrumento
coordinador de la planificación hidrológica de las distintas cuencas hidrográficas. Se elaboró por el Ministerio de Medio Ambiente, conjuntamente con los departamentos ministeriales relacionados con el uso de los
recursos hidráulicos, fue informado de forma preceptiva por el Consejo Nacional del Agua y se aprobó en
julio de 2001 mediante la Ley 10/2001. Su contenido
estaba previsto en la Ley de Aguas:
– Las medidas necesarias para la coordinación de los diferentes Planes Hidrológicos de
Cuenca.
– La solución para las posibles alternativas que
aquellos ofrezcan.
– La previsión y las condiciones de las transferencias de recursos hidráulicos entre ámbitos
territoriales de distintos Planes Hidrológicos
de Cuenca.
– Las modificaciones que se prevean en la planificación del uso del recurso y que afecten
a aprovechamientos existentes para abastecimiento de poblaciones o regadíos.
Como medida básica, el Plan Hidrológico Nacional prevé la realización de un trasvase de hasta 1.050 Hm3
anuales desde el Bajo Ebro con los siguientes destinos:
–
–
–
–
190 Hm3 a las cuencas internas de Cataluña.
315 Hm3 a la cuenca del Júcar.
450 Hm3 a la cuenca del Segura.
95 Hm3 a la cuenca Sur (Almería).
97
Tabla III.14
Afecciones del Plan Hidrológico Nacional
a la producción hidroeléctrica
Alto Duero
Bajo Duero
Jarama
Tajo en Toledo
Tajo en Azután
Tiétar
Júcar *
Bajo Ebro
Segre-Noguera
Pallaresa (Talarn) ***
Ródano
Captación media
máxima
(Hm3/año)
Coeficiente
energético medio
(KWh/m3)
Reducción de la
producción
hidroeléctrica
(GWh/año)
57
785
300
200
300
200
545
1.200
0,7128
0,6608
0,619
0,619
0,550
0,3745
0,5778
—
41
519
182
124
165
75
315
**
250
1.200
0,789 + 0,105
—
124
—
Fuente: Plan Hidrológico Nacional. 2001.
* En la propuesta de Plan no se especifica en qué cuantía las posibles detracciones desde el Júcar,
aguas arriba de Tous, sustituirían al agua llegada a Tous desde el Ebro. Ante esta indefinición, se
ha tomado como detracción la demanda bruta total del Segura y Sur, es decir, 545 Hm3/año.
** La afección a los aprovechamientos existentes aguas arriba, debida a los nuevos criterios de
explotación, se podrá establecer cuando éstos se determinen.
*** En el trasvase desde Segre-Noguera Pallaresa es necesario incorporar el coeficiente energético del salto de Gavet, que es 0,105 kWh/m3.
Para garantizar que sólo se trasvasen aguas excedentarias, el PHN impone diversas limitaciones y restricciones a los trasvases, entre las que destaca la prohibición de derivar agua del Bajo Ebro cuando no circule por el río, en el punto de toma, un caudal superior
al caudal mínimo ambiental, más el correspondiente
a las concesiones situadas aguas abajo.
Un punto esencial para el sector eléctrico es la
evaluación de las afecciones negativas a la producción
eléctrica contempladas en los trasvases del Plan Hidrológico Nacional. Una evaluación de estas afecciones
se presenta en la Tabla III.14 adjunta.
Con la aprobación de la Ley del Plan Hidrológico Nacional no finaliza ni mucho menos el proceso
de planificación hidrológica, ya que éste se configura
en la Ley como un proceso vivo, previéndose su revisión cuando las necesidades así lo requieran.
106
¿Cuáles son las perspectivas
de la producción hidroeléctrica
en España y en otros países?
E
spaña ha conseguido ya un elevado grado de aprovechamiento de sus recursos hidráulicos para la pro-
98
ducción de electricidad. Así lo demuestra el hecho de
que sólo unos cuantos países de los considerados industrializados poseen una potencia hidroeléctrica superior
a la española.
No obstante, el desarrollo de esa potencia tropieza actualmente con importantes limitaciones. En primer lugar, porque la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas de tamaño medio entra cada vez
más en conflicto con otros importantes usos alternativos del agua y el suelo, o podría tener en algunos
casos efectos medioambientales negativos. En segundo lugar, porque buena parte de los emplazamientos
potenciales se encuentran en lugares de difícil acceso o implican la realización de complejas y costosas
obras civiles que encarecerían notablemente el coste
del kWh producido.
La flexibilidad que tiene la energía hidroeléctrica para la regulación de un sistema eléctrico hace que
el futuro de estos aprovechamientos se oriente en esta
dirección, dado que el alto grado de sofisticación tecnológica alcanzado por las sociedades desarrolladas, exige un alto nivel de calidad en el suministro eléctrico.
Por tales razones, el aumento de potencia hidroeléctrica –aunque aún es posible técnicamente– se
orientará fundamentalmente hacia la ampliación de
potencia en centrales de embalses ya existentes para
producción de puntas, la ejecución de contraembalses para minimizar las fluctuaciones de caudal en los
ríos y, de forma marginal, la construcción de medianos y pequeños saltos con poco impacto ambiental y
el equipamiento de los embalses multiusos, proyectados además para abastecimientos, riegos y trasvases.
Todas estas actuaciones deberán desarrollarse dentro
del marco fijado por el Plan Hidrológico Nacional y
los Planes de las Cuencas Hidrográficas correspondientes.
Actualmente no existen planes concretos para
la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas de
más de 50 MW. Sin embargo, el Plan de Fomento de
Energías Renovables (PFER) aprobado por el Gobierno español en diciembre de 1999, prevé para el período 2000-2010 la instalación de 720 MW en centrales de menos de 10 MW, con una producción anual
media de 2.220 GWh, y 350 MW en centrales con potencia entre 10 y 50 MW, con una producción anual media
de unos 700 GWh.
Por otra parte, el compromiso de la Unión Europea de reducción de emisiones de gases de efecto inver-
Tabla III.15
a) Previsión de producción hidroeléctrica en la UE
1995
(TWh)
2010
(TWh)
Incremento
1995-2010 (TWh)
Hidráulica convencional
Minihidráulica (<10 MW)
270
37
300
55
30
18
TOTAL hidroelectricidad
307
355
48
b) Previsión de potencia hidroeléctrica en la UE
Hidráulica convencional
Minihidráulica (<10 MW)
82,5
9,5
TOTAL hidroelectricidad
92
91
14
105
8,5
4,5
13
Fuente: UE. Libro Blanco de las Energías Renovables. 1997.
Incluye acumulación por bombeo.
nadero en el Protocolo de Kioto es del 8% para la media
de los años 2008 al 2012, sobre los niveles de 1990.
Entre los medios que la UE ha propuesto para lograr
este cumplimiento de Kioto, de acuerdo con el Libro
Blanco sobre las Energías Renovables (1997), está el de
duplicar la contribución de estas energías al abastecimiento energético, llegando al 12% del total del consumo de energía primaria en el año 2010.
Respecto a la energía hidroeléctrica, las previsiones del Libro Blanco son las recogidas en la Tabla III.15 adjunta.
Por lo que respecta al sistema mundial de energía, la AIE (Agencia Internacional de Energía) en su
informe del año 1998 sobre Perspectivas energéticas
mundiales para el año horizonte de 2010, prevé que
la producción hidroeléctrica mundial alcanzará la cifra
de 3.445 TWh, con un aumento en el periodo 19952010 del 38%, equivalente a un crecimiento anual acumulativo del 2,2%. Este incremento porcentual coincide con el aumento de la energía primaria en el
periodo. Destaca este informe el importante incremento de producción hidráulica en China, que multiplica su producción por 2,4 en esos 15 años. (Véase Tabla III.16)
Según este mismo escenario previsto por la AIE,
la generación hidroeléctrica representaría en el año 2010
la cifra del 16,5% de la producción eléctrica mundial.
El ahorro de emisiones de CO2 que supondrá esta producción hidroeléctrica ese año es de un 8,2% de emisiones totales en 2010 por los usos energéticos de todo
tipo (696 Mt sobre 8.506 Mt).
Finalmente conviene señalar que la energía
hidroeléctrica tiene su mayor potencial en los países
en desarrollo, lo que tiene gran interés, ya que son
precisamente esos países los que tendrán incrementos más fuertes de emisiones en el futuro, debido tanto a su aumento de población como al desarrollo económico que deberán llevar a cabo.
Tabla III.16
Perspectivas de generación hidroeléctrica
por regiones económicas (1995-2010)
1995 (TWh)
OCDE Europa
OCDE América del Norte
OCDE Pacífico
Economías en transición (*)
África
China
Este asiático
América Latina
Oriente Medio
Sur asiático
TOTAL
2010 (TWh)
486
568
126
290
56
191
78
495
16
112
585
680
145
340
72
457
131
803
32
200
2.498
3.445
∆ (%)
20
5
15
17
29
139
68
62
100
79
Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE). Perspectivas energéticas mundiales. 1998.
(*) Economías en transición: Ex URSS y Europa del Este.
Nota: La producción hidroeléctrica no incluye la generación procedente de bombeo.
99
Capítulo
IV
Centrales térmicas
de combustibles fósiles
107
¿Qué es una central térmica
convencional?
S
e denominan centrales termoeléctricas convencionales a las que producen energía eléctrica a partir de la
combustión del carbón, fuelóleo o gas, esto es, de combustibles fósiles.
El apelativo de «convencionales» alude al
hecho de que emplean combustibles fósiles tradicionales que fueron la base de las primeras experiencias
de producción de electricidad. Y sirve, asimismo, para
diferenciarlas de otras centrales termo-eléctricas
–como las nucleares, las de biomasa o las termosolares– que se han incorporado al abastecimiento eléctrico en fechas más recientes y merced a tecnologías
más modernas.
También consideramos en este tipo de centrales convencionales a las instalaciones que generan electricidad con gas utilizando las nuevas tecnologías de
ciclo combinado, que se espera van a tener una implantación importante en los próximos años. El gas utilizado puede ser gas natural transportado a la central,
o bien, obtenido a través de un proceso de gasificación del carbón.
Se incluyen también en este capítulo las centrales de cogeneración que producen electricidad y calor
útil (vapor) para su uso industrial o residencial, así como
las futuras células de combustible que están todavía
en fase de experimentación.
¿Cómo funciona una central
térmica convencional?
108
E
l esquema básico de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas convencionales con tecnología de
ciclo de vapor único es prácticamente el mismo, independientemente de que utilicen carbón, fuelóleo o gas
como combustible. La única diferencia sustancial consiste en el distinto tratamiento previo que sufren estos
combustibles antes de ser inyectados en la caldera, y
en el diseño de los quemadores de la misma, que varía
lógicamente según el tipo de combustible empleado.
Dentro del propio recinto de la central termoeléctrica convencional, existen sistemas de almacenamiento del combustible empleado (parque de carbón,
depósitos de fuelóleo, etc.) para garantizar una adecuada cantidad del mismo. En una central termoeléctrica de carbón, éste es previamente triturado en molinos pulverizadores hasta quedar convertido en un polvo muy fino, para facilitar su combustión. De los
molinos es enviado a la caldera de la central mediante chorros de aire precalentado.
En una central termoeléctrica de fuel, el combustible es precalentado para que fluidifique e inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este
tipo de derivado del petróleo.
Para una central termoeléctrica de gas, los quemadores están asimismo diseñados específicamente para
quemar dicho combustible. En el caso de las centra-
103
les de gas de ciclo combinado, tecnología que ha tenido un desarrollo extraordinario en los últimos años,
tienen dos ciclos: uno de vapor de agua y otro de gas,
cuyo funcionamiento se analiza en la siguiente pregunta.
En el caso de la tecnología convencional (solamente ciclo de vapor de agua) el proceso es similar para
los tres tipos de combustibles. Una vez que éste entra
en la caldera, los quemadores provocan la combustión
del carbón, fuelóleo o gas, generando energía calorífica. Ésta convierte, a su vez, en vapor a alta temperatura el agua que circula por una extensa red formada por
miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera.
A continuación, el vapor de agua a presión hace
girar los álabes de la turbina, generando energía mecánica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de la
turbina –de alta, media y baja presión– hace girar al mismo tiempo un alternador unido a ella, produciendo energía eléctrica. Y, a continuación, ésta es vertida a la red
de transporte a alta tensión mediante un transformador.
Finalmente, el vapor –una vez debilitada su pre-
sión– es enviado a unos condensadores. Allí es enfriado y convertido de nuevo en agua, la cual es conducida otra vez a los tubos que tapizan las paredes de
la caldera a fin de reiniciar el ciclo productivo.
A modo de ejemplo, se ha representado en el
Gráfico IV.1 el esquema de una central termoeléctrica de carbón: el combustible está almacenado en el
parque adyacente (1) de la central, desde donde es
conducido al molino (3) a través de una tolva (2) para
ser triturado. Una vez pulverizado, se inyecta en la caldera (4) mezclado con aire caliente a presión para su
combustión. Dentro de la caldera se produce el vapor
que acciona los álabes de los cuerpos de las turbinas
de alta presión (13), media presión (14) y baja presión (15), haciendo girar el rotor de la turbina que se
mueve solidariamente con el rotor del generador (20)
y produciendo energía eléctrica. Esta electricidad es,
una vez elevada su tensión por los transformadores
(17), enviada a la red general mediante líneas de transporte a alta tensión (21).
Gráfico IV.1
Esquema de una central térmica convencional de carbón
Fuente: UNESA.
104
Después de accionar las turbinas, el vapor de
agua se convierte en líquido en el condensador (16).
El agua obtenida por la condensación del vapor se
somete a diversas etapas de calentamiento (19) y se
inyecta de nuevo en la caldera en las condiciones de
presión y temperatura más adecuadas para obtener el
máximo rendimiento posible.
El sistema de agua de circulación que refrigera
el condensador puede operar en circuito cerrado, es
decir, trasladando el calor extraído del condensador a
la atmósfera mediante torres de refrigeración (18), o
descargando dicho calor directamente al mar o a un
río en circuito abierto.
Para reducir los efectos de la combustión sobre
el medio ambiente, la central posee, entre otros dispositivos, una chimenea (12) de gran altura, precipitadores (10) que retienen un altísimo porcentaje de las
partículas en el interior de la central, y equipos de
desulfuración de gases (11).
¿Qué es una central de gas
de ciclo combinado
y cuál es su funcionamiento?
109
E
s una central térmica en la que los gases de combustión
se utilizan dos veces a lo largo de su recorrido por la
planta, para la generación de electricidad. Por tanto, en
la transformación de la energía térmica del combustible
en electricidad se superponen dos ciclos: el ciclo Brayton (turbina de gas) y el ciclo Rankine (ciclo agua/vapor).
Un resumen del funcionamiento de este tipo de
central es el siguiente: un compresor de aire, arrastrado
por la turbina de gas (2), comprime el aire y, mediante la combustión del gas natural, se alcanza una temperatura de unos 1.300 °C. Después se expanden los
gases de combustión en la turbina de gas, hasta la presión atmosférica y esta energía mueve el compresor
de aire y el generador (4), que producirá una parte
de la energía eléctrica de la planta.
Gráfico IV.2
Esquema de funcionamiento de una central de gas de ciclo combinado
Fuente: UNESA.
105
Gráfico IV.3
Esquema de flujos de una central de ciclo combinado
Fuente: UNESA.
Los gases de escape de la turbina de gas todavía tienen temperaturas del orden de los 600 °C, lo que
permite su aprovechamiento en una caldera de recuperación (7) de calor para la generación de vapor que,
mediante su expansión en la correspondiente turbina de vapor (8), acciona también otro generador (9).
Esta turbina es de tipo convencional y, por tanto, el
vapor resultante pasa al condensador (10) para enfriarse en la torre de refrigeración (11). La electricidad, una
vez elevada su tensión en los transformadores (5), es
llevada a la red general mediante las líneas de transporte (6). (Ver Gráficos IV.2 y IV.3 adjuntos)
Por tanto, los tres equipos principales de una
central eléctrica de ciclo combinado son la turbina de
gas, la caldera de recuperación y la turbina de vapor
convencional. Dada la importancia actual de esta tecnología, se hace una descripción de las características
de estos equipos:
– Turbina de gas. Proviene del desarrollo para
uso energético de los turbogeneradores, y
consta del compresor, las cámaras de combustión y la propia 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. Su función es inyectar aire a presión (entre 15 y 30 kg/cm2) para la combustión y la refrigeración de las zonas calientes.
106
• Las cámaras de combustión producen la
mezcla de combustible y aire y la propia
combustión. El diseño de este elemento varía
(silos, anular, cámaras secuenciales) según
los fabricantes, potenciando unas variables
u otras (temperatura de entrada en turbina,
producción de NOx), para optimizar el diseño y el rendimiento de la turbina de gas.
• La turbina de gas 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 fijos se transforma la entalpía de los gases en energía
cinética, mientras que en los rotóricos ésta
se recupera 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 correspondiente.
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.
– La caldera de recuperación. Tiene los mismos componentes que la 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 pueda funcionar en ciclo abierto.
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.
– Turbina de vapor. Suele ser de tres cuerpos.
Se trata de máquinas convencionales que han
alcanzado gran madurez en su diseño, y deben
adaptarse a las condiciones de cada instalación
en cuanto a presión de escape y caudal de vapor
disponible. En el desarrollo actual de esta tecnología, el esquema constructivo es el reflejado en el gráfico IV.3, en el que la turbina de
gas y la de vapor están acopladas al mismo eje,
accionando un mismo generador eléctrico.
110
Tabla IV.1
Evolución de la potencia térmica convencional
en España (1940-2001)
Potencia (MW)
Año
1940
1945
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Termoeléctrica
Clásica
381
418
647
903
1.967
2.980
6.888
12.393
16.447
20.991
21.370
21.922
21.989
22.346
22.849
23.960
25.339
26.238
26.820
28.164
28.799
Total
Participación
T. Clásica/Total (%)
1.731
1.876
2.553
4.103
6.567
10.173
17.924
25.467
31.144
41.467
45.376
46.307
46.385
47.196
47.829
49.292
51.012
52.367
53.892
55.904
58.025
22,1
22,2
25,3
22,0
29,9
29,2
38,4
48,6
52,8
50,6
47,0
47,3
47,4
47,3
47,7
48,6
49,6
50,1
49,7
50,3
49,6
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Gráfico IV.4
Evolución de la potencia térmica convencional
instalada (Total España) (MW)
¿Qué importancia tienen las
centrales térmicas en el parque
eléctrico de España?
A
nalizando las estadísticas de la industria eléctrica española en el periodo 1940-2000 puede verse el papel de
las centrales termoeléctricas clásicas en nuestro parque
eléctrico. Así, destacan las siguientes consideraciones:
– El crecimiento del parque eléctrico español
se basó, a partir de los años sesenta, en centrales termoeléctricas de combustibles fósiles
y, después, en nucleares, por lo que la participación porcentual de la potencia hidroeléctrica en la total instalada en España ha ido
descendiendo desde entonces.
– Desde 1940, y durante 35 años, la potencia
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
107
asociada a las instalaciones de generación
hidráulica fue superior a la de las instalaciones de generación térmica convencional. En
1975, la potencia térmica fue de 12.393 MW
frente a los 11.954 MW hidroeléctricos.
– La mayor participación de las centrales térmicas, en términos de potencia, se alcanzó en
el año 1980, con el 52,8%. Después se ha mantenido alrededor del 50% de la capacidad del
parque total de España.
– Las centrales térmicas convencionales han posibilitado la utilización de recursos energéticos
autóctonos, básicamente del carbón nacional.
Asimismo, han favorecido el desarrollo de nuevas tecnologías para la combustión de los carbones pobres como son los nacionales, impulsando numerosos proyectos de I+D.
En la Tabla IV.1 y en el Gráfico IV.4 adjuntos
se recoge la evolución de la potencia de las centrales
térmicas para el periodo 1940-2001, así como su participación en el parque eléctrico global de España.
Tabla IV.2
Evolución de la producción térmica convencional
(1940-2001)
Año
1940
1945
1950
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Energía
Term. convencional
264
993
1.836
2.899
2.989
12.037
27.607
48.469
74.490
66.286
71.289
84.753
79.103
80.509
89.199
78.464
96.752
98.545
120.065
126.106
122.381
Total
Participación
T. convencional/Total (%)
3.617
4.173
6.853
11.836
18.614
31.723
56.490
82.515
110.483
127.363
151.741
161.105
160.890
164.942
169.094
176.510
189.381
196.613
209.732
224.779
237.259
7,2
23,7
26,8
24,4
16,1
37,9
48,8
58,7
67,4
52,0
46,9
52,6
49,1
48,8
52,7
44,4
51,0
50,1
57,2
56,1
51,6
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
108
Gráfico IV.5
Evolución de la producción térmica convencional
(Total España en Millones KWh)
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
¿Qué importancia tienen
las centrales térmicas en la
producción eléctrica de España?
A
l igual que ocurre con la potencia, el papel de las centrales térmicas convencionales en la producción eléctrica fue de gran importancia en los años 1940 a 2001.
Pueden señalarse los siguientes aspectos:
– Desde 1940 y durante 30 años (hasta el año
1970), la producción eléctrica de las instalaciones de generación hidráulica fue superior
a la de las instalaciones de generación térmica
convencional. En el año 1970, fueron prácticamente iguales.
– Desde el año 1940, las centrales térmicas han
generado aproximadamente la mitad de la electricidad producida en España en el periodo
1940-2001, esto es, algo más de 2.000.000 GWh.
– La mayor participación de las centrales térmicas, en términos de energía, se alcanzó en
el año 1980, con el 67,4%. La mayor producción se alcanzó en el año 2000, con 126.106
millones de kWh y una participación del 55,8%
en el «mix» de generación.
111
En la Tabla IV.2 y en el Gráfico IV.5 se presenta
la evolución de la producción eléctrica generada por
este tipo de centrales en el periodo 1940-2001, así como
su participación porcentual en la producción eléctrica del parque total de España.
112
ma continua en los años considerados, Dinamarca, con una contribución cercana al 100%,
Grecia, Holanda e Irlanda, con contribuciones en torno al 90% de la producción total.
– Alemania, Reino Unido, Bélgica, Francia y
España han reducido, comparando la situación en 1980 con la existente en 1995, la participación, en términos porcentuales, de la
producción de electricidad en las centrales térmicas con respecto a la producción total del
país. Por el contrario, Italia y Portugal han
aumentado la participación de la producción
térmica clásica en la producción total del país.
¿Qué importancia tienen
las centrales térmicas
en los países de la Unión
Europea?
E
n el marco de la UE resulta muy ilustrativo analizar la
importancia de la generación termoeléctrica clásica en
los diferentes países de la Europa comunitaria. La Tabla
IV.3 adjunta muestra los datos más representativos y
permite extraer las siguientes conclusiones:
– Los tres países con mayor generación termoeléctrica clásica en el ámbito de la Unión Europea son, por orden de mayor a menor, Alemania, Reino Unido e Italia. España se mantiene en cuarto lugar, seguido por Holanda,
que tiene un nivel de producción termoeléctrico clásico algo más bajo que nuestro país.
– La participación y contribución más importante
de las centrales térmicas en el total de la producción eléctrica nacional, la presentan, de for-
¿Cuántas centrales térmicas
existen en España?
E
n el año 1999, España tenía en servicio –incluyendo
las instalaciones de cogeneración– 652 centrales termoeléctricas convencionales, con una potencia total de
26.820 MW. De ellas, 59 pertenecen a las empresas eléctricas asociadas en UNESA. Estas 59 centrales suman
una potencia total de 22.130 MW, que suponen el 83%
de la potencia termoeléctrica clásica total de España.
¿Cuál es el papel del carbón
en la producción española
de electricidad?
Tabla IV.3
Participación de la producción térmica
convencional en la Unión Europea (1980-1995) *
País
Alemania
Austria
Bélgica
Dinamarca
ESPAÑA
Finlandia
Francia
Grecia
Holanda
Irlanda
Italia
Luxemburgo
Portugal
Reino Unido
Suecia
1980 (%)
1990 (%)
1995 (%)
83,9
28,9
75,1
100
67,4
48,6
48,3
—
93,3
88,6
71
—
42,6
85,9
10,7
63,1
30,6
37,7
99,1
46,9
34,6
11,2
93,8
93,6
92,6
81,5
—
64,4
77,8
3
65,6
30,4
42
98,6
52,7
38,6
7,8
90
91,4
93,2
80,2
—
57,7
71,8
5,7
* %: Porcentaje de participación de la producción térmica convencional en la producción total.
Fuente: Energy Balances of OECD Countries. Agencia Internacional de la Energía (AIE).
113
114
L
a producción de las centrales españolas que consumen
carbón ha supuesto en el año 2000 del orden del 35%
de la generación total de electricidad del país, lo que
hace de este combustible una fuente energética muy
importante para la producción de electricidad.
La política energética española, como consecuencia de la crisis del petróleo, asignó al carbón eléctrico un papel de gran importancia en los años finales de la década de los 70. La Administración lo impulsó con un Plan Acelerado del Carbón. La razón
fundamental es que el carbón constituía una de las escasas materias primas energéticas con las que contaba
España, por lo que su utilización permite reducir la
dependencia energética de nuestro país y potencia el
aprovechamiento de los recursos energéticos nacionales.
De la importancia que supone para el sosteni-
109
miento de la minería nacional la utilización del carbón
por parte del sector eléctrico, puede dar idea el hecho
de que en 2000 más del 95% de la producción de carbones se empleó en la generación de electricidad.
Tabla IV.4
Principales centrales termoeléctricas de carbón
en España
Central
115
¿Qué fue el Plan Acelerado de
Centrales Térmicas de Carbón?
E
l Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón fue
aprobado en 1979, como complemento del Plan Energético Nacional (PEN) entonces vigente, para dar un
fuerte y significativo impulso al papel del carbón en
el abastecimiento eléctrico nacional, con el objetivo de
contribuir a la sustitución del uso de derivados de petróleo en la generación de energía eléctrica.
En concreto, incluía la construcción de siete nuevas centrales de carbón que fueron conectadas a la red
eléctrica a lo largo del periodo 1980-1985 y que poseían una potencia conjunta superior a los 3.000 MW,
es decir, cerca de un tercio de la potencia actualmente existente en centrales de carbón.
En total, la potencia sumada al parque eléctrico nacional en nuevas centrales de carbón en el periodo 1979-2001 ha supuesto unos 7.500 MW, lo que ha
permitido más que duplicar, a lo largo de dicho periodo, la potencia existente en centrales de este tipo.
116
¿Cuáles son las principales
centrales de carbón en servicio
en España?
L
as centrales españolas de carbón de mayor potencia
son las siguientes: Puentes de García Rodríguez, con
1.400 MW; Compostilla, con 1.312 MW; Litoral, con
1.100 MW, y Teruel, con 1.050 MW. En la Tabla IV.4
se recogen las centrales de carbón con sus potencias
instaladas, así como el tipo de carbón utilizado.
117
¿Cuánto carbón se consume
en España para la producción
de electricidad?
E
l consumo total español de carbones para la producción
de electricidad se situó en 35,7 millones de toneladas
110
Provincia
Puentes García Rodríguez
Compostilla
Litoral de Almería
Teruel
Aboño
Soto de Ribera
La Robla
Alcudia II
Narcea
Meirama
Los Barrios
Lada
Guardo
Anllares
Elcogas
Puente Nuevo
Puertollano
Pasajes
Serchs
Escucha
Escatrón
Combustible
MW
A Coruña Lignito Pardo
León
Hulla y antracita
Almería
Hulla
Teruel
Hulla subbituminosa
Asturias
Hulla
Asturias
Hulla
León
Hulla
Baleares
Hulla
Asturias
Antracita
A Coruña Lignito pardo y hulla
Cádiz
Hulla
Asturias
Hulla
Palencia
Hulla y antracita
León
Hulla y antracita
Ciudad Real Hulla y gas
Córdoba
Hulla y antracita
Ciudad Real Hulla
Guipúzcoa Hulla
Barcelona Hulla subbituminosa
Teruel
Hulla subbituminosa
Zaragoza Hulla subbituminosa
1.400
1.312
1.100
1.050
903
672
620
585
583
550
550
505
498
350
320
313
220
214
160
160
80
Fuente: UNESA.
en el año 2001, lo que supone aproximadamente el 90%
del consumo nacional total de este combustible.
Por tipos de carbones, 27,05 millones de toneTabla IV.5
Evolución del consumo de carbones en las
centrales termoeléctricas españolas (1970-2001)
Años
Toneladas (Millones)
Años
Toneladas (Millones)
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
7,5
7,4
8,2
8,7
7,4
9,5
9,8
13,1
14,8
17,7
25,5
30,9
35,9
38,7
38,7
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1993
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
39,5
38,9
37,9
31,4
40,1
39,4
38,8
37,3
36,8
31,1
34,9
33,5
37,5
39,4
35,7
Fuente: Red Eléctrica de España y Carbunión.
ladas fueron de hulla y antracita, 3,61 millones de toneladas de hulla subbituminosa nacional y 8,45 millones
de toneladas fueron de lignito nacional.
El récord histórico español en el consumo de carbón para producción de electricidad es de 40,1 millones de toneladas, cifra que fue alcanzada en el año 1989.
Una evolución del consumo del carbón para la
producción de electricidad durante el periodo 19702001 se presenta en la Tabla IV.5.
118
¿Cuántas centrales de carbón
son propiedad de las empresas
asociadas en UNESA?
E
n el año 2001, aproximadamente el 95% de la producción de electricidad generada con carbón procede de las 21 centrales de este tipo que poseen las
empresas eléctricas integradas en UNESA.
Estas 21 centrales suman una potencia total de
12.080 MW, lo que supone el 20% de la potencia eléctrica total del país.
¿Cuánto carbón se importa
en España para la producción
de electricidad?
E
n el año 2000, las centrales termoeléctricas españolas
consumieron alrededor de 12,3 millones de toneladas
de carbón importado, lo que supone el 34,4% del consumo total de carbones de dichas instalaciones. Existen cuatro centrales –Litoral de Almería, Los Barrios,
Pasajes y Alcudia II– que utilizan carbón de importación, y en algunas otras centrales se emplea, asimismo, carbón importado como combustible de apoyo o
por motivos medioambientales.
En la Tabla IV.6 se recoge la evolución del consumo de carbón importado en las centrales termoeléctricas españolas para el periodo 1981-2001.
Tabla IV.6
Evolución del consumo de carbón importado
en las centrales térmicas españolas
(1981-2001)
Años
Toneladas (Millones)
Años
Toneladas (Millones)
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1.661
1.206
987
926
2.026
2.942
3.080
2.125
4.015
4.235
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
4.669
7.556
7.180
7.006
9.298
6.889
5.451
8.908
12.947
14.487
12.332
Fuente: Red Eléctrica de España.
119
¿Dónde se instalan las centrales
térmicas de carbón?
120
D
ados los problemas logísticos y de coste que plantea
el transporte de este tipo de combustible, se tiende a
ubicar las centrales que utilizan carbón nacional en la
proximidad de las minas; y las que utilizan carbón
importado, en la costa, cercanas a puertos en que puedan descargarse los buques.
Como consecuencia de este criterio, las centrales de carbón quedan situadas, muchas veces, en lugares alejados de los principales centros de consumo de
energía eléctrica, lo que obliga a incrementar el transporte de electricidad. No obstante, este transporte eléctrico presenta evidentes ventajas económicas y medioambientales en comparación con el transporte de mineral, por lo que sustituir el transporte de carbón por el
de energía eléctrica resulta muy beneficioso tanto desde la óptica económica como medioambiental.
¿Cuál es el impacto
de las centrales térmicas
de carbón en el medio ambiente?
121
L
os efectos potenciales sobre el medio ambiente de las
centrales termoeléctricas de carbón se derivan de las
emisiones atmosféricas y residuos que se producen en
la combustión del mineral (óxidos de azufre, nitrógeno y carbono, así como partículas, principalmente), del
tratamiento del agua que se transforma en vapor (vertidos químicos) y de la refrigeración necesaria para condensar el vapor (efecto térmico).
111
El establecimiento en nuestras centrales de niveles específicos de emisión de SO2, NOx y partículas y
los criterios sobre los niveles de inmisión que deben
ser respetados en cualquier tipo de condiciones llevaron a la adopción de sistemas de protección entonces disponibles: retención de partículas mediante precipitadores electrostáticos, difusión atmosférica mediante chimeneas de elevada altura, etc. Los sistemas de
vigilancia continua de la calidad ambiental en el entorno de las centrales, que incluían el control del agua
de lluvia y los estudios de impacto y seguimiento
demostraron, desde el primer momento, la efectividad
de los sistemas aplicados. Actualmente se están desarrollando tecnologías que permitan una combustión
«limpia» del carbón.
Por su parte, los riesgos de contaminación química, a causa de los vertidos procedentes del sistema
de tratamiento del agua para su conversión en vapor,
se evitan mediante la depuración de las aguas residuales
hasta los límites establecidos por la Ley, de forma que
no se produzca daño alguno en el río, lago, mar, etc.
al que se vierten.
En cuanto a la elevación de la temperatura del
medio líquido que se produce como consecuencia del
vertido del agua de refrigeración utilizada para condensar el vapor (contaminación térmica), se puede afirmar que actualmente es despreciable, pues la refrigeración se efectúa generalmente en circuito cerrado,
empleando torres de refrigeración. En aquellas centrales
antiguas en las que el circuito es abierto, el sistema
de refrigeración está calculado en forma tal que la elevación de la temperatura del agua queda dentro de
los límites legislados y no se produce significativa alteración del ecosistema.
También podría ser tomado en consideración un
último efecto sobre el medio ambiente, común a muchas
otras industrias, que es la llamada contaminación acústica, debida al nivel de ruido producido por ciertos equipos que forman parte de la central. En la actualidad,
ya son muchas las centrales que tienen instalados insonorizadores en sus elementos más ruidosos, de forma
que el ruido en el exterior de la central se mantiene
en unos límites aceptables, teniendo en cuenta su mayor
o menor proximidad a los núcleos urbanos.
Para un mayor detalle véase la publicación La
Industria Eléctrica y el Medio Ambiente, editada por
UNESA en el año 2000.
112
¿Qué son las nuevas tecnologías
«limpias» de combustión
del carbón?
A
lo largo de la década de los ochenta se han desarrollado varias tecnologías de la combustión «limpia» del
carbón dirigidas a la generación eléctrica, que permiten una fácil y eficiente captura del azufre del combustible y además dan lugar a bajos niveles de formación y emisión de óxidos de nitrógeno.
Con estas tecnologías se trata de evitar las plantas de tratamiento de los gases de combustión procedentes de las instalaciones convencionales, tanto para
eliminar óxidos de azufre como óxidos de nitrógeno.
Estas plantas implican inversiones extra importantes y
reducciones de la eficiencia de las instalaciones.
Estas tecnologías no sólo minimizan las emisiones de óxidos de azufre y de nitrógeno, sino que reducen la emisión de metales pesados y otros contaminantes
sobre los que no hay normativas específicas.
En el transcurso del tiempo, desde que se inició
el desarrollo de estas tecnologías, ha ido tomando importancia incrementar la eficiencia energética de generación,
tanto por su incidencia en los costes de producción, como
por su relación con una menor emisión de CO2.
Estas nuevas alternativas tecnológicas, que en
principio se dirigieron hacia el uso exclusivo de carbón, se ha comprobado que también son de aplicación a las fracciones pesadas del refino del petróleo
o al uso de crudos pesados. Estas tecnologías se
encuentran en niveles diferentes de maduración industrial y su aplicación introduce grados distintos de fiabilidad en las instalaciones resultantes.
A continuación se hace una síntesis de las alternativas básicas que existen hoy día sobre las tecnologías de uso limpio en la combustión de carbones:
– Calderas de carbón pulverizado convencionales, incluyendo sistemas de lavado de gases.
Es una opción de bajo rendimiento energético, en torno a 36%, pero muy probada y de
alta fiabilidad. No es apropiada para carbones de alto contenido en azufre.
– Calderas de carbón pulverizado con ciclos
supercríticos, incluyendo sistema de lavado de
gases. Es una opción que mejora el rendimiento energético hasta niveles de 42%. No
122
–
–
–
–
está muy probada y la inversión específica es
elevada. Requiere carbones de alta calidad.
Calderas de lecho fluido burbujeante. Es una
opción poco extendida. El rendimiento energético se situaría en torno al 36%. Requiere carbones de media o alta calidad. Puede ser una
opción de aplicación inmediata para plantas de
generación eléctrica de potencia media y alta.
Calderas de lecho fluido atmosférico (circulante). Es una opción muy probada y madura que tiene un bajo rendimiento energético,
del orden del 32%. Por el contrario, tiene un
buen comportamiento ambiental y es muy
adecuada para utilizar combustibles sucios, de
baja calidad. Es adecuada para instalaciones
de media y baja potencia.
Sistemas de combustión en lecho fluido a presión. Es una alternativa madura que ofrece
diseños fiables para carbones de media y alta
calidad. Su rendimiento, del orden de 42%, y
su comportamiento ambiental son buenos.
Gasificación y ciclo combinado. Es una opción
fiable en sistemas no muy integrados y con carbones de buena calidad, que además está
madurando para diseños más complejos y
combustibles difíciles, buscando un rendimiento
energético elevado, del orden de 45%. Su comportamiento ambiental es muy bueno y esa
puede ser su gran ventaja. Ya que por el contrario su inversión específica es muy elevada.
Sin embargo, actualmente existen alternativas de
generación como es el caso del gas natural en plantas con ciclo combinado, que tienen unos costes de
inversión más bajos, además de ser atractivo desde el
punto de vista medioambiental.
Todo esto hace que el interés actual sobre las
tecnologías de uso limpio del carbón haya decrecido,
últimamente lo cual está siendo un freno para completar
el desarrollo de estas tecnologías, que previsiblemente serán necesarias en un futuro no muy lejano.
123
¿Qué es la combustión del carbón
en lecho fluido?
L
a combustión de carbón en lecho fluido es una nueva tecnología que permite una utilización más limpia
y eficiente del carbón en las centrales termoeléctricas.
Consiste, esencialmente, en efectuar la combustión del carbón en un lecho compuesto por partículas de este combustible, sus cenizas y un absorbente
alcalino –generalmente caliza– que se mantiene suspendido por la acción de una corriente ascendente de
aire. De esta forma, el conjunto tiene la apariencia de
un líquido en ebullición. Con ello, se obtiene un mejor
rendimiento en el proceso de combustión, al haber una
mayor superficie de contacto entre el aire y las partículas reaccionantes.
El aspecto más positivo de esta nueva tecnología es que se consigue con ella una considerable disminución del impacto medioambiental, ya que da lugar
a una fuerte reducción de las emisiones de óxidos de
azufre (SO2), de nitrógeno (NOx) y de carbono (CO2)
en el proceso de combustión.
Hay dos tipos fundamentales de combustión en
lecho fluido: por un lado, la tecnología de lecho fluido atmosférico, que logra niveles de reducción de emisiones de SO2 de entre un 60% y un 95% en comparación con una central de carbón convencional, así
como disminuciones apreciables en las de NOx y CO2;
por otro, la tecnología de lecho fluido a presión, que
puede conseguir niveles de eficiencia térmica superiores
al 40% y reducciones, asimismo, sustanciales en las emisiones de los gases citados.
¿Qué es la combustión del carbón
en lecho fluido atmosférico?
124
E
n este sistema, la combustión se realiza en el seno de
una masa que se mantiene en suspensión mediante una
corriente de aire ascensional, la cual fluidifica esa masa
y proporciona el comburente necesario para el desarrollo de la propia combustión. La masa en suspensión está formada por las cenizas del combustible, un
absorbente mineral, en la mayoría de los casos caliza,
y el propio combustible, carbón u otro; éste participa
en pequeña proporción en el lecho (menos del 5% del
mismo), lo que hace al proceso bastante flexible frente a la calidad del carbón.
Como la temperatura del lecho se mantiene en
unos 850 °C, hay dos aspectos positivos en el campo
de las emisiones de contaminantes:
– Retención del azufre del combustible en las
113
cenizas del lecho. El proceso tiene lugar
mediante una serie de reacciones que se desarrollan en el sentido deseado y con buena
cinética a las temperaturas de trabajo. Se consiguen retenciones de azufre S+O2 ⇒ SO2;
CO3Ca ⇒ CaO + CO2; SO2+CaO+1/2O2 ⇒
SO4Ca (cenizas).
– El nivel de los óxidos de nitrógeno que se forman es bajo a esas temperaturas de trabajo.
Asimismo, se pueden retener los compuestos
de cloro y de flúor y metales pesados que se desarrollen en la combustión en razón de su presencia de
combustible.
Por tipos de calderas, para esta tecnología pueden emplearse:
a) Calderas de lecho fluido burbujeante. En este
tipo de calderas, la velocidad del aire de fluidificación es baja, entre 1 y 3 m/s. Esto mantiene un lecho suspendido propiamente
dicho, con una altura de lecho pequeña, en
general de menos de 1 m. Las cenizas de
combustión se extraen por el fondo del lecho
y una mínima parte desde el ciclón de primera limpieza de gases.
El contacto de los gases de combustión con
el absorbente tiene lugar durante un periodo de tiempo corto. Esto hace que la retención de azufre no sea muy elevada, ligeramente superior al 90%.
Asimismo, la formación de óxidos de nitrógeno no es muy baja, por encima de 200
mg/Nm3, llegando a veces a los 300 mg/Nm3.
La razón de ello es que, en general, se trabaja con un exceso de aire del orden del 20%
y en el lecho puede haber zonas calientes, con
temperaturas por encima de los 850 °C.
Por el contrario, el diseño térmico de estas calderas es muy bueno. En el lecho se disponen
tubos de agua para la vaporización, con lo cual
los gases que abandonan el lecho, todavía a
850 °C, ya sólo tienen que suministrar calor
para el sobrecalentamiento y recalentamiento del vapor. Esto permite que el título del
vapor sea elevado, similar al correspondiente de las calderas de carbón pulverizado.
Estas calderas se han mostrado adecuadas para
quemar carbones de media y buena calidad,
114
con moderado contenido en cenizas y azufre.
A mediados de los noventa se construyó una
planta comercial en Japón, Takehara, de 350
MWe de potencia. La instalación está funcionando a plena satisfacción, tanto en los
parámetros energéticos como ambientales.
b) Calderas de lecho fluido circulante. En estas
calderas la velocidad del aire de fluidificación
en el combustor es elevada, entre 7 y 15 m/s.
El lecho no se mantiene como tal, sino que
las partículas son arrastradas hasta uno o varios
ciclones donde se hace la separación de gas
y sólidos. Estos retornan al combustor a través de una válvula especial o de un enfriador externo también de tipo fluidificado.
La formación de óxidos de nitrógeno es baja,
de hecho, algunas instalaciones han llegado
a emisiones inferiores a 120 mg/Nm3. La
razón de ello es la posibilidad de realizar una
buena combustión, con un bajo exceso de
aire, así como el ya citado buen control de
temperatura.
Este tipo de caldera se ha mostrado también
muy adecuado para quemar cualquier tipo
de combustible, con elevados contenidos en
azufre y en cenizas, incluso estériles de lavadero de muy bajo contenido en carbón.
Igualmente se pueden utilizar para quemar
fracciones pesadas del petróleo.
En España se cuenta con una instalación, La
Pereda (Asturias), de 50 MWe de potencia que
quema carbones residuales de baja calidad,
incluyendo los estériles de lavadero acumulados en los valles mineros; en este sentido,
contribuye claramente a realizar una buena
labor ambiental al eliminar estos residuos. La
planta funciona con muy buena disponibilidad y parámetros ambientales. Por el contrario, el rendimiento energético es moderado, como corresponde a esta tecnología.
La mayor planta de generación eléctrica con
caldera de lecho fluido circulante es la de
Gardanne (Francia), de 250 MWe de potencia, que quema carbones subbituminosos de
alto contenido en cenizas y en azufre, y fracciones pesadas del petróleo líquidas, pero de
elevada viscosidad, con elevado contenido en
azufre.
125
¿Qué es la combustión del carbón
en lecho fluido a presión?
E
s un sistema integrado en el cual la caldera se sitúa
en una vasija que se encuentra a presión superior a
la atmosférica. Los gases de combustión, una vez que
están limpios de partículas, se expanden en una turbina de gas donde la transformación energética permite el accionamiento del compresor que suministra
aire a la caldera y de un generador eléctrico. Los gases
expandidos aún conservan suficiente calor latente, que
se recupera en un intercambiador donde se precalienta el agua de alimentación de caldera, economizador. El vapor producido en la caldera se expansiona
en una turbina de vapor, donde la transformación
energética permite el accionamiento de un segundo
generador eléctrico.
El sistema produce la mayor parte de la energía eléctrica en la turbina de vapor, del orden del 80%,
mientras que el resto se da en la turbina de gas. Los
consumos en servicios auxiliares se mantienen al nivel
de las plantas convencionales, del orden del 5% de la
producción bruta de electricidad.
El rendimiento energético de todo el sistema se
sitúa en el entorno del 42%, lo cual supone un incremento importante frente a los sistemas convencionales de generación eléctrica.
La turbina de gas es un componente importante en este sistema. Por un lado es la clave para
realizar la regulación de carga, las empleadas en la
actualidad son de eje partido, un lado gira a velocidad fija, con los cuerpos de baja del compresor y la
turbina, según se demande el flujo de aire o varíe
el flujo de gas.
En el año 1991 se pusieron en operación las tres
plantas de demostración que aparecen detalladas a continuación:
– Central Térmica de Escatrón, que fue la primera planta de demostración en España. (Ver
Gráfico IV.3)
– Tidd, en EE.UU., financiada por el Department
of Energy (DOE), que se concibió como un
ensayo, el cual se pararía una vez obtenidos
los datos operativos necesarios.
– Vartän, en Suecia, una instalación pseudocomercial para cogeneración de electricidad y
calefacción en la ciudad de Estocolmo. Ope-
ra con carbón de alta calidad y bajo contenido en azufre, por debajo del 1%.
Este sistema de combustión de lecho fluido a
presión supone una elevada retención de azufre en las
cenizas, en general siempre por encima del 90% y, asimismo, las emisiones de óxidos de nitrógeno son moderadas, de 300 mg/Nm3 o inferiores.
La tecnología está actualmente en fase comercial, aunque admite mejoras de madurez típicas de cualquier diseño novedoso. Si la planta de Karita (en Japón,
de 375 MW) muestra un funcionamiento con adecuada disponibilidad, se tiene una opción claramente utilizable, al menos para carbones de media y alta calidad. La inversión parece que será ligeramente superior a las centrales de carbón pulverizado con sistemas
de limpieza de gases.
La experiencia española de este tipo de tecnología se tiene de la planta piloto de Escatrón (Gráfico IV.4). Su objetivo era adecuar la tecnología de combustión en lecho fluido a presión a la utilización limpia de los lignitos negros de Teruel, una de las mayores
reservas de carbón en España, pero que tienen alto
contenido en cenizas y en azufre. Para el ensayo se
utilizó el grupo n.o 4 de la central térmica de Escatrón,
que ya tenía 30 años de vida cuando se planteó la
reconversión. En ésta se recuperó la turbina de vapor
y la mayoría de los componentes del ciclo, condensador, líneas de circulación de agua, etc. (Véanse Gráfico IV.6 y fotografía inferior correspondientes a la planta de Escatrón.)
Planta de demostración de Escatrón.
115
Gráfico IV.6
Diagrama general de la planta de Escatrón
Fuente: Central térmica de Escatrón.
La planta se diseñó para 79 MWe de potencia
y se puso en funcionamiento en el año 1991; los problemas operativos en el inicio fueron, como es lógico, importantes, pero aún así se consiguió sobrepasar las 1.300 horas de combustión de carbón en ese
primer año; en el segundo se llegó a las 3.500 horas
y a partir de ahí se opera a ritmo de unas 5.000 horas
anuales.
Ha habido algunos problemas con la alimentación y con la combustión del carbón (se trabaja también con el carbón de Mequinenza, además del de
Teruel), pero se han ido subsanando con las modificaciones de diseño oportunas.
La planta ha llegado a operar a la potencia de
diseño, pero se ha visto que en esta situación estaba
sobrecargada. Su potencia de trabajo en óptimas condiciones se sitúa entre 65 y 70 MWe. En este nivel de
potencia el funcionamiento es continuado, sin especiales problemas.
El mayor éxito de la instalación es su comportamiento ambiental. La retención de azufre en las cenizas ha sido siempre superior al 90%, del orden del 92%,
aunque se ha llegado a operar con 95% de retención
116
en circunstancias especiales. Las emisiones de óxidos
de nitrógeno se sitúan en 300 mg/Nm3; cuando se operaba con menor exceso de aire estas emisiones se situaban en el entorno de 150 mg/Nm3.
¿Qué es la gasificación
del carbón?
L
a gasificación del carbón pertenece al grupo de nuevas tecnologías de combustión de carbón que han sido
puestas a punto a lo largo de los últimos años.
En general, puede efectuarse de dos formas:
transformando en gas el carbón una vez que éste es
extraído de la mina, para lo cual se inyecta en un reactor gasificado de oxígeno –o aire y vapor– junto con
el mineral a fin de dar lugar a un gas apto para ser
quemado en una central eléctrica; o efectuando una gasificación «in situ» o subterránea, es decir, inyectando oxígeno directamente en el yacimiento. Esta última opción,
una vez completamente desarrollada, permitirá el aprovechamiento de yacimientos que, por su especial con-
126
figuración y profundidad, plantean graves problemas
técnicos y económicos en la extracción del mineral.
Los reactores de gasificación se han diseñado
para trabajar a presión atmosférica, pero en la actualidad, en generación eléctrica, se construyen para operar a presión, con lo cual se reduce el volumen de gases
y se incrementa la eficiencia energética final.
Los procesos de gasificación son de muy diverso tipo. Se puede trabajar a alta o baja temperatura:
en el primer caso, las cenizas del carbón se extraen
como escoria fundida, lo cual aconseja no utilizar en
estos procesos carbones de alto contenido en cenizas. En los de baja temperatura, la transformación a
gas no es completa en los combustibles de baja reactividad, es decir, con carbones de bajo contenido en
materias volátiles.
Los reactores más comunes en la gasificación del
carbón son de tres tipos, todos ellos concebidos para
utilizar oxigeno como agente gasificante.
– Lecho fijo, de alta temperatura. Es el clásico
gasógeno y en él los gases arrastran alquitrán
y otros productos químicos que se retiran para
su venta. Es una opción adecuada para obtener gas combustible, pero no adecuada para
generación eléctrica.
– Lecho fluido, de baja temperatura. Puede fijar
parte del azufre del combustible en el lecho.
Es adecuado para utilizar lignitos en la generación eléctrica y en ese sentido se trabaja en
Alemania.
– Lecho arrastrado, de alta temperatura. Se
obtiene gas sin subproductos químicos. Es adecuado para todo tipo de carbones, sea cual
sea su reactividad, y también para fracciones
pesadas del petróleo. Es un sistema bien aceptado en el sector eléctrico.
Los gases han de ser depurados para su empleo
como combustible en la generación de electricidad. Un
primer paso es la eliminación de partículas, y a estos
efectos se está extendiendo la aplicación de filtros cerámicos, que permiten una limpieza muy profunda de
sólidos.
El azufre del combustible se encuentra en los
gases en forma de SH2 y, mediante un proceso químico, se elimina en forma de SO2 o como azufre líquido. Se consigue eliminar del orden del 99% del azufre contenido en el combustible.
¿En qué consiste la tecnología
de gasificación del carbón
y ciclo combinado integrados?
127
L
a tecnología de gasificación del carbón está consiguiendo en los últimos años resultados positivos cuando se encuentra acoplado a un ciclo combinado, es
decir, a sistemas que permiten el aprovechamiento conjunto de una turbina de vapor y otra de gas.
Por consiguiente, el gas combustible procedente
de la gasificación, una vez limpio, se utiliza como combustible en la turbina de gas de un ciclo combinado
con turbina de vapor. El proceso en sí es limpio de
emisiones de partículas y compuestos de azufre. Además, las emisiones de óxidos de nitrógeno pueden ser
también bajas si el proceso de combustión en turbina
de gas se desarrolla con los adecuados sistemas de
reducción de la formación de NOx, por ejemplo con
inyección de vapor en la cámara de combustión.
Este sistema de generación eléctrica implica un
buen rendimiento energético, del orden del 45% referido al poder calorífico inferior. Ello redunda en una menor
emisión específica de CO2 por kWh, valor que se puede reducir si a los gases procedentes de la gasificación
se les aplica una etapa de extracción del mismo.
Este proceso de generación es esencialmente limpio, pero a costa de un diseño complejo, con un número de subsistemas más numeroso que el correspondiente a las instalaciones convencionales y a las de combustión en lecho fluido a presión.
La inversión específica de una planta de gasificación y ciclo combinado de alto rendimiento energético es elevado. Esto supone el mayor obstáculo para
la extensión de la tecnología.
El primer ensayo de gasificación de carbón con
aplicación en ciclo combinado fue el de la planta de
Cool Water, en California, puesta en operación en la
primera mitad de la década de los ochenta. Se han
construido con posterioridad varias plantas comerciales en EE.UU. utilizando procesos diferentes; en
ellas se ha hecho mayor hincapié en la fiabilidad y
en los resultados ambientales que en el rendimiento energético.
En Europa se piensa en la utilización de la tecnología de gasificación y ciclo combinado no sólo por
su alto nivel de limpieza, sino también por el probable rendimiento energético alto. Su aplicación se diri-
117
ge tanto al carbón como a las fracciones pesadas del
petróleo; de hecho ya se está construyendo una unidad de este tipo en el sur de Italia.
128
¿Cómo funciona una central
de gasificación del carbón
y ciclo combinado integrados?
L
a primera central española de este tipo de tecnología
es la de ELCOGAS en Puertollano, de potencia 320 MW.
Es un proyecto de carácter europeo, en el cual participan varias empresas eléctricas de Portugal, Italia, Gran
Bretaña y Francia, además de España, más los fabricantes de los equipos principales. Cuenta con subvenciones de la Unión Europea y de fondos españoles a la investigación. Su objetivo principal es demostrar la viabilidad comercial de los diseños de alto grado
de integración y, por lo tanto, con elevado rendimiento
energético.
El combustible es la mezcla al 50% del carbón
de Puertollano, de alto contenido en cenizas y bajo
contenido en azufre, y cok de petróleo, de alto contenido en azufre y de bajo contenido en cenizas. Es
un combustible de difícil utilización y, si el comportamiento resultase positivo, se habría dado un gran
paso para demostrar que la gasificación es una alternativa de futuro para la generación eléctrica limpia
y eficiente.
El proceso de gasificación elegido es el de lecho
arrastrado con oxígeno, a una presión de trabajo de
24 bars; la alimentación de combustible se hace mediante torre de inyección en vía neumática. El diseño es
de alta integración y la temperatura de combustión en
turbina de gas, en el entorno de los 1.200 °C, a fin de
conseguir una elevada eficiencia energética. (Véase fotografía inferior)
La instalación se diseñó de forma que el ciclo
combinado estuviera disponible en un periodo de tiempo corto, antes que la propia gasificación. La planta
pudo comenzar a generar electricidad con gas natural como combustible a los dos años de iniciarse el
proyecto.
La planta ha empezado ya a gasificar carbón y
cok de petróleo y está en periodo de adaptación para
Central térmica de ELCOGAS de gasificación de carbón con ciclo combinado (Puertollano).
118
Gráfico IV.7
Esquema de una central de gasificación de carbón y ciclo combinado
Fuente: UNESA.
resolver los problemas operativos que, lógicamente,
aparecen en una instalación novedosa como ésta.
En el Gráfico IV.7 se presenta un esquema
de funcionamiento más detallado de este tipo de
centrales.
Las centrales de gasificación integrada en ciclo
combinado utilizan como combustible, para una turbina de gas, el producto resultante de la gasificación
de otros combustibles –generalmente, carbón o coque
de petróleo– que se lleva a cabo en la propia central;
y, a continuación, aprovechan el calor residual para,
mediante una caldera de recuperación, alimentar una
turbina de vapor (9). La energía eléctrica final que se
produce es, por lo tanto, la suma de la generada en
el ciclo de vapor y de la generada en el grupo de gas.
En primer lugar, el carbón es transportado y
descargado por camiones (1) en el parque de carbón
(2). Desde el parque, una cinta transportadora envía
el carbón de mina a la planta de preparación de combustibles (3), donde éstos son pulverizados y secados mediante el nitrógeno procedente de una unidad de fraccionamiento de aire (6). En dicha planta, se limpia y enfría el aire para obtener oxígeno,
que se utiliza para la gasificación del carbón, y nitrógeno, que se emplea en aumentar el rendimiento del
grupo de gas y en la planta de preparación de combustibles.
El gasificador (7) recibe el combustible pulverizado procedente de la planta de preparación y se produce en su parte inferior, mediante la inyección de oxígeno y vapor de agua, un gas sintético a muy alta temperatura. El calor de este gas es aprovechado para
aportarlo al agua del ciclo y generar vapor que se
expandirá en la turbina de vapor (11). Una vez enfriado el gas sintético, las cenizas existentes solidifican y
las escorias (4) son retiradas.
El gas obtenido en el gasificador, antes de ser
quemado, pasa por la unidad de desulfuración (10),
en la que se extrae el azufre; una vez limpio, el gas
es enviado al grupo de gas (6). El grupo de gas se compone de un compresor, que toma aire exterior y lo adapta a las condiciones necesarias para que la combustión sea óptima; una cámara de combustión, donde
es quemado el gas; y la propia turbina de gas (8), en
la que los gases de combustión se expanden y mueven un generador eléctrico. La energía eléctrica gene-
119
rada en éste es enviada a los transformadores del parque de alta tensión (14) para adaptar sus condiciones
de tensión e intensidad a las de la red de transporte
de energía eléctrica (15).
En la caldera de recuperación (9), se aprovecha el calor residual de los gases de combustión procedentes de la turbina de gas para, antes de liberarlos a la atmósfera, producir vapor a diferentes presiones. Este vapor es enviado a la turbina de vapor
(11). Como antes se ha mencionado, en la caldera del
gasificador también se produce vapor, aprovechando
la alta temperatura a la que se genera el gas sintético para vaporizar agua precalentada en la caldera de
recuperación.
Al igual que en el caso de la turbina de gas, la
turbina de vapor mueve un generador que produce
energía eléctrica; ésta es enviada a continuación al parque de alta tensión (14) y de éste, a la red de transporte (15).
El vapor de agua a la salida de la turbina es condensado (12) mediante el intercambio de calor con el
agua del circuito de refrigeración. Esta agua es enviada a la torre de refrigeración (16) para que libere el
calor recibido.
Los residuos de la central son tratados en la planta de tratamiento de efluentes (20). En la unidad de
tratamiento de agua (17), se toma agua del depósito
de agua cruda (18) y se desmineraliza antes de aportarla al ciclo de vapor, a fin de proteger los componentes del mismo.
129
¿Investigan las empresas
eléctricas españolas en nuevas
tecnologías de combustión
del carbón?
L
as empresas eléctricas de UNESA han desarrollado desde 1980 un amplio plan de investigación –denominado Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE)– en el que se da especial
importancia a los proyectos relativos a la utilización
eficiente de combustibles fósiles en las centrales termoeléctricas y al control de su impacto medioambiental.
En el marco de dicho programa, se han desarrollado proyectos de investigación sobre combustión
120
en lecho fluido, gasificación de carbón, licuefacción
de lignitos, análisis de calidad de carbones, lavado de
lignitos, sistemas de desulfuración, equipos de medida de emisiones contaminantes, reducción de emisiones por inyección de caliza, control de sistemas de combustión, catalizadores de NOx, etc.
Las inversiones realizadas en el marco del PIE
en proyectos relativos a combustibles fósiles fueron de
unos 10.000 millones de pesetas. A ellas deben añadirse las que hacen a título individual cada una de las
empresas asociadas en UNESA.
¿Qué perspectivas presenta
España para la producción
de electricidad con carbón?
E
s de prever que el carbón va a seguir ocupando un
lugar importante en la producción eléctrica española.
No obstante, es imprescindible que la utilización del
carbón nacional en la generación de energía eléctrica
esté sujeta a criterios de racionalidad y prudencia: en
primer lugar, teniendo en cuenta el nivel de reservas
disponibles y su coste de extracción; en segundo lugar,
fomentando su uso eficiente; y, en tercer lugar, asumiendo el objetivo de reducir al máximo el impacto
medioambiental.
Por lo que se refiere a este último aspecto, hay
que señalar que la normativa en la UE es cada vez más
restrictiva y exige mayores controles en las emisiones,
dado la necesidad de cumplir el Protocolo de Kioto.
Por consiguiente, cabe esperar que en los próximos
años no se produzcan incrementos significativos de este
tipo de centrales en el parque eléctrico español, dado
que la mayor parte de este incremento estará cubierto por las nuevas centrales de ciclo combinado de gas
natural, por su atractivo coste y su menor impacto
medioambiental.
Es previsible que en una década se cierren algunas instalaciones, las más obsoletas. Parte de esa potencia se debería pensar en sustituir por nueva potencia;
en este caso habría que pensar en tecnologías limpias,
recordemos la directiva europea que lleva a que en el
año 2007 las nuevas instalaciones deberán disponer de
«la mejor tecnología disponible».
Por otro lado, se ha de pensar claramente en
los carbones de importación como fuente mayoritaria
130
de generación eléctrica. Asimismo, se han de utilizar
sistemas con alto rendimiento energético: calderas
supercríticas, combustión en lecho fluido a presión y
gasificación. Quizás, la alternativa de lecho fluido a presión sea la más adecuada a las características de nuestro sistema eléctrico.
Evidentemente, el mercado dictará sus normas:
el precio relativo del carbón y del gas natural será un
condicionante a la hora de dirigirse hacia uno u otro
combustible. La elección entre unas u otras tecnologías aplicables al carbón también será una cuestión de
análisis final de costes, internalizando los relativos al
medio ambiente.
131
también en cenizas. Dos alternativas parecen
ser posibles hacia un futuro: combustión en
lecho fluido circulante o sistemas de combustión en lecho fluido a presión, aunque en
esta última opción deberá tenerse en cuenta
el contenido y características de las cenizas.
– Puertollano. Es un carbón alto en cenizas, de
bajo contenido en azufre y explotable a cielo abierto. Ya se dispone de una planta de
gasificación y ciclo combinado.
– Lignitos pardos de La Limia. Son carbones de
alto contenido en humedad y bajo contenido en azufre. Las reservas no son muy elevadas y se encuentran debajo de tierras de
labor. Habrán de explotarse a cielo abierto,
con los consiguientes problemas de expropiaciones que ello conllevaría. Quizás la solución más adecuada sea la gasificación en lecho
fluido con sistema de generación eléctrica
mediante ciclo combinado.
¿Cómo se adecúan
las nuevas tecnologías del carbón
a las cuencas carboníferas
españolas?
E
n España hay algunas cuencas que es preciso seguir
teniendo en cuenta en el futuro, aunque en la actualidad puedan sufrir una cierta recesión. Deberá tenerse en cuenta en su momento el correspondiente coste de extracción de carbón:
– Bierzo-Villablino. Son carbones de bajo contenido en materias volátiles y alto contenido
en cenizas, este último se incrementará en la
medida que la minería se mecanice para poder
mantener costes y a la vez desaparezca el lavado para suministrar granos para usos domésticos. Las reservas son altas y merece la pena
hacer un esfuerzo para diseñar alternativas.
La combustión en lecho fluido circulante
podría ser la opción más adecuada.
– Norte de León. Son carbones de media o buena calidad. Para futuras centrales se pueden
pensar diferentes alternativas; quizás los sistemas de combustión en lecho fluido a presión pudieran ser una buena opción.
– Carbones subbituminosos de Teruel. Son las
mayores reservas explotables de carbón en
España, de ellas una parte importante son extraíbles a cielo abierto. Por el contrario, son
carbones de muy alto contenido en azufre y
¿Qué son las centrales térmicas
bicombustibles?
132
S
on centrales termoeléctricas convencionales cuyos equipos pueden consumir indistintamente gas o fuelóleo.
Reciben asimismo el apelativo de centrales térmicas
bicombustibles o de combustibles varios.
¿Qué grupos térmicos
convencionales se han
convertido para poder
quemar gas natural?
133
L
os grupos termoeléctricos que se han convertido para
poder quemar también gas natural recientemente son
los presentados en la Tabla IV.7 adjunta.
Cabe señalar, como casos particulares de la lista precedente, que el protocolo firmado por ENAGAS
y las empresas de UNESA incluye, aparte de los grupos que fueron convertidos a gas natural, la potencia
de Puertollano 2, que en realidad es una instalación
de gasificación de carbón y ciclo combinado.
121
¿Cuáles son las principales
ventajas de una central
de gas de ciclo combinado?
Tabla IV.7
Centrales térmicas de UNESA convertidas
para poder quemar gas natural (bicombustibles)
Central térmica
Besós 1
Besós 2
Foix
San Adrián 1
San Adrián 2
Aceca 1
Algeciras 1
Algeciras 2
Cristóbal Colón 2
Santurce 1
Puertollano ELCOGAS
TOTAL
Potencia (MW)
150
300
520
350
350
314
220
533
148
395
330
3.610
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.
134
¿Cuál es la situación
actual de la producción
de electricidad con gas natural
en España?
H
ay algunas centrales termoeléctricas (se las denomina
centrales bicombustibles o mixtas) que están equipadas para consumir indistintamente gas natural u otros
tipos de hidrocarburos (fuel, gasóleo, fuel siderúrgico).
En los últimos años de la década de los noventa, se transformaron a gas natural 3.610 MW de potencia en centrales de fuelóleo. Estas centrales pueden,
en general, seguir consumiendo fuelóleo.
Las cantidades consumidas de combustibles gaseosos se han incrementado a lo largo de los años –han
pasado de 620 millones de m3 a 4.465 millones de m3
entre 1970 y 2001–, el gas todavía representa un porcentaje pequeño de la generación total de electricidad
en España. La evolución del consumo de gas en las
centrales termoeléctricas españolas para el periodo 19702001 está presentada en la Tabla IV.8 adjunta.
Este consumo se incrementará en los próximos
años de forma importante con la entrada de los nuevos grupos de ciclo combinado.
122
E
l 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.
En este sentido, hay que mencionar, en primer
lugar, la mejora de los rendimientos de conversión
calor/electricidad en este tipo de tecnología, que puede situarse en el entorno del 60%. También es destacable la modularidad y estandarización en la fabricación de estas unidades, que permite una mayor adaptación a las necesidades concretas de un sistema o
proyecto determinado, a un coste muy inferior que el
que resultará con otra tecnología. En la actualidad, el
módulo estándar de un ciclo combinado está en el
entorno de los 400 MW para sistemas eléctricos con
frecuencia de 50 Hz, pero existen líneas de investigación apuntando hacia tamaños menores que permiten
mayor capacidad de adaptación a la demanda.
Por lo que se refiere a la estandarización en
los procesos de fabricación, ha permitido pasar a
Tabla IV.8
Evolución del consumo de gas en centrales
térmicas. Sistema UNESA
Años
Millones m3
Años
Millones m3
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
620
726
618
542
164
1.349
1.384
1.143
1.310
1.801
2.207
2.707
2.517
1.651
1.890
2.547
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
1.738
2.007
1.904
2.147
2.485
2.479
2.339
1.130
1.649
1.795
1.246
3.291
3.521
3.917
4.203
4.465
Fuente: Red Eléctrica de España.
135
esquemas de suministro llave en mano, reduciéndose los tiempos de construcción en relación a tecnologías convencionales, con periodos en el entorno de
los 30 meses.
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.
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%).
Directamente relacionado con el desarrollo de
los ciclos combinados está la utilización del gas natural como combustible, que resulta idóneo para este
tipo de instalaciones. Esto, unido a la liberalización
de los mercados energéticos, ha dado un gran impulso a la utilización del gas natural en la generación
eléctrica.
Estas unidades de generación resultan muy competitivas tanto para cubrir nuevas necesidades de potencia instalada, como en sistemas maduros en los que
están en situación de competir incluso con unidades
de tecnología convencional totalmente amortizadas.
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%. Por ello un parámetro fundamental para la viabilidad de un ciclo combinado es el precio del gas natural. El coste de este combustible suele estar ligado al
del petróleo y, por tanto, presenta las mismas incertidumbres respecto a su evolución futura.
El volumen de inversión inicial y la estructura
de costes indicada obligan a disponer de un suministro fiable a largo plazo y al más bajo coste posible.
Central térmica de carbón de Litoral (Almería).
123
Además de los aspectos puramente económicos
de su explotación, un punto clave de las centrales de
ciclo combinado es su bajo impacto ambiental.
136
¿Cuáles son las perspectivas de
producción de electricidad con
centrales de ciclo combinado?
L
as directrices de la política energética española se orientan en la actualidad por un sustancial incremento del
papel del gas natural en el abastecimiento energético
total del país a lo largo de los próximos años. En concreto, el gas natural supuso en el año 2000 el 12,2%
de la demanda nacional de energía primaria, frente solamente al 5,57% que representaba en 1990.
Lógicamente, en la producción de electricidad ha
habido también en los últimos años una creciente utilización de este combustible. Por ejemplo, en 2001 la
generación de energía con gas supuso el 10% de la producción eléctrica peninsular –es decir, unos 24.000 millones de kWh–, frente al 0,4% que representaba en 1990.
En el documento “Planificación de los sectores
de la electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011” aprobado por el Gobierno en octubre de 2002, las bases del desarrollo eléctrico en España durante la presente década pasan, aparte del fomento de las energías renovables, por una importante
introducción de gas natural para plantas de ciclo combinado. Éstas combinan un menor impacto ambiental
con una mayor eficiencia energética, por lo que constituyen actualmente la tecnología de referencia.
Sin embargo, las nuevas centrales deberán contar con las centrales existentes, renovables, nucleares
y térmicas convencionales, que tengan costes variables
reducidos. Por consiguiente, es en el hueco restante
de la curva de carga donde los nuevos grupos de generación de ciclo combinado tienen cabida; la incógnita se sitúa en el tamaño del mismo. En la actualidad
existe ya un espacio, correspondiente a parte de la producción de carbón nacional (sin prima de funcionamiento) y a la de fuel/gas. Por otra parte, el crecimiento
de la demanda y la evolución de la cogeneración son
también variables importantes para analizar la cabida
de los nuevos grupos de ciclo combinado.
Asimismo, aunque cada sistema eléctrico español tiene una componente de producción hidráulica
124
con embalses de regulación muy importante, se crea
una banda más «vacía» unos años y más «llena» otros,
dependiendo del aporte de esta energía, lo que introduce una cierta volatilidad en el funcionamiento de los
nuevos ciclos combinados.
En definitiva, la implantación real de la tecnología de ciclo combinado será en función, en esencia,
de la evolución de muchos factores, pero tiene numerosas ventajas sobre otras opciones.
Así, el mayor o menor acierto de estas centrales estará basado en que se cumplan las expectativas
de nuevos desarrollos tecnológicos y de la evolución
real de los precios del gas natural. Una proyección
orientativa podría ser que, de acuerdo con las previsiones del Ministerio de Economía, en el plazo de 10
ó 12 años, entre el 30 y el 35% de la producción de
electricidad vendría del gas natural (teniendo en cuenta la cogeneración con este combustible).
¿Cómo afectan las centrales
termoeléctricas de gas al medio
ambiente?
D
e acuerdo con las directrices del Ministerio de Economía
establecidas en octubre de 2002, además de la preparación de un plan de ahorro y eficiencia energética y del fomento de la cogeneración, se apuesta por
la introducción masiva del gas natural y de las energías renovables en la generación de electricidad, lo que
supondrá una considerable reducción de las emisiones asociadas, y representa una de las mayores aportaciones a la estrategia española de lucha frente al cambio climático.
Este fomento de la utilización del gas natural para
la generación de electricidad está siendo llevado a cabo
en otros países de la UE por sus ventajas medioambientales en comparación con el carbón y el fuelóleo,
entre otros factores.
En efecto, la combustión de gas natural implica una menor emisión por unidad de energía producida de óxidos de nitrógeno y, sobre todo, óxidos de
azufre y carbono. En especial, cabe subrayar que la
relación CO2 emitido/energía producida, en el caso del
gas natural utilizado en las nuevas centrales de ciclo
combinado, es aproximadamente la mitad de la que
supone la utilización del carbón como combustible.
137
Asimismo, la utilización de gas natural suele permitir un mayor margen de incremento del rendimiento térmico que otros combustibles fósiles, especialmente
en centrales de ciclo combinado, que pueden aumentar este rendimiento de un 38% hasta un 60%.
Por añadidura, buena parte de las nuevas tecnologías y sistemas energéticos que están siendo aplicados para compatibilizar mejor la utilización de combustibles fósiles con la preservación del entorno –gasificación de carbón, cogeneración, ciclo combinado,
turbinas de gas, celdas de combustible, etc.– implican
un mayor empleo del gas natural en la generación de
energía eléctrica.
Para un mayor detalle, ver la publicación de
UNESA La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2001.
138
¿De dónde viene el gas natural
que consume España
actualmente?
Gráfico IV.8
Importaciones de gas natural
de terceros países en España
Fuente: Ministerio de Economía.
spaña carece de yacimientos propios de gas natural de
dimensiones significativas. Por ello, el considerable
incremento del papel del gas natural en la generación
de energía eléctrica previsto para los próximos años
tendrá lugar a través de fuertes importaciones de este
combustible, que alcanzan el 99% de nuestro consumo. Con el fin de reducir el riesgo derivado de una
excesiva concentración de los países suministradores,
nuestro aprovisionamiento se ha diversificado mucho
en los últimos años.
El gas natural llega a España actualmente a través de los gasoductos del Magreb y Lacq (Francia)-Calahorra, y mediante las plantas de regasificación de Barcelona, Huelva y Cartagena. El origen de estos abastecimientos es, principalmente, Argelia, Libia y Noruega,
además de otros países productores, tal y como se indica en la Tabla IV.9 y en el Gráfico IV.8, que muestran
el origen del aprovisionamiento español de gas natural en el periodo abril 2001-marzo 2002.
En los próximos años se deberá seguir liberalizando el mercado de gas en España, juntamente con
Tabla IV.9
Tabla IV.10
Origen del aprovisionamiento español
de gas natural (Abril 2001-Marzo 2002)
Previsión de la demanda de gas natural
para el mercado convencional
E
2000
(bcm)
%
Argelia
Libia
Noruega
E.A.U.
Qatar
Trinidad y Tobago
Nigeria
Omán
Otras
TOTAL
Fuente: Ministerio de Economía. Junio 2002.
59
4
12
1
5
4
9
4
2
100
2001
(bcm)
2002
(bcm)
2003
(bcm)
2004
(bcm)
2005
(bcm)
Doméstico Comercial
3,0
3,3
3,6
4,0
4,3
4,7
Total Industrial
Industrial firme
Industrial interrumpible
Industria amoniaco
CC.TT. convencionales
13,9
10,3
2,2
0,5
0,9
15,1
12,2
1,7
0,6
0,6
16,5
13,9
1,7
0,6
0,3
18,0
15,6
1,7
0,6
0,1
19,1
16,7
1,7
0,6
0,1
20,2
17,9
1,7
0,6
0,1
Demanda convencional
Gas Natural canalizado
Gas Natural Licuado (GNL)
16,9 18,4
16,3 17,8
0,6
0,6
20,1
19,3
0,9
22,0
21,5
0,5
23,4
22,7
0,7
24,8
23,9
1,0
Fuente: Comisión Nacional de Energía. Informe Marco. 2000.
125
el desarrollo de la red de gasoductos de transporte y
distribución y de las plantas regasificadoras, para que
el gas llegue a todos los consumidores finales, en particular, a las centrales eléctricas de gas natural. La evolución estructural del mercado convencional del gas
natural en el periodo 2000-2005 se presenta en la Tabla IV.10.
139
¿Cuál es la situación actual
de la producción de energía
eléctrica con derivados
del petróleo?
L
a producción de energía eléctrica con combustibles derivados del petróleo supone actualmente en España alrededor del 10% de la generación total de energía eléctrica, para lo cual se consumen aproximadamente 2
millones de toneladas de fuelóleo, que es el derivado
del petróleo que se utiliza habitualmente para generar electricidad.
Aunque los combustibles líquidos no juegan hoy
un papel esencial en el abastecimiento eléctrico de la
España peninsular, hace unos años eran una fuente energética importante en la generación de electricidad. Así,
en 1976 las centrales que empleaban fuelóleo produjeron 38.650 millones de kWh, lo que representaba
entonces el 43% de la producción anual de electricidad.
No obstante, estos combustibles siguen siendo
importantes en el «mix de generación», al haberse reducido de forma significativa la sobrecapacidad de equipamiento existente anteriormente.
140
Central
Castellón*
Santurce*
Escombreras*
Algeciras*
Aceca*
Sabón*
Jinamar
Cristóbal Colón
Badalona II
Candelaria
Granadilla
San Juan de Dios
Barranco Tirajana
Ibiza
Cádiz
Málaga
Punta Grande
Mahón
Las Salinas
San Molines
Burcena
Los Guinchos
Melilla-Diesel
Guanarteme
Ceuta-Diesel
El Palmar
Llanos Blanco
L
Provincia
Castellón
Vizcaya
Murcia
Cádiz
Toledo
A Coruña
Las Palmas
Huelva
Barcelona
Sta. Cruz Tenerife
Sta. Cruz Tenerife
Baleares
Las Palmas
Baleares
Cádiz
Málaga
Las Palmas
Baleares
Las Palmas
Baleares
Vizcaya
Sta. Cruz Tenerife
Melilla
Las Palmas
Ceuta
Sta. Cruz Tenerife
Sta. Cruz Tenerife
MW
1.083
936
858
753
627
470
416
378
344
332
245
195
155
143
138
122
102
99
80
78
66
51
36
34
33
11
7
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.
* Centrales bicombustibles de fueloléo y gas natural.
madas en centrales termoeléctricas bicombustibles de
fuelóleo y gas natural, utilizando un combustible u
otro en función de los precios y de las condiciones
ambientales.
¿Cuáles son las principales
centrales españolas
que consumen derivados
del petróleo?
as principales centrales termoeléctricas españolas que
utilización fuelóleo u otros derivados del petróleo como
combustible principal son las que se representan en
la Tabla IV.11 adjunta.
Buena parte de las centrales de fuelóleo instaladas en la España peninsular, han sido transfor-
126
Tabla IV.11
Relación de centrales que consumen fuelóleo
en el sistema UNESA
¿Cómo ha evolucionado
en España el consumo
de fuelóleo para producción de
electricidad?
E
n los años 70, el fuelóleo era la principal fuente energía que se utilizaba en España para generar electricidad. En 1976, se registró el récord histórico en consumo de combustibles líquidos para producción de
energía eléctrica: 10,1 millones de toneladas.
141
Tabla IV.12
Evolución del consumo de fuelóleo
en centrales térmicas del sistema UNESA
Años
Toneladas (Millones)
Años
Toneladas (Millones)
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
3,6
3,6
3,3
5,9
7,0
7,5
10,0
5,4
6,7
6,2
9,0
8,5
6,9
5,7
2,7
1,8
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
1,4
1,5
1,5
2,1
0,9
1,2
2,0
0,7
0,5
1,1
0,5
0,2
0,9
1,9
1,6
1,9
trica, así como en la resolución de las restricciones técnicas de la red de transporte. Las centrales termo-eléctricas peninsulares consumirán fuelóleo fundamentalmente como combustible de apoyo o asociado a otros
combustibles, principalmente gas, en el caso de las llamadas centrales termoeléctricas mixtas.
Sin embargo, seguirán ocupando un lugar importante en los sistemas extrapeninsulares –Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla–, donde la ausencia, por el momento, de alternativas energéticas en cantidades suficientes continuará haciendo necesaria la utilización de
derivados del petróleo para generar electricidad.
¿En qué medida inciden
las centrales térmicas
de fuelóleo sobre el medio
ambiente?
143
Fuente: Red Eléctrica de España.
Sin embargo, a raíz de las sucesivas crisis del
petróleo de 1973 y 1978, la reducción de la dependencia energética respecto de este combustible –del
cual España no posee más que reservas insignificantes– se convirtió en uno de los objetivos básicos de la
política energética española, plasmada en los Planes
Energéticos.
Se inició así un amplio y progresivo proceso de
sustitución de fuelóleo por carbón (Plan Acelerado del
Carbón) y energía nuclear, en la generación de electricidad. Como resultado de este esfuerzo, el consumo de fuelóleo en las centrales termoeléctricas españolas se fue reduciendo.
La evolución del consumo de fuelóleo en las centrales térmicas españolas aparece recogida en la Tabla IV.12.
142
¿Cuáles son las perspectivas
de producción de electricidad
con derivados del petróleo
en España?
E
n los próximos años, los derivados del petróleo en el
sistema eléctrico peninsular jugarán un papel de
reserva y garantía en la satisfacción de la demanda eléc-
L
as centrales térmicas de fuelóleo inciden sobre el
medio ambiente de manera similar a las de carbón,
ya que el proceso de generación de energía eléctrica es muy parecido: la única diferencia sustancial es
que estas centrales, en vez de quemar carbón, queman fuelóleo.
No obstante, en términos cuantitativos, su efecto medioambiental es menor, ya que el contenido en
partículas sólidas del fuelóleo es muy inferior al del
carbón –por lo que su acción contaminante en este
terreno se puede considerar despreciable– y la combustión de fuelóleo implica menores emisiones de óxidos de nitrógeno y de carbono que la combustión de
carbón. Por el contrario, suele ser mayor su emisión
de óxidos de azufre, aunque actualmente se ha mejorado mucho este tema al utilizar fuelóleo BIA con menor
contenido de azufre.
Estos efectos medioambientales son neutralizados en las centrales térmicas de fuelóleo con las instalaciones de equipos de descontaminación parecidos
a los de las centrales de carbón.
Finalmente, conviene señalar que bastantes instalaciones de este tipo se han reconvertido para poder
también utilizar gas natural, cuando así sea aconsejable por razones medioambientales.
Para un mayor detalle consultar la publicación
de UNESA La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2000.
127
144
¿Qué es la cogeneración?
L
a cogeneración es una tecnología que permite la producción y aprovechamiento combinado de calor y electricidad. Es una forma de aprovechamiento energético con elevado rendimiento utilizada ya desde principios del siglo pasado. Es una solución atractiva cuando
existen necesidades de energía térmica y electricidad
de forma prácticamente continua.
Las instalaciones de cogeneración están diseñadas de forma que el vapor engendrado en la caldera, además de ser enviado a los turbogeneradores
para producir electricidad, puede ser extraído en determinados puntos de la turbina –o del escape de la turbina– para suministrar calor a procesos industriales (en
los países nórdicos de climas muy fríos se utiliza también el calor para los sistemas de calefacción urbanadistrict heating).
Los sistemas de cogeneración hacen posible la
obtención de rendimientos energéticos mayores que
los que se conseguirían con producciones separadas
de electricidad y calor, llegando en algunos casos al
80%, y tienen un menor impacto medioambiental que
los procesos convencionales, debido al alto rendimiento del proceso, y especialmente aquellas instalaciones de cogeneración que utilizan gas natural como
combustible.
Existen diversos sistemas de cogeneración
según el tipo de turbogeneradores y combustibles que
se empleen y de su situación en el proceso productivo, lo cual depende a su vez de los objetivos energéticos que se pretende conseguir con cada instalación,
de la estructura energética de la fábrica en la que se
aplican, del horario laboral de ésta, de su nivel de
demanda energética, de su disponibilidad de combustibles, etc. Así, hay sistemas de cogeneración basados
en ciclo de turbina de gas, ciclo con motor diesel, ciclo
con turbina de vapor, ciclo combinado, aprovechamiento de calor residual con turbina de vapor y otros.
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.
128
La cogeneración mediante motor alternativo de
gas o gasóleo o fuelóleo es, en general, atractiva 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 de gas y
vapor 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.
¿Cuántas instalaciones de
cogeneración existen en España?
P
or lo que respecta a España, puede señalarse que la
cogeneración ha tenido un incremento considerable de
sus instalaciones a lo largo de los últimos años.
(Véase Tabla IV.13 y Gráfico IV.9 adjuntos)
Tabla IV.13
Evolución de la potencia instalada
en cogeneración
Año
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
363
487
680
1.055
1.566
2.005
2.659
3.300
3.925
4.472
4.913
Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 2002.
—
32
39
56
47
28
33
24
19
12
10
145
Gráfico IV.9
Evolución de la cogeneración en España
nes se despacha de forma prioritaria con respecto al
resto de instalaciones, lo cual supone una ventaja operativa muy clara en un mercado de generación liberalizado y competitivo.
Además, existe una diferencia entre la remuneración de las instalaciones en Régimen Ordinario y en
Régimen Especial. Estas últimas percibirán, asimismo,
una prima cuyo importe se fija reglamentariamente con
la actualización de las tarifas eléctricas.
En España había ya en el año 1994 más de un
centenar de instalaciones de cogeneración en funcionamiento, con una potencia total de 1.566 MW, la mayor
parte de las cuales eran propiedad de los autogeneradores. En el año 2000 la potencia instalada había
aumentado considerablemente, alcanzando los 4.913
MW, con un porcentaje de un 11,7% de la producción
total eléctrica.
Fuente: IDAE. Seminario «El Mercado Eléctrico ante el año 2003» (Junio 2002).
Como ya se ha indicado anteriormente en este
capítulo, los marcos legal y económico de la cogeneración en España son análogos a los de las energías
renovables. Es decir, los sobrantes que vierten a la red
eléctrica operan en el denominado Régimen Especial,
por lo que la energía procedente de estas instalacio-
Gráfico IV.10
Futuro de la cogeneración en España
¿Cuáles son las perspectivas
de la cogeneración
en España?
146
C
omo ya se ha visto, a lo largo de los últimos años se
ha producido un considerable incremento del número de instalaciones de cogeneración existentes en España. Y se prevé que esta tendencia se mantenga en el
futuro inmediato. Así, en la década de los 90, se instalaron más de 4.000 MW de nueva potencia.
Teniendo en cuenta la política energética de la
UE sobre este tipo de instalaciones, así como la incentivación que tiene en nuestro marco jurídico y económico, es de prever que en España siga aumentando en los próximos años el número de instalaciones
de cogeneración. La cogeneración, como tecnología que
consigue un elevado rendimiento energético global,
debe ser viable por sí misma, siempre que se dimensione adecuadamente a las necesidades de calor y de
electricidad del proceso industrial.
El desarrollo de la cogeneración en España está
encontrando ya ciertos límites lógicos, teniendo en
cuenta que cada vez es más complicado hallar nuevas fuentes industriales de calor. (Ver Gráfico IV.10)
Fuente: IDAE. Seminario «El Mercado Eléctrico ante el año 2003» (Junio 2002).
129
147
¿Cuál es la política energética
de la UE respecto
a la cogeneración?
D
entro del contexto de la política energética de la UE
–competitividad, seguridad de abastecimiento y protección del medio ambiente– la Comisión Europea emitió en 1997 una Comunicación para facilitar el desarrollo de la cogeneración y su penetración en el mercado europeo de 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 Kioto y el uso eficiente de la energía.
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 en la Comunidad Europea,
pasando del 9% (204 TWh en 1997) al 18% en el año
2010».
Posteriormente, la UE emitió otra Comunicación
sobre Eficiencia Energética. 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».
Finalmente, cabe señalar que la Comisión ha
anunciado, como segundo paso, la preparación de un
plan de acción para la eficiencia energética, en el que
la cogeneración está presente como una de las posibles medidas de eficiencia energética en el marco de
desarrollo regional y urbano.
148
¿Qué son las células o pilas
de combustible?
U
na célula de combustible es un dispositivo electroquímico que convierte directamente la energía química en
electricidad y calor; consta de dos electrodos, el ánodo y el cátodo, separados por un electrolito en forma
de sandwich.
En las células de combustible se combina el oxígeno del aire con un hidrógeno, generalmente, para
130
generar la corriente eléctrica continua. El combustible
oxidado en el ánodo libera electrones que fluyen por
el circuito externo hasta el cátodo. El circuito se completa con el flujo de iones en el electrolito, que además separa las dos corrientes de gases combustible y
oxidante. Además se genera calor que puede emplearse directamente como un subproducto en el procesador del combustible o para producir residualmente
más electricidad.
En una celda de combustible se produce la reacción genérica de combustión de hidrógeno y la formación de agua por vía electroquímica (reacción inversa a la electrólisis del agua):
H2 + 1/2O2 ⇒ H2O + Energía
Las celdas se conectan en serie o en paralelo
para suministrar el voltaje y potencias deseados, motivo por el cual se las conoce también con el nombre
de pilas de combustible. La reacción electroquímica de
oxidación del hidrógeno para la producción de electricidad es conocida desde el siglo XIX, en que Grove consiguió demostrar el proceso. Su aplicación no
ha llegado hasta la década de los 60, debido a la gran
dificultad existente para encontrar unos sistemas que
garantizasen el proceso con una cierta viabilidad técnica y económica.
Este proceso de conversión directa reduce significativamente las pérdidas termodinámicas y mecánicas de energía en relación con los sistemas en los
que esta conversión tiene lugar por medio de calentamiento intermedio y procesos mecánicos.
Los tipos de células de combustible se caracterizan fundamentalmente por su electrolito. Según sea
éste, así serán los electrodos que se empleen y las condiciones de operación de las celdas. Con independencia
de las características particulares de cada caso, la separación entre electrodos y su superficie van a determinar el voltaje de celda y la energía producida. La estructura interna de los electrodos, el electrolito, las dimensiones geométricas, las condiciones termodinámicas de
operación y las características de los reactantes son otras
variables que van a definir las características del proceso de conversión.
Un sistema de generación basado en células de
combustible consta genéricamente de un procesador
de combustible que permite obtener el hidrógeno necesario como combustible principal. Este procesador sería
innecesario en el caso de las células de combustible
Gráfico IV.11
Generación eléctrica con pilas de combustible
se deben al electrolito empleado, según el cual obliga a diferentes materiales para los electrodos y por
supuesto diferentes condiciones de operación, lo que
finalmente se traduce en diferentes posibilidades de
utilización. Pueden señalarse los siguientes tipos:
– Alcalinas. Las primeras se desarrollaron dentro del programa Apolo. Necesitan H2 y O2
muy puros. Operan entre 25 y 120 °C.
– Ácido fosfórico. Electrodos de carbón poroso, dopado con platino. Están ya en fase de
comercialización para cogeneración en edificios comerciales (200 KW).
– Carbonatos fundidos. Utilizan carbonatos de
litio y potasio.
– Metanol directo. Utilizan como electrolito ácido sulfúrico (ver esquema en el Gráfico IV.12).
– Membranas de polímero. Son de baja temperatura (<100 °C) y de vida útil larga.
149
Fuente: Medio Ambiente y Electricidad. Comité de Energía del Instituto de la Ingeniería de España.
2000.
Sin embargo, todos estos tipos de células de
combustible comparten características constructivas
comunes, como son:
de hidrógeno o de metanol directo. A continuación,
se acopla la sección de generación eléctrica, formada
por las células de combustible y los dispositivos de
alimentación, recirculación, extracción del
calor, de la corriente eléctrica y de los productos de
reacción. Finalmente, es necesario un sistema de acondicionamiento eléctrico para la conversión de la corriente continua producida en la corriente alterna necesaria para su acoplamiento a la red. Complementariamente integrado al sistema de extracción de calor o a
la salida de los gases de reacción pueden ir sistemas
de cogeneración dependiendo del tipo de célula de
combustible.
En el Gráfico IV.11 se muestra un esquema general simplificado de una planta de generación eléctrica
con células de combustible.
a) Modularidad. Las unidades pueden construirse tan pequeñas como se quiera y el sisGráfico IV.12
Esquema simplificado de un sistema de células
de combustible con alimentación de metanol
o hidrógeno directamente
¿Cuáles son los diversos tipos
de pilas de combustible?
C
omo fruto de este desarrollo se han promovido varios
tipos de células de combustible, que en el momento
presente pueden ofrecer distintas opciones comerciales. Las diferencias esenciales entre los distintos tipos
Fuente: Medio Ambiente y Electricidad. Comité de Energía del Instituto de la Ingeniería de España.
2000.
131
b)
c)
d)
e)
150
tema puede ensamblarse hasta el tamaño
deseado a base de estas unidades. Las condiciones de operación, flexibilidad y costes
de los auxiliares pueden ser los factores
gobernantes del tamaño óptimo de los módulos que se produjesen en fábrica.
Tiempo de construcción. Está ligado a la
modularidad, ya que los grandes componentes de un sistema de células de combustible llegarían al lugar de la instalación previamente ensamblados.
Generación de corriente continua. Las células de combustible son generadores de
corriente continua. Dada la gran cantidad de
equipamiento que se utiliza actualmente funcionando con corriente continua, puede ser
una importante ventaja con miras al futuro,
ya que se podría prescindir de todos los transformadores de corriente que se utilizan en
electrónica.
Ausencia de ruido. Otra gran ventaja de las
células de combustible es su propiedad de
funcionar sin producir ruido -salvo los equipos auxiliares- por la ausencia de componentes dinámicos en su interior.
Sistemas híbridos. El mercado potencial de
las células de combustible se puede incrementar combinándolas con otros equipos de
generación energética como son las turbinas
de gas y vapor, para el caso de las células
de alta temperatura, y con motores de combustión interna y baterías en el caso de las
de baja temperatura.
¿Cuáles son los aspectos
medioambientales de las pilas
de combustible?
E
n contraste con otras tecnologías de generación eléctrica o para producir energía en el sector transporte,
el impacto de los sistemas de células de combustible
sobre el medio ambiente es mínimo por las siguientes causas:
– El proceso que tiene lugar en una célula de
combustible es una reacción electroquímica,
132
por lo que no existe ninguna parte móvil y
por tanto reduce el ruido de la generación
eléctrica (salvo el de los equipos auxiliares).
– Las células de combustible son generalmente más eficientes que todos los sistemas que
utilizan el ciclo de Carnot, especialmente en
unidades pequeñas, produciendo mucho
menos calor residual.
– En lo referente a la contaminación visual, no
necesitan ni altas chimeneas, ni altas torres de
refrigeración, pudiéndose instalar en los
sótanos de los edificios o bajo las calles.
– La mayoría de los componentes de las células de combustible son reciclables, mientras
que en otras tecnologías el coste de desmantelamiento y almacenamiento de residuos
es muy alto. La recuperación del platino y
otros materiales valiosos podría convertirse en
un negocio importante para cubrir los costes
de desmantelamiento. (Para mayor detalle véase la publicación de UNESA La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2001.)
¿Cuáles son los principales países
y empresas que están
investigando las pilas
de combustible?
E
n Estados Unidos la investigación, el desarrollo y la
demostración ha tenido de financiación pública alrededor de 60 millones de euros anuales, gastando la
industria privada una cantidad equivalente. Las principales organizaciones financiadoras han sido el Departamento de Energía (DOE), el Instituto de Investigación del Gas (GRI) y el Instituto de Investigación Eléctrico (EPRI).
Desde hace muchos años, están desarrollando
las células de ácido fosfórico y se han vendido alrededor de 50 unidades de 200 kW por todo el mundo.
En 1997, de acuerdo con plantas pertenecientes a EPRI,
se ha establecido un plan para desarrollar y comercializar 20 plantas de 11 MW.
Recientemente ha aumentado fuertemente el
interés en las aplicaciones para transporte con tecnología de membranas poliméricas, en la que están intro-
151
ducidas las principales compañías de automóviles como
General Motors, Ford y Chrysler.
En Japón, el gobierno ha financiado la investigación durante muchos años. En 1995 llegó hasta 35
millones de euros anuales que, con 100 millones de
euros de la industria privada, demuestra el alto interés mostrado por esta tecnología. Durante la década
de los ochenta, el interés se centró en las células de
ácido fosfórico, en 1983 se instaló una planta de 4,5
MW cerca de Tokio, propiedad de TEPCO, pero de tecnología Americana.
La Unión Europea impulsó a través de los programas THERMIE y JOULE numerosos proyectos en este
campo de investigación.
Los países europeos más involucrados son: Alemania, con actividades en carbonatos fundidos, óxidos sólidos y membranas poliméricas; Holanda, centrada principalmente en los carbonatos fundidos; Italia, orientada a los carbonatos fundidos y a membranas
poliméricas, pero con un esfuerzo importante en el
desarrollo de una planta de ácido fosfórico de 1 MW;
Dinamarca, orientada a los óxidos sólidos; Reino Unido, se concentra en óxidos sólidos y membranas poliméricas; Suecia, con una parte orientada hacia carbonatos fundidos y óxidos sólidos por la Universidad
y la parte más industrial dirigida a las membranas poliméricas. En 1995, la Comisión Europea marcó una
estrategia común a 10 años, en vista de la importancia de esta tecnología para el ahorro y la producción
limpia de energía, el impacto que puede tener sobre
el empleo a largo plazo y la competencia industrial a
escala mundial.
El principal objetivo de esta estrategia era la
comercialización rápida de aquellas tecnologías de
células de combustible que pudiesen ser desarrolladas de forma competitiva. Los elementos claves de la
estrategia son células de bajo coste y la simplificación
de los sistemas con un coste del sistema instalado en
el año 2005 de 1.500 euros/kW y una vida de 40.000
horas. Las tres líneas fundamentales de esta estrategia son:
– Mayor énfasis en el sistema de células de combustible de baja temperatura y bajo coste que
puedan ser comercializadas a medio plazo
para aplicaciones en edificios de transporte.
– Simplificación de sistemas auxiliares para desarrollar el concepto de redes de células de
Tabla IV.14
Empresas europeas con actividades
en células de combustible
Células de combustibles
de alta temperatura
País
Alemania
Siemens, MBB, MTU, RWE,
Ruhrgas, Dornier
Dinamarca
Haldor Topsoe, RISO, Elkraft, Elsam
Italia
Ansaldo, ENEA, ENEL
Holanda
ECN, BCN, Stork, De Schelde,
TNO, SEP
España
Iberdrola, Endesa, Babcock &
Wilcox
Células de combustible
de baja temperatura
Dornier, Siemens
De Nora, Ansaldo,
Fiat
Reino Unido GEC, British Gas, ICE,
Cookson, Rolls Royce
Johnson Matthey,
VSEL
Bélgica
Elenco, Hydrogen
Systems
Francia
IFP
Fuente: Unión Europea.
Pila de combustible en San Agustín de Guadalix.
133
combustible y de sistemas de células de combustible sin reformadores externos.
– Continuación de la investigación, el desarrollo y la demostración de células de combustible de alta temperatura para cogeneración
industrial y producción de electricidad a gran
escala a largo plazo.
En general, el énfasis del desarrollo de las células de combustible debe establecerse en sistemas para
aplicaciones en cogeneración y transporte, con un tamaño en el rango aproximadamente de los 200-300 kW.
En España, el desarrollo tecnológico en este área
está centrado en los tipos de carbonatos fundidos, con
una promoción importante desde el Sector Eléctrico a
través de una agrupación de interés económico denominada Programa Español de Pilas de Combustible,
constituida por Iberdrola, Endesa, Babcock & Wilcox
e integrada en el proyecto europeo MOLCARE (Molten Carbonate Researche), junto con Ansaldo (Italia).
Esta actividad en carbonatos fundidos tiene como fin
el desarrollo y pruebas de elementos componentes y
prototipos para alcanzar finalmente el ensayo y demostración de una célula de 100 kW en la planta construida en San Agustín de Guadalix (Madrid). Esta actividad está incluida dentro de los proyectos europeos
JOULE y THERMIE con la financiación nacional del Programa de Investigación y Desarrollo Electrotécnico (PIE)
y del Programa I+D de OCICARBON. (Véase foto en
la página 133.)
Los principales actores de la industria y productores energéticos en Europa son los reflejados en
la Tabla IV.14.
152
¿Cuáles son las perspectivas
de uso comercial de las pilas
de combustible?
L
as células de combustible no son una tecnología madura. Para que lleguen a tener un mayor impacto en el
mercado energético futuro se requiere innovación en
el diseño y en los materiales. Las células de combustible emplean hidrógeno como combustible y la tecnología actual es poco eficiente por requerir el empleo
de combustibles fósiles para su producción. Se espera que mejoren los sistemas estacionarios que operan
con combustibles fósiles reformados, lo que las hará
134
Central de cogeneración de Algeciras.
cada vez más competitivas en comparación, por ejemplo, con las turbinas de gas de ciclo combinado. Cuando se disponga de hidrógeno, el 60-80% del coste de
una planta de células de combustible se eliminará y
se colocarán en situación competitiva. Sin embargo, sus
aplicaciones están restringidas por el suministro de
materiales, como el catalizador de platino. Aun pensando que los costes por kW pueden reducirse a niveles aceptables, la disponibilidad de estos materiales restringirá la tecnología de las células de combustible a
nichos de mercado. Se requiere, por tanto, innovación
en materiales, particularmente nuevos catalizadores y
nuevos electrolitos, quizá de tipo sólido, que puedan
operar en rangos de temperatura que son inviables para
las células de combustible de hoy.
Cada tipo de célula determinaría su sector de
aplicación. El parámetro determinante para su utilización es la temperatura y el otro factor determinante
es el combustible empleado. Teniendo en cuenta que
el combustible básico es el hidrógeno, el futuro de las
células de combustible va a estar muy directamente relacionado con las distintas fuentes y tecnologías de producción de este gas, pero pasando por una transición
de adaptación a las fuentes energéticas actuales.
Hoy en día se prevé su aplicación en plantas
para generación centralizada de electricidad, sistemas
de cogeneración de tamaño intermedio y sistemas de
baja potencia para uso doméstico o transporte.
La generación de electricidad en zonas aisladas
mediante sistemas de cogeneración y autogeneración
es una de las primeras vías en las que las células de
combustible están haciendo sus más intensos esfuer-
zos para llegar a situarse en el mercado. Ya están en
fase comercial las células de ácido fosfórico, e iniciando
su fase comercial de demostración las de carbonatos
fundidos, por lo que están empezando a competir con
otras tecnologías a base de aumentar el número de unidades fabricadas, al tiempo que se desarrolla una tecnología más barata y duradera.
Finalmente, los fabricantes de automóviles han
visto en las células de baja temperatura de membranas poliméricas alimentadas con hidrógeno, o de
momento con metanol, una opción alternativa al
motor de combustión interna, con eficiencias energéticas que pueden llegar a triplicar la eficiencia de
los motores actuales, con la correspondiente reducción del consumo de combustible, en unos momentos en los que los precios de estos tienden a subir
progresivamente.
135
Capítulo
V
Centrales nucleares
153
¿Qué es la energía nuclear?
L
a liberación de energía mediante la fisión (división) o
fusión (unión) de los núcleos de los átomos que constituyen la materia es el mayor proceso de transformación energética en el universo y constituye la mayor
fuente energética en el mismo. Las reacciones energéticas que se producen en el interior de las estrellas
son ejemplos de procesos nucleares en el universo.
La electricidad producida en estos procesos de
forma controlada es generalmente conocida como energía nuclear. Ésta ha alcanzado a lo largo de cinco décadas un elevado nivel de madurez tecnológica, –comparable a la industria aeroespacial y de telecomunicaciones– y su utilización como fuente de generación
eléctrica es un hecho de gran relieve. Así lo confirma
el hecho de que, en el año 2000, existían en el mundo 438 reactores nucleares de fisión en funcionamiento, los cuales generaron aproximadamente el 16% de
la energía eléctrica consumida en ese año.
Asimismo, conviene destacar las numerosas aplicaciones de este tipo de energía en los ámbitos de la
medicina, de la industria y de la investigación.
154
¿Qué es la fisión nuclear?
L
a fisión (división) es una reacción nuclear que afecta al núcleo de los átomos de ciertos elementos químicos pesados (uranio, torio, plutonio) cuando coli-
sionan con una partícula subatómica que carece de
carga eléctrica, llamada neutrón. A consecuencia del
impacto, el núcleo se divide en dos fragmentos, liberándose en el proceso una gran cantidad de energía
y emitiéndose de dos a tres neutrones.
El proceso de fisión resulta posible por la inestabilidad que tienen los núcleos atómicos de algunos
isótopos de elementos químicos de alto número atómico –el uranio 235, por ejemplo– debida a la relación existente entre el número de protones (partículas de carga eléctrica positiva) y el número total de partículas nucleares (protones y neutrones) de dichos
núcleos.
En tales condiciones, basta una pequeña cantidad de energía, como la que transporta el neutrón que
colisiona con el núcleo, para que pueda tener lugar
la reacción de fisión antes descrita. Por otro lado, los
fragmentos producidos en la fisión son tales que la
suma de las masas de sus núcleos es ligeramente inferior a la masa del núcleo que se fisiona. Esta diferencia de masa se corresponde con la energía liberada en el proceso.
La reacción nuclear de fisión fue descubierta
por los científicos O. Hahn y F. Strassmann en 1938,
cuando detectaron la presencia de elementos de pequeña masa en una muestra de uranio puro irradiada
por neutrones.
A su vez, los neutrones emitidos en la fisión de
un núcleo de uranio pueden provocar nuevas fisiones
en otros núcleos que, al fragmentarse, producirán nue-
139
vos neutrones, continuándose el proceso. De esta forma, se consigue una reacción en cadena capaz de automantenerse.
Cuando se consigue que sólo un neutrón de los
producidos en cada colisión provoque una nueva fisión, la reacción en cadena se mantiene estable y se
dice que el sistema forma un conjunto «crítico». De esta
forma, puede aprovecharse la energía liberada en los
sucesivos procesos de fisión mediante su conversión
en una forma de energía utilizable, como la energía
eléctrica.
El hecho de que la fisión pueda dar lugar a una
reacción de fisión nuclear en cadena permite que, una
vez iniciada ésta, se mantenga por sí misma, lo que
significa que puede obtenerse una producción de energía en régimen estacionario y, por tanto, servir como
fuente de energía eléctrica. Esto es semejante a lo que
ocurre con las reacciones de combustión de las energías fósiles, porque una vez iniciada la combustión del
carbón, del gas o del petróleo, la reacción con el oxígeno puede mantenerse con las tecnologías convencionales de combustión.
155
¿Qué es un reactor nuclear
de fisión?
U
n reactor nuclear de fisión es una instalación capaz
de iniciar, mantener y controlar las reacciones de fisión en cadena, con los medios adecuados para extraer el calor generado. Este reactor consta de varios
elementos esenciales para la generación del calor. Son
los siguientes:
– El combustible, formado por un material fisionable, generalmente un compuesto de uranio, en el que tienen lugar las reacciones de
fisión. Es, por tanto, la fuente de generación
del calor.
– El moderador, que hace disminuir la velocidad de los neutrones rápidos, convirtiéndolos en neutrones lentos o térmicos. Este elemento no existe en los reactores denominados rápidos. Se emplean como materiales
moderadores el agua, el grafito y el agua
pesada.
– Los elementos de control, que actúan como
absorbentes de neutrones, permiten contro-
140
lar en todo momento la población de neutrones y, por tanto, la reactividad del reactor, haciendo que sea crítico durante su funcionamiento y subcrítico en las paradas. Los
elementos de control suelen tener forma de
barras.
– El refrigerante, que extrae el calor generado
por el combustible del reactor. Generalmente se usan refrigerantes líquidos, como el agua
ligera y el agua pesada, o gases como el anhídrido carbónico y el helio.
– El blindaje, que evita el escape al exterior de
radiaciones y de neutrones del reactor. Los materiales usados como blindaje pueden ser el
hormigón, el acero, el plomo, etc.
¿Qué tipos de reactores nucleares
se utilizan en las centrales
nucleares?
L
os reactores nucleares utilizados en las centrales nucleares se clasifican, en primer lugar, de acuerdo con
la velocidad de los neutrones que producen las reacciones de fisión en: reactores térmicos o lentos y reactores rápidos. Prácticamente, todas las centrales nucleares actualmente en explotación comercial en el
mundo tienen reactores térmicos.
A su vez, los reactores térmicos se clasifican, de
acuerdo con el tipo de moderador empleado, en: reactores de agua ligera, reactores de agua pesada y
reactores de grafito. Con cada uno de ellos está asociado generalmente el tipo de combustible usado, así
como el refrigerante empleado. Las diferencias esenciales entre este tipo de reactores pueden resumirse
de la siguiente forma:
a) Reactor de agua ligera (LWR-Light Water
Reactor)
Se distinguen dos tipos. (Ver Gráfico V.1 )
• Reactor de agua a presión (PWR-Pressurized Water Reactor)
Utiliza agua ligera como moderador y refrigerante simultáneamente, permaneciendo en estado líquido a una presión de 150
a 200 atmósferas. El combustible que utiliza es uranio ligeramente enriquecido, al-
156
Gráfico V.1
Tipos de reactores nucleares para centrales eléctricas
Fuente: UNESA.
rededor del 3%, en forma de dióxido de
uranio. Este tipo de reactor se ha desarrollado principalmente en Estados Unidos,
Rusia, Alemania, Francia y Japón. En España hay siete de este tipo.
• Reactor de agua en ebullición (BWR-Boiling Water Reactor)
En este reactor una parte del agua del refrigerante, que es a la vez moderador, pasa
a fase de vapor en el propio reactor. El
combustible utilizado es, al igual que en
el PWR, uranio ligeramente enriquecido. Se
ha desarrollado fundamentalmente en Estados Unidos. En España hay dos de este
tipo.
b) Reactor de agua pesada (HWR-Heavy Water
Reactor)
Emplea como combustible uranio natural, en
forma de óxido, introducido en tubos de una
aleación de circonio. El moderador y refri-
gerante es agua pesada (utiliza en su composición deuterio, isótopo del hidrógeno dos
veces más pesado). Este tipo de reactor ha
sido desarrollado principalmente en Canadá.
c) Reactor de uranio natural, gas y grafito (GCRGas Cooled Reactor)
Estos reactores, cuyo combustible es uranio
natural en forma metálica, utilizan grafito
como moderador y anhídrido carbónico como
refrigerante. Este tipo de reactores han sido
desarrollados principalmente en Francia y
Gran Bretaña
d) Reactor avanzado de gas (AGR - Advanced
Gas Reactor)
Ha sido desarrollado en Gran Bretaña como
sucesor del GCR. Las principales diferencias
introducidas se hallan en el combustible, que
está en forma de óxido de uranio ligeramente
enriquecido e introducido en tubos de acero inoxidable.
141
Gráfico V.2
Esquema de funcionamiento de una central nuclear
Fuente: UNESA.
(Existen también reactores refrigerados por
gas a temperatura elevada, High Temperature
Gas Cooled Reactor-HTGR, que representan
la siguiente etapa de los reactores refrigerados por gas. Utiliza gas helio como refrigerante, en lugar de anhídrido carbónico como
el anterior, y alcanza temperaturas más elevadas, entre 700 y 750 °C. Fueron desarrollados en Alemania, Gran Bretaña y Estados
Unidos, no existiendo centrales nucleares que
los utilicen.)
e) Reactor de grafito y agua ligera (LWGR-Light
Water Graphite Reactor)
Utiliza uranio ligeramente enriquecido (2%)
como combustible, grafito como moderador
y agua ligera como refrigerante, que se transforma en vapor en el propio reactor. Son de
los que disponen en la central de Chernobyl,
142
tristemente conocida, y se conocen también
como RBMK. Es un diseño único soviético
de gran tamaño y con características esencialmente distintas a las de los reactores
occidentales.
Finalmente, conviene señalar que los reactores
de agua ligera, en sus dos versiones de agua a presión (PWR) y de agua en ebullición (BWR), representan
el 76% de los reactores de potencia que existen actualmente en operación en el mundo y constituyen,
como se ha indicado, los dos tipos de reactores existentes en las centrales nucleares españolas que están
en servicio actualmente.
Respecto a los reactores rápidos reproductores
(FBR-Fast Breeder Reactor), al producirse las fisiones
con neutrones a alta velocidad, no se utiliza moderador. El núcleo del reactor consta de una zona fisio-
nable (U-235 O Pu-239) rodeada de una zona «fértil»,
formada por U-238 que se transforma en Pu-239. El
refrigerante utilizado es sodio líquido. Francia ha sido
el primer país que ha puesto en funcionamiento una
central de este tipo (Phenix y Superphenix).
Asimismo, conviene indicar que se encuentra en
fase de desarrollo una nueva generación de reactores
de diseño nuevo –los llamados reactores avanzados– cuya
explotación comercial está dando sus primeros pasos.
157
¿Qué es una central nuclear y cuál
es su funcionamiento?
U
na central termoeléctrica nuclear es una instalación que
aprovecha el calor obtenido mediante la fisión de núcleos de uranio para producir energía eléctrica. Por consiguiente, las centrales nucleares son instalaciones que
poseen un reactor, es decir, una máquina que permite iniciar, mantener y controlar una reacción en cadena de fisión nuclear. El calor generado en dicha reacción es utilizado para convertir en vapor a alta temperatura un líquido –generalmente, agua ligera o agua
pesada– que circula por una serie de conductos. Y ese
vapor, de manera semejante a como ocurre en las centrales termoeléctricas clásicas, es empleado para accionar un grupo turbina-alternador y producir así energía eléctrica.
Como todas las centrales nucleares españolas actualmente en operación tienen reactores de agua ligera
(en el mundo suponen del orden del 76%), se resume el funcionamiento de este tipo de centrales.
Una central nuclear como la representada en
la figura –es decir, del tipo de agua a presión (PWR)–
dispone de los siguientes elementos característicos:
reactor nuclear (15), edificio de turbinas (4), sala de
control (12), sistema de almacenamiento de combustible nuevo (16), y gastado (17), torre de refrigeración
(23) y parque de transformación y líneas de transporte
de la energía eléctrica producida (9).
El edificio de contención (1 y 2) es una construcción blindada compuesta por una base cilíndrica
rematada por una cúpula semiesférica. En él se alojan
tanto el reactor propiamente dicho (15) como los generadores de vapor (22) y las bombas del refrigerante del reactor (19). Representa, por lo tanto, la parte
más importante de la central nuclear.
El funcionamiento de una central de este tipo
es como sigue: el calor generado por las fisiones de
los átomos del combustible alojado en el reactor pasa
al fluido refrigerante (agua), que se mantiene en estado líquido debido a su gran presión. El refrigerante
es conducido, mediante tuberías de agua a presión (3),
hacia los generadores de vapor (22). A la salida de éstos, el agua regresa al reactor impulsada por las bombas del refrigerante del reactor.
En los generadores de vapor, el agua del circuito secundario se convierte en vapor y se dirige al
edificio de turbinas, donde acciona los álabes de las
turbinas de alta presión (5) y turbinas de baja presión
(6). El vapor que sale de las turbinas pasa de nuevo
a estado líquido en el condensador (10). El agua de
refrigeración (11) del condensador se toma de un río
o del mar, ayudando a través de las torres de refrigeración al posterior enfriamiento antes de devolverla a
dicho río o al mar.
El vapor condensado es purificado mediante desmineralizadores y, tras un calentamiento previo, se introduce de nuevo en los generadores de vapor mediante una bomba que aumenta su presión convenientemente, y se repite el ciclo.
La energía del vapor que llega a las turbinas
se convierte en energía eléctrica mediante un generador (7). La tensión de salida del mismo es aumentada convenientemente para ser enviada a la red
general mediante las líneas de transporte de energía
eléctrica.
Entre las instalaciones relevantes de una central nuclear, se halla, asimismo, el edificio de manejo de combustible. En él se encuentran los sistemas
de almacenamiento del combustible gastado (14), en
los que éste pierde paulatinamente su actividad para
ser posteriormente cargado en un contendor que, después de su limpieza en el foso de descontaminación
(17), será transportado a las instalaciones de almacenamiento provisional o definitivo. Asimismo, dicho edificio almacena el combustible nuevo (16) que no ha
sido aún utilizado. Su introducción en el reactor se
realiza mediante la grúa manipuladora de combustible (20), la cual está situada en el interior del edificio
de contención.
Todas las operaciones descritas están monitorizadas desde la sala de control (12) de la central.
El funcionamiento de las centrales de tipo de
de agua en ebullición (BWR) se diferencia de las an-
143
teriores, básicamente, en que carecen de generadores
de vapor (ver Gráfico V.1). El circuito primario se mantiene a una presión sensiblemente inferior, produciéndose en el interior del reactor el vapor, que se envía directamente a la turbina.
Estas centrales, por otra parte, disponen, alrededor de la vasija del reactor y de las bombas y tuberías del refrigerante primario, de una contención
primaria de acero en la que se contiene la llamada
«piscina de supresión», cuya función es condensar y
retener las fugas de vapor que pudieran producirse.
Además, al igual que las centrales PWR, disponen del
correspondiente edificio de contención de hormigón
armado.
En el Gráfico V.2 adjunto se presenta un esquema
sobre el funcionamiento de una central nuclear tipo
con sus principales componentes.
Por tanto, ambos tipos de centrales nucleares
tienen un edificio de combustible, que sirve tanto para
almacenar las nuevas cargas de combustible, como
para guardar, en piscinas de hormigón recubiertas de
acero inoxidable y llenas completamente de agua, el
combustible que ya ha sido utilizado, hasta que éste
sea trasladado a las instalaciones de almacenamiento provisional o definitivo. El recinto del combustible y el edificio de contención están interconectados
para poder trasladar los elementos combustibles sin
salir de la zona controlada de la central, la cual se
encuentra completamente aislada del resto de las dependencias.
Por último, las centrales nucleares poseen edificios de salvaguardias y equipos auxiliares en los que
se encuentran contenidos los sistemas de emergencia
que entran en funcionamiento en caso de que se produzca una avería, así como los sistemas auxiliares
propiamente dichos, es decir, los de recarga de combustible, puesta en marcha del reactor, etc. Asimismo,
cuenta con otras dependencias, tales como las de tratamiento de aguas, almacenamiento temporal de residuos, laboratorios, talleres; y, sobre todo, un sistema
de alimentación eléctrica propio formado por generadores accionados por grupos diesel, que se utiliza para
las operaciones de parada del reactor en caso de emergencia y, en general, en aquellas circunstancias en las
que la central no pueda disponer de energía eléctrica
procedente de la red.
144
¿Cuál es la contribución
de las centrales nucleares
al sistema energético mundial?
L
a energía nuclear lleva poco más de cinco décadas
de desarrollo y ha alcanzado una madurez tecnológica muy importante, sólo comparable a la de otras
industrias modernas como la aeroespacial o la de comunicaciones.
Sin embargo, a lo largo de su desarrollo ha pasado por varias etapas distintas. Así, a mediados de los
años sesenta, tuvo lugar el lanzamiento del programa
nuclear de 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 fuelóleo tuvo que ser abandonada, sustituyéndola, en parte, 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, los Planes Energéticos de los años
setenta recogían la implantación de importantes programas nucleares. Países industrializados, como Alemania, Suecia, Japón, Italia y Canadá, también reforzaron sus programas nucleares, mientras que otros,
como México, Brasil, Taiwan y Corea, se preparaban
para iniciar sus programas.
No obstante, las expectativas para la energía nuclear resultaron pronto 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 importante. 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.
158
Tabla V.1
Centrales nucleares en operación en el mundo. Año 2000
Reactores en Operación
País
Reactores en Construcción
Nº
Pot. Neta MW(e)
104
59
53
19
97.411
63.073
43.491
21.122
Rusia
R.P. Corea
Reino Unido
Ucrania
29
16
35
13
19.843
12.990
12.968
11.207
Canadá
Suecia
ESPAÑA
Bélgica
14
11
9
7
9.998
9.432
7.512
5.712
Taiwan
Bulgaria
Suiza
Finlandia
6
6
5
4
4.884
3.538
3.192
2.656
2
5
14
6
2
2.569
2.503
2.408
2.370
China
Brasil
Sudáfrica
Hungría
3
2
2
4
2.167
1.855
1.800
1.755
México
Argentina
Eslovenia
Rumanía
2
2
1
1
1.360
935
676
650
Holanda
Pakistán
Armenia
Irán
1
2
1
449
425
376
438
351.327
EE.UU.
Francia
Japón
Alemania
República Checa
India
R. Eslovaca
Lituania
TOTAL
Nº
Pot. Neta MW(e)
Producción 2000
TWh
Participación
(%)
753,9
395,0
304,9
159,6
19,8
76,4
33,8
30,6
119,7
103,5
78,3
72,4
15,0
40,7
22,0
47,3
68,7
54,8
59,3
45,4
11,8
39,0
27,8
56,8
2.560
37,0
18,2
24,9
21,6
23,6
45,0
38,2
32,2
1
912
2
776
13,6
14,2
16,5
8,4
20,1
3,1
53,4
73,7
8
6.420
16,0
5,6
13,0
14,7
1,2
1,5
6,6
42,2
1
692
1
650
7,9
5,7
4,5
5,1
3,9
7,3
37,4
10,9
3,7
1,1
1,8
4,0
1,7
33,0
2.448,94
–
3
3.190
3
4
2.825
3.820
4
3.800
2
2.111
31
27.756
Fuente: Organismo Internacional de Energía Atómica y UNESA.
En el año 2000, existían en el mundo 438 centrales nucleares en operación en 31 países, con una
potencia total instalada de unos 351.000 MWe netos.
La producción de electricidad de las mismas es de
más de 2.400.000 GWh, lo que representa un 16%
del total de la energía eléctrica consumida a nivel
mundial.
De este total, 136 centrales están en países de
la Unión Europea y generan un 35% de la electricidad
consumida en estas naciones.
En la Tabla V.I. puede verse para cada uno de
los países la potencia neta de su parque nuclear, el
número de grupos, la producción en el año 2000, la
participación que la energía nuclear tiene en su generación eléctrica y la potencia y número de reactores en construcción.
Los países con mayores parques nucleares son
Estados Unidos (97.400 MW), Francia (63.000 MW) y
Japón (43.000 MW). Asimismo, conviene indicar la paralización de los programas nucleares de Alemania y
Suecia y el relanzamiento de los relativos a EE.UU. y
Finlandia.
145
Un dato interesante que refleja la importancia
del parque nuclear mundial es que el funcionamiento de las centrales nucleares hace que se evite emitir
a la atmósfera unos 2.000 millones de toneladas de CO2
cada año. En Europa, la energía nuclear evita, anualmente, el vertido a la atmósfera de unos 800 millones
de toneladas de CO2, cantidad equivalente a la producida por todo el parque automovilístico europeo
(unos 200 millones de automóviles).
En el Gráfico V.3 se ha representado gráficamente la distribución por países con centrales nucleares en funcionamiento según el tipo del reactor.
159
¿Cuántas centrales nucleares
en servicio tiene España?
E
spaña tiene actualmente en funcionamiento siete centrales nucleares, con nueve reactores nucleares de agua
ligera y una potencia conjunta de 7.749 MW.
Gráfico V.3
Porcentaje de países con centrales
nucleares según tipo de reactor
Fuente: UNESA.
146
La primera central nuclear española que entró en servicio fue la de José Cabrera, situada en Zorita de los Canes, provincia de Guadalajara. Tiene una
potencia de 160 MW y comenzó a funcionar en el
año 1968. En octubre de 2002 el Ministerio de Economía, en consonancia con la planificación de los
sectores de electricidad y gas adoptada, estableció
poner fuera de servicio esta central para el año 2006.
En el año 1971 fue conectada a la red la central de Santa María de Garoña, localizada en la provincia de Burgos, con una potencia de 466 MW.
Un año más tarde, en 1972, entró en funcionamiento la central nuclear hispano-francesa de Vandellós I (Tarragona), con un reactor grafito-gas y con
una potencia de 500 MW. Sin embargo, en octubre
de 1989 un incendio destruyó parte de las instalaciones de la central de Vandellós I. Al año siguiente, una vez evaluada la viabilidad técnica y económica de proceder a su reparación, se decidió la retirada definitiva de servicio de esta central.
A comienzos del año 1981, se puso en servicio el primer grupo de la central nuclear de Almaraz, con una potencia de 973 MW, emplazada en la
provincia de Cáceres. En 1983, entró en servicio el
primer grupo de la central nuclear de Ascó, con una
potencia actual de 1.028 MW; está situada en la provincia de Tarragona, a orillas del Ebro. Asimismo, en
este mismo año se puso en marcha el segundo grupo de la central de Almaraz, que posee actualmente 983 MW de potencia.
En 1984, entró en funcionamiento el reactor
de la central nuclear de Cofrentes, que tiene una potencia de 1.025 MW; está situada en Cofrentes, a orillas del Júcar, en la provincia de Valencia. Un año
más tarde, en 1985, lo hizo el segundo grupo de la
central de Ascó, de 1.027 MW de potencia en el año
2000.
En diciembre de 1987 entró en periodo de
pruebas la central de Vandellós II, que alcanzó su
servicio a plena potencia durante 1988. Posee en la
actualidad 1.087 MW. Por último, en 1989 entró en
servicio la central de Trillo I, que tiene 1.066 MW.
En la Tabla V.2. adjunta, se hace un resumen
de las características más importantes de las centrales nucleares españolas en funcionamiento en el año
2000, es decir, su potencia a 31-XII-2001, tipo de reactor, año de puesta en servicio, localización y empresas propietarias. Asimismo, en el Gráfico V.4 se
Tabla V.2
Centrales nucleares españolas en funcionamiento. Año 2000
Tipo
Origen Tecnológico
Año (*)
José Cabrera
Central
UFSA (100%)
Titular
Almonazid de Zorita
(Guadalajara)
Localización (provincia)
Potencia 31-XII-00 (MWe)
160
PWR
EE.UU.
1968
Garoña
NUCLENOR
(IBERDROLA 50%
ENDESA 50%)
Sta. M.a de Garoña
(Burgos)
466
BWR
EE.UU.
1971
Almaraz I
IBERDROLA (53%)
ENDESA (36%)
UFSA (11%)
Almaraz
(Cáceres)
973
PWR
EE.UU.
1981
Almaraz II
IBERDROLA (53%)
ENDESA (36%)
UFSA (11%)
Almaraz
(Cáceres)
983
PWR
EE.UU.
1983
Ascó I
ENDESA (100%)
Ascó
(Tarragona)
1.028
PWR
EE.UU.
1983
Ascó II
ENDESA (85%)
IBERDROLA (15%)
Ascó
(Tarragona)
1.027
PWR
EE.UU.
1985
Cofrentes
IBERDROLA (100%)
Cofrentes
(Valencia)
1.080
BWR
EE.UU.
1984
Vandellós II
ENDESA (72%)
IBERDROLA (28%)
Vandellós
(Tarragona)
1.087
PWR
EE.UU.
1987
Trillo
UFSA (34,5%)
IBERDROLA (48%)
HC (15,5%)
NUCLENOR (2%)
Trillo
(Guadalajara)
1.066
PWR
Alemania
1988
Fuente: UNESA.
(*) Año de primera conexión a la red.
Gráfico V.4
Localización de las centrales nucleares en España
recoge un mapa de España con la localización de estas centrales.
¿Han aumentado
su potencia las centrales
nucleares españolas?
160
E
Fuente: UNESA.
fectivamente, las centrales nucleares españolas han
ido aumentando su potencia a lo largo de la década
de los años 90. El nuevo marco de competencia en
generación ha obligado a que las centrales nucleares españolas, al igual que ha ocurrido en otros tipos de centrales, fueran reduciendo en lo posible sus
costes de operación y mantenimiento por kWh producido.
Un método para conseguirlo es aumentar la producción de la central a través del «repowering», es
decir, de incrementar su potencia eléctrica. Así, las em-
147
presas eléctricas asociadas en UNESA, a la luz de los
desarrollos tecnológicos, estudiaron los posibles
aumentos de potencia con viabilidad económica.
Diferentes estudios realizados concluyeron que era posible incrementar la potencia eléctrica del parque nuclear español en cerca de 900 MW sin que hubiera razones de seguridad o técnicas que lo impidieran. Por
una parte, los márgenes de los equipos principales ya
instalados permitían incrementar la potencia térmica
licenciada de las diferentes centrales entre un 5% y un
12% (equivalente a un incremento eléctrico total de 750
MW) manteniendo los márgenes de seguridad anticipados cuando fueron licenciadas. Adicionalmente, existía la posibilidad de conseguir aumentos de potencia
a través de la mejora de la eficiencia de los equipos
principales del ciclo, especialmente de la turbina, cuya
tecnología había evolucionado en los últimos años. Estos aumentos se evaluaron en 150 MW adicionales para
el conjunto del parque.
Ante estas perspectivas, las centrales iniciaron
un plan de aumento de potencia que se implantó
progresivamente a lo largo de la década de los 90. Su
aplicación ha llevado a que 573 MW de los 900 estudiados sean hoy una realidad, lo que ha supuesto un
aumento de la potencia instalada del 7,8%. Es posible, además, que la cifra de 573 MW se incremente
todavía en algunas decenas de MW. (Ver Tabla V.3)
Tabla V.3
Incremento de potencia
de las centrales nucleares españolas
Central
Potencia eléctrica
inicial (MW)
Potencia eléctrica
Año 2002 (MW)
Incremento (MW)
José Cabrera
Sta. María de Garoña
Almaraz I
Almaraz II
Ascó I
Ascó II
Cofrentes
Vandellós II
Trillo
160
460
930
930
930
930
975
982
1.000
160
466
973
983
1.028
1.027
1.080
1.087
1.066
–
6
43
53
98
97
105
105
66
TOTAL
7.297
7.870
573
Fuente: UNESA.
148
¿Cuál es la contribución
de las centrales nucleares
al sistema eléctrico español?
A
ctualmente, la energía nuclear supone cerca del 30%
del total de energía eléctrica producida en España. Este
hecho pone bien a las claras la transcendencia del parque generador nuclear en nuestro país.
La producción eléctrica de las centrales nucleares españolas ha seguido una evolución de bastante
estabilidad durante los últimos 30 años, 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 que se conectó la última, Trillo. Desde ese año
la energía eléctrica generada ha sido bastante 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. En el año
2002, la potencia eléctrica instalada de origen nuclear alcanza los 7.870 MW, que representa un 13,5%
de la potencia total instalada en España.
En el año 2001, la producción de energía eléctrica de las centrales nucleares españolas fue de 63.708
GWh (26,8% del total producido), lo que supuso un
ahorro de unos 13 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep), es decir, alrededor del 10% del
consumo de energía primaria de nuestro país.
Desde la puesta en marcha de José Cabrera en
1968 hasta el año 2001, las centrales nucleares españolas han producido más de 1.000.000 GWh, lo que
ha permitido el ahorro de unos 240 millones de toneladas equivalentes de petróleo, mejorando de forma notable la dependencia exterior de nuestro sistema energético. En la Tabla V.4 se presenta la producción nuclear anual habida durante el periodo
1967-2001. También en los Gráficos V.5 y V.6 puede
verse esta participación.
Desde el 1 de enero de 1998 está en vigor un
nuevo modelo de sistema eléctrico en España, que
establece un marco liberalizado en la fijación de precios del mercado de producción de electricidad. En
el momento presente todos los grupos generadores
ofertan su capacidad y precio, con los que el agente encargado de la cobertura de la demanda, el Operador del Mercado, hace la casación de oferta y demanda. Se determina así qué centrales son las que
161
Tabla V.4
Gráfico V.6
Evolución de la producción nuclear
en España (GWh) (1967-2001)
Año
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
Producción
Nuclear
Producción
Total
–
57
829
924
2.523
4.751
6.545
7.225
7.544
7.555
6.525
7.649
6.700
5.186
9.568
8.771
10.661
40.637
45.851
52.124
56.490
62.516
68.904
76.272
80.857
82.515
90.822
93.804
99.534
105.779
110.483
111.232
114.569
117.196
Estructura de la producción de electricidad.
Año 2001
Año
Producción
Nuclear
Producción
Total
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
23.086
28.044
37.458
41.215
49.297
56.105
54.264
55.576
55.777
56.059
55.312
55.444
56.328
55.297
59.001
58.851
62.206
63.708
120.042
127.363
129.149
133.390
139.571
147.842
151.741
159.392
161.105
160.890
164.942
169.094
176.510
189.381
196.312
208.913
223.944
237.417
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.
Gráfico V.5
Evolución de la producción nuclear de energía
eléctrica y de la producción total en España
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.
producirán en cada periodo (las de oferta más económica) y a qué precio será retribuida su producción
(precio marginal).
En este nuevo marco de funcionamiento, las
centrales nucleares en operación pueden ofrecer energía eléctrica con unos costes variables de producción
bajos, por lo que han podido mantener su funcionamiento continuo a la potencia máxima permitida. Su
producción únicamente se ha visto alterada por las limitaciones técnicas impuestas por sus especificaciones de funcionamiento o las incidencias que hayan
podido suceder.
¿Qué es el factor de carga
de una central eléctrica?
162
E
Fuente: Foro Nuclear.
xisten varios indicadores para hacer una valoración de
la capacidad técnica y de competir económicamente
que tienen los diversos equipos de generación ya instalados, como son los factores de carga, de operación,
disponibilidad, etc.
Por razones de simplicidad y por ser este indicador uno de los más utilizados a nivel internacional para evaluar y comparar el comportamiento
de las centrales nucleares, se ha elegido el factor de
carga. Este indicador mide la relación existente entre la energía eléctrica realmente producida por una
149
central en un periodo determinado y la que se hubiera producido en el mismo, funcionando a su potencia nominal.
163
Gráfico V.7
Evolución del factor de carga medio
de las centrales nucleares en España
¿Cuál es el factor de carga
medio del parque electronuclear
español?
C
onviene destacar la dificultad de que este factor alcance
valores muy altos en el caso de las centrales nucleares (> del 80%) cuando se consideran periodos amplios de tiempo, debido a que cualquier variación de
potencia, obligada para efectuar pruebas u operaciones de mantenimiento requeridas por las autorizaciones de explotación concedida o desconexión de la central de la red eléctrica para efectuar operaciones de
recarga y mantenimiento, impiden la consecución del
máximo teórico (100%). Y esto es válido aun cuando
las centrales nucleares operen normalmente en la base
de la curva de carga diariamente.
Los factores de carga medios (ponderados por
potencia) del parque electronuclear español durante
el periodo 1990-2000 han oscilado desde un mínimo
de 83,5% en el año 1997, al máximo, 91,0%, registrado en el año 2000. (Véase Gráfico V.7)
El hecho de que a lo largo del periodo 19902000, el factor de carga medio ponderado de las centrales nucleares españolas haya sido siempre superior
al 83,5%, coloca a España entre las naciones con me-
Fuente: Foro Nuclear.
jor comportamiento a nivel mundial de su parque electronuclear.
De cualquier forma, la madurez alcanzada por
la tecnología nuclear a nivel mundial se manifiesta en
que la mayoría de los parques nucleares nacionales en
explotación operan con factores de carga superiores
al 70%. Incluso en países en los cuales el programa
nuclear está en fase de desarrollo, el factor de carga,
salvo casos muy aislados y debido a razones muy concretas, no ha bajado del 60%.
Tabla V.5
Evolución del factor de carga por centrales (%) (1990-2000)
Año
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
José Cabrera
71,69
78,55
83,86
69,37
1,61*
27,14*
74,63
61,87
83,15
83,97
82,10
Sta.M.a Garoña
Almaraz I
Almaraz II
Ascó I
Ascó II
Cofrentes
Vandellós II
Trillo
Total
66,64
95,63
69,45
95,38
81,21
99,01
82,71
87,05
96,91
85,31
98,40
82,44
95,60
81,49
83,75
95,23
84,00
73,56
80,50
97,21
85,02
90,80
97,44
85,90
87,80
98,66
81,61
86,59
91,82
73,89
70,54
97,53
89,68
84,54
86,75
87,13
83,12
86,84
70,90
99,04
78,50
89,38
98,78
89,80
88,23
86,44
89,67
88,80
89,47
86,44
74,88
96,44
90,17
87,40
98,70
84,61
83,90
92,32
83,77
83,72
97,83
91,66
82,60
95,14
86,52
85,70
88,23
86,22
79,71
82,12
85,54
89,55
88,42
85,52
98,62
81,31
87,40
75,01
75,99
90,47
84,48
90,62
85,42
86,80
88,70
75,12
77,78
93,30
84,1
86,1
85,8
86,4
85,3
85,5
86,1
83,5
88,4
87,4
91,0
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica de UNESA. 2001.
* Parada de la central por trabajos en la vasija del reactor.
150
A la vista de los valores recogidos en la Tabla V.5.
adjunta, sobre la evolución de los factores individuales de carga de cada central nuclear española, puede
deducirse el excelente comportamiento de nuestro parque desde el punto de vista operacional, así como del
nivel de madurez que esta tecnología ha alcanzado en
nuestro país.
164
¿Qué nivel tecnológico tiene
España en el ámbito nuclear?
E
l programa nuclear español ha dado lugar al desarrollo de una importante industria nuclear nacional de fabricación de bienes de equipo (componentes de turbinas y alternadores, sistemas de protección, equipos
eléctricos y electrónicos, etc.), ingeniería (diseño de
componentes), servicios (formación, inspección y control, protección radiológica, etc.), y construcción y montaje, que ha intervenido con éxito tanto en la realización de las centrales nucleares españolas como en instalaciones nucleares de otros países.
Las empresas eléctricas españolas comenzaron
sus programas de construcción de centrales nucleares
en el año 1964, siguiendo un buen modelo desde el
punto de vista de la transferencia tecnológica.
Inicialmente, las centrales de José Cabrera, Santa María de Garoña y Vandellós I se construyeron bajo
el tipo «llave en mano», con una participación pequeña 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. Todo esto puede verse en
la Tabla V.6 adjunta.
Por todo ello, la tecnología nuclear española
ha experimentado un notable avance. Éste se ha
Tabla V.6
Participación de la industria nacional
en las centrales nucleares españolas (%)
Bienes de equipo
Caldera nuclear
Turbogenerador
Mecánico
Eléctrico e Instrumentación
Servicios
Construcción
Montaje
Transportes
Ingeniería
Formación de personal
TOTAL
Centrales
primera
etapa
Centrales
segunda
etapa
Centrales
tercera
etapa
24-25
45-55
30-35
30-40
70-80
75-85
93-96
100
100
95
75-80
80
75-80
70-75
55-60
85-90
95-100
96-98
100
100
95-100
85-95
100
65-70
80-90
65-75
80-85
50-70
42-44
Fuente: Foro Nuclear.
visto potenciado desde principios de los años 80 por
las actividades de investigación aplicada que han desarrollado las empresas eléctricas en el marco de un
amplio programa de investigación sectorial coordinado en UNESA.
A partir del año 1994, las empresas eléctricas asociadas en UNESA crearon, además, la Agrupación Eléctrica para el Desarrollo Tecnológico Nuclear, una entidad constituida bajo la forma jurídica de agrupación
de interés económico, cuyo objetivo es la ejecución y
explotación de proyectos de investigación, desarrollo
y apoyo tecnológico de tipo estratégico relacionados
con la energía nuclear.
¿En qué consistió la moratoria
nuclear en España?
165
E
n el año 1984, de acuerdo con el contenido del Plan
Energético Nacional aprobado en dicho año, fueron
paralizadas las obras de cinco centrales nucleares españolas que se hallaban entonces en fase de construcción: Lemóniz I y II (Vizcaya), con 930 MW cada
grupo, Valdecaballeros I y II (Badajoz), con 975 MW
de potencia unitaria, y Trillo II (Guadalajara), con 1.041
MW de potencia. Desde entonces, estas cinco unidades permanecieron en moratoria, es decir, con la cons-
151
trucción «congelada», hasta que se decidiera su destino final.
El último Plan Energético Nacional 1991-2000,
aprobado en 1992, no contemplaba la terminación de
ninguna de estas unidades en sus previsiones sobre
la nueva potencia necesaria hasta el año 2000.
Finalmente, en el año 1994, fueron definitivamente canceladas las centrales nucleares de Lemóniz,
Valdecaballeros y Trillo II, con extinción de las autorizaciones concedidas.
Actualmente, con la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, no hay ningún tipo de moratoria nuclear.
166
¿Qué consecuencias
se derivarían del cierre
prematuro de nuestras centrales
nucleares?
S
i se sustituyen las centrales nucleares por otros tipos
de instalaciones, por ejemplo las centrales de gas de
ciclo combinado, se aumentaría de forma importante
la dependencia del exterior. Dado que no tenemos
prácticamente producción nacional de hidrocarburos,
pueden crearse situaciones de escasez de los suministros por la inestabilidad política de los países exportadores, y existe siempre la volatilidad de costes
en el mercado internacional del petróleo y del gas,
que afectarían de forma importante a la producción
de electricidad.
El parque nuclear en operación, con costes variables bajos comparados con otros tipos de centrales,
y siendo un importante componente de las fuentes nacionales de energía, asegura de forma significativa el
mantenimiento de los precios de la electricidad en situaciones normales, y un mínimo de producción en
caso de una crisis energética grave. Hay que tener
en cuenta que la energía nuclear produce actualmente casi un tercio del total de la electricidad generada
en España.
Desde el punto de vista socioeconómico, los municipios del entorno de las centrales nucleares españolas perderían unos 14 millones de euros al año que
reciben en concepto de cánones e impuestos, y otros
45 millones de euros anuales por los consumos de todo
tipo que hacen las centrales nucleares.
152
A todo esto es preciso añadir el impacto económico del personal de las centrales en los municipios
y pueblos del entorno de las centrales, estimado en unos
3.000 millones de pesetas por unidad nuclear y unos
20.000 puestos de trabajo de la industria nuclear.
Además, un cierre de las centrales nucleares produciría un deterioro considerable en la capacidad tecnológica adquirida y en las oportunidades de desarrollo
y de perfeccionamiento tecnológico futuro, no sólo en
el campo energético, sino también en múltiples aplicaciones en otras áreas (medicina, agricultura, industria, minería, investigación, etc.).
¿Son seguras las centrales
nucleares?
L
a operación segura de las centrales nucleares es la condición básica que posibilita su funcionamiento. Esto
se debe fundamentalmente al impacto negativo en la
opinión pública y al enorme coste económico asociados a los accidentes que pudieran ocurrir.
Esto se ha traducido en la utilización del concepto de «defensa en profundidad» que inspira el diseño, la construcción y la operación de las mismas (Véase Gráfico V.8). Este concepto puede describirse mediante tres niveles:
Gráfico V.8
Seguridad de las centrales nucleares.
Concepto: «Defensa en profundidad»
Fuente: Foro Nuclear.
167
– El primer nivel tiene como objetivo evitar los
accidentes a través de un diseño, construcción
y operación adecuados, incluyéndose, entre
otros, elevados márgenes de conservadurismo, garantía de calidad, redundancia de sistemas, inspecciones y pruebas periódicas y
rigurosas.
– El segundo nivel postula que, a pesar de lo
anterior, podrían producirse accidentes. Por
ello se añaden sistemas de seguridad para reducir las consecuencias y minimizar los daños al propio personal de operación y al público en general.
– El tercer nivel postula que los sistemas de seguridad, previstos para controlar los accidentes
hipotéticos, fallan en el momento de ponerse en funcionamiento. Este tercer nivel está
dirigido, fundamentalmente, a la protección
de la población y a completar a los anteriores a través de salvaguardias tecnológicas dirigidas al confinamiento de los productos de
fisión, añadiendo más márgenes al diseño original de la central como una garantía adicional de que el público estará protegido aún en
el supuesto de ocurrir circunstancias extremadamente imprevisibles e improbables.
Sin embargo, a pesar de la prácticamente despreciable probabilidad de que, por un accidente, se
evacúen al exterior de una central de diseño occidental
cantidades significativas de material radiactivo, se considera conveniente preparar planes de emergencia que
prevean las acciones que han de tomarse para hacer
frente a este tipo de contingencias.
168
¿Qué medidas se toman
en el ámbito de la Seguridad
Nuclear en una central nuclear?
L
as medidas que la Administración española toma para
controlar y vigilar el funcionamiento seguro de una central nuclear son numerosas, abarcando desde la selección del emplazamiento hasta el desmantelamiento de la instalación. Pueden resumirse de la siguiente
forma:
a) Selección de un emplazamiento apropiado,
teniendo en cuenta sus características geológicas, sísmicas, hidrológicas y meteorológicas. Se realizan una serie de análisis, sondeos y observaciones para diseñar la instalación de modo que soporte los daños
producidos por terremotos, inundaciones,
cargas del viento y efectos adversos originados por otros fenómenos.
b) Antes del comienzo de la construcción de la
central, se somete a la aprobación de la Administración el Estudio Preliminar de Seguridad, que describe los criterios del proyecto de la instalación y analiza el funcionamiento de los distintos sistemas y estructuras.
Además, considera incidentes hipotéticos
anormales y demuestra que, aunque se produjesen, la población no sufriría daños inaceptables.
c) Mucho antes de que la central comience a
funcionar, se estudia el fondo radiológico de
la zona. Durante la explotación, se ejerce una
vigilancia ambiental para comparar los resultados de sus medidas con el fondo y poder determinar cualquier influencia de la instalación sobre la zona.
d) Para obtener el permiso de explotación se
presenta el Estudio Final de Seguridad, semejante al anterior, pero donde se ha de demostrar que se ha cumplido lo especificado
y en el que se describe y analiza cómo ha
quedado construida la central. En este estudio final se detalla que:
– Los productos radiactivos que se generen
en el núcleo están protegidos por cuatro
barreras sucesivas que impiden su liberación directa al exterior.
– Aun en el caso hipotético de un accidente, existen sistemas de seguridad que impiden que sus consecuencias produzcan
daños inaceptables.
– Los sistemas importantes para la seguridad
tienen componentes duplicados e independientes para que, en caso de fallo de
uno de ellos, actúe su "doble" sin que se
deriven efectos perjudiciales. También se
duplican las líneas eléctricas, acometidas
153
de agua y otros sistemas, cuando por razones de seguridad hay que garantizar el
suministro.
– La central se protege contra posibles sabotajes y dispone de sistemas muy elaborados de protección contra incendios.
– La fabricación de componentes y su instalación y montaje se han realizado de
acuerdo con un programa de garantía de
calidad muy severo.
e) Antes de obtener la autorización de operación de la central, se preparan una serie de
documentos oficiales para la explotación que,
tras ser aprobados por la Administración, regulan detalladamente todos los aspectos de
aquélla.
f) Antes y durante el funcionamiento de la central, los diversos componentes se someten a
pruebas para comprobar que funcionan de
acuerdo con lo previsto en el proyecto. Asimismo, se efectúa el mantenimiento preventivo de la instalación.
g) La Administración regula la concesión de
licencias al personal de operación de la
central, las cuales hay que renovar periódicamente.
h) La Administración ejerce vigilancia sobre el
buen funcionamiento y el cumplimiento de
las especificaciones de explotación durante
toda la vida de la central y, finalmente, su
desmantelamiento.
169
¿Cuántos accidentes nucleares
ha habido en el mundo?
E
n diciembre del año 2000 había 438 reactores en explotación comercial en el mundo, con una potencia
neta total de unos 371.000 MW y una experiencia superior a los 9.000 años-reactor, es decir, equivalente a
que un reactor hubiera estado funcionando ininterrumpidamente durante más de 9.000 años.
Una síntesis de los accidentes más importantes
ocurridos en el mundo hasta la fecha es la siguiente:
– El 5 de octubre de 1966, el reactor rápido ex-
154
perimental Enrique Fermi (Estados Unidos) sufrió una fusión parcial del núcleo que obligó
a clausurarlo. No hubo accidentados ni emisión de radionucleidos al exterior.
– El 17 de octubre de 1969, en la central de Saint
Laurent-des-Eaux I (Francia), se fundieron cinco elementos de combustible, lo que dio lugar a una avería que se tardó en reparar. No
hubo accidentados ni emisión de productos
radiactivos a la atmósfera, y fue calificado de
nivel 4.
– El 28 de mayo de 1979, tuvo lugar un accidente –de nivel 5– en la central de Three Mile
Island, en Harrisburg (Estados Unidos). La causa inicial fue la obstrucción de una tubería del
circuito de depuración del condensador. Este
hecho en sí carece de importancia, pero en
el caso de Three Mile Island, se produjo a partir de él una concatenación de fallos, errores
y otras circunstancias adversas que dieron lugar al accidente. Como resultado de todo ello,
se produjo un deterioro muy importante del
núcleo del reactor en la unidad número 2 de
la central y una mínima emisión de productos radiactivos al exterior, superior a la autorizada como normal. Los efectos radiológicos
sobre la población circundante y sobre el medio ambiente fueron prácticamente despreciables.
– El 26 de abril de 1986, tuvo lugar en la planta ucraniana de Chernobyl el accidente más
grave –está clasificado de nivel 7– acaecido
hasta ahora en una central nuclear. Una cadena de errores humanos y violaciones de las
normas de seguridad de la instalación, unidas a defectos de diseño del reactor, fueron
la causa de la destrucción del reactor de la
unidad 4 de la central. El accidente provocó
directamente una treintena de muertos entre
los bomberos que trataron de extinguir el incendio, e hizo necesaria la evacuación de decenas de miles de habitantes de las poblaciones cercanas. Las emisiones radiactivas que
siguieron al accidente fueron detectadas más
allá de las fronteras de la antigua URSS y obligaron a poner en marcha un riguroso control
radiactivo de la población potencialmente afectada, así como de los alimentos en varias zo-
Gráfico V.9
Escala internacional de sucesos nucleares
Fuente: Foro Nuclear.
nas europeas. El medio ambiente español no
se vio afectado por estas emisiones.
Como consecuencia del accidente de Chernobyl,
la seguridad de las centrales nucleares se ha visto reforzada, especialmente en lo que se refiere a la colaboración internacional y al trasvase de información entre países fronterizos en caso de incidente. Igualmente, se han desarrollado acciones para que los expertos
de los países occidentales colaboren en la revisión de
la situación, desde el punto de vista de la seguridad,
de las centrales nucleares de la antigua URSS y de otros
países de la Europa oriental.
Asimismo, la industria nuclear, con el objetivo
de mejorar la información a la opinión pública, ha tipificado cualquier suceso que pueda ocurrir en una
central nuclear, estableciendo la escala internacional
INES (International Nuclear Event Scale) de clasificación de sucesos en siete niveles (Gráfico V.9). Los sucesos correspondientes a los niveles inferiores (1 a 3)
se denominan «anomalías» o «incidentes» y los co-
rrespondientes a niveles superiores (4 a 7) se denominan «accidentes». Los sucesos se prevén en función
de tres criterios generales: sucesos con impacto fuera del emplazamiento (dan lugar a emisiones radiactivas fuera del emplazamiento, niveles 3 a 7 según la
cantidad liberada); sucesos con impacto en el emplazamiento (daños graves en el núcleo del reactor
y/o sobreexposición a dosis de los trabajadores, niveles 3 a 5) y sucesos con degradación de la defensa en profundidad (incidentes significativos y anomalías que afectan a alguno de los sistemas de la central y rebasan el régimen de explotación autorizado,
niveles 1-3). Existe a su vez un nivel 0, debajo de la
escala, y referido a desviaciones de los límites y condiciones operacionales sin ninguna significación para
la seguridad.
De acuerdo con este baremo, de todos los accidentes indicados anteriormente ha existido sólo uno
de nivel 7 (Chernobyl, Rusia 1986), dos de nivel 5
(Windscale, Gran Bretaña 1957, y Three Mile IslandII, Estados Unidos 1979) y uno de nivel 4 (Saint-Laurent, Francia 1979). En España sólo ha habido hasta
la fecha un «incidente» importante, de nivel 3, el de
Vandellós I en 1989. El resto de las noticias sobre incidentes en centrales nucleares de todo el mundo hay
que situarlos generalmente en el nivel 0 ó 1.
Finalmente, y referente a las centrales nucleares españolas, puede decirse que en el año 2002 suman una experiencia de unos 200 años-reactor –equivalente a que un reactor llevara 200 años funcionando continuamente–, con una potencia de 7.870 MW y
una producción de electricidad que supera la cifra de
1.000.000 GWh.
¿Podría producirse
un accidente igual al de
Chernobyl en las centrales
nucleares españolas?
170
U
n accidente como el de la central nuclear de Chernobyl
no se podría producir nunca en las centrales españolas porque el diseño de las centrales nucleares occidentales, y por tanto las españolas, son muy distintas
al de las del tipo de Chernobyl. Asimismo, las tecnologías utilizadas son diferentes, así como los conceptos de seguridad de su funcionamiento.
155
Así, por ejemplo, las centrales nucleares españolas se basan en el concepto de seguridad a ultranza, usando barreras físicas interpuestas al escape de
la radiación o productos radiactivos. La última barrera, el edificio de contención, no existente en reactores similares al de Chernobyl, hubiera sido capaz de
retener toda la energía liberada en el accidente, así
como los productos radiactivos producidos, por lo que
en el caso hipotético de que Chernobyl hubiera tenido una barrera de estas características, el accidente producido no hubiera liberado productos al exterior.
171
¿Existe colaboración
internacional para la prevención
de accidentes nucleares?
E
xisten dos organizaciones, INPO y WANO, que responden a la cooperación internacional en la prevención de accidentes nucleares. A continuación se describe su funcionamiento y sus objetivos.
Las compañías eléctricas propietarias de las centrales nucleares de Estados Unidos fundaron en diciembre de 1979, el Institute of Nuclear Power Operations (INPO), con el objetivo de mejorar la seguridad y fiabilidad de las centrales nucleares, y promover
la excelencia en la operación de éstas. Se creó como
consecuencia del accidente de Three Mile Island, ocurrido en marzo de 1979.
INPO es una organización independiente de las
centrales nucleares y del organismo regulador de Estados Unidos, NRC. Sin embargo, tiene firmados acuerdos de colaboración y de intercambio de información
técnica tanto con la NRC, como con otras organizaciones
de Estados Unidos como el Nuclear Energy Institute
(NEI). Esta institución dispone de un programa de participantes internacionales al que pertenecen las centrales nucleares españolas desde 1981.
Por otra parte, las compañías eléctricas propietarias de las centrales nucleares de todo el mundo fundaron, en mayo de 1989, la Asociación Mundial de Explotadores Nucleares (WANO), con el objetivo de alcanzar los más altos niveles de seguridad y fiabilidad
en la operación de las centrales nucleares a través del
intercambio de información técnica, de la comparación,
emulación y comunicación entre sus miembros.
Después del accidente de Chernobyl, se de-
156
mostró la necesidad de cooperación internacional y de
intercambio de información. Los beneficios que una
asociación como WANO puede aportar a la comunidad nuclear son proporcionales a la participación específica en los programas de cada uno de sus miembros, o sea de cada central.
WANO es una organización independiente de
cualquier organización gubernamental y de otros organismos reguladores. WANO funciona únicamente para
sus miembros y en nombre de ellos, los explotadores
de las centrales nucleares. Sin embargo, tiene firmados acuerdos de colaboración y de intercambio de información técnica con el Organismo Internacional de
Energía Atómica (OIEA).
¿Cuáles son los tipos
de radiaciones ionizantes?
L
a radiactividad fue descubierta por Henri Becquerel
(francés) en 1896, al descubrir que el uranio emitía espontáneamente una radiación misteriosa sin ser excitado previamente, que se llamó radiactividad (natural). Pronto se supo que esta radiación podía ser de
tres clases distintas, que se llamaron alfa, beta y gamma, y que al final del proceso el átomo radiactivo original se había transformado en un átomo de naturaleza distinta (desintegración). A los átomos inestables
se les llama radionucleidos.
Actualmente se obtienen en el laboratorio isótopos radiactivos de elementos cuyos isótopos naturales son estables; estos isótopos radiactivos producen
lo que se llama radiactividad artificial.
La radiación emitida por una desintegración radiactiva puede, por tanto, ser de tres clases: alfa, beta
y gamma. Además, también hay que considerar la emisión de neutrones.
– La radiación alfa (α) está formada por núcleos de helio, es decir, por dos protones y
dos neutrones. Tiene, por tanto, una carga
eléctrica de dos unidades positivas. Son fácilmente absorbidas por todos los cuerpos.
Basta para ello unos centímetros de aire y, por
tanto, no necesitan ningún blindaje.
– La radiación beta (β) está constituida por electrones, lo que significa que tiene una carga
eléctrica de una unidad negativa.
172
Más recientemente se ha descubierto la radiación beta positiva, semejante a la beta pero
con carga positiva. Está formada por positrones procedentes de la transformación de un
protón en un neutrón.
Aunque son algo más penetrantes que las radiaciones alfa, se absorben también con facilidad, bastando algunos metros de aire, unos
milímetros de agua, o un sólido delgado para
detenerlas.
– La radiación gamma (γ) es de naturaleza electromagnética, similar a la luz ordinaria o a
la radiación X, pero con mucho menor longitud de onda. Es, por lo tanto, de naturaleza ondulatoria, carente de masa y de carga.
Esta radiación es energía que se emite como
consecuencia de un reajuste energético del
núcleo.
Son muy penetrantes, por lo que, para protegerse de ella son necesarios blindajes de un
material pesado, como el plomo o el hormigón de gran espesor.
– En la fisión y en otras reacciones nucleares,
se produce también la radiación de neutrones, formada por estas partículas, con masa,
y sin carga.
Son también muy penetrantes, sin que sean
absorbidas prácticamente por el aire. Algunos
compuestos químicos como el boro y el
cadmio, son muy buenos absorbentes de
neutrones.
En el Gráfico V.10 se ha representado el poder
de penetración de estas radiaciones en distintos
materiales.
Hay radiaciones que tienen suficiente energía
para arrancar los electrones que rodean los átomos y
producir partículas cargadas (iones) a su paso por la
materia, por lo que se llaman radiaciones ionizantes.
Si la materia es tejido biológico (células), estas alteraciones pueden conducir a la aparición de efectos biológicos nocivos en las células. Las principales radiaciones ionizantes son las radiaciones alfa, beta, gamma, los rayos X y los neutrones. Los rayos X se
producen, normalmente, bombardeando con electrones un material metálico en el vacío.
Gráfico V.10
Poder penetrante de los tipos de radiaciones
Fuente: Foro Nuclear.
157
173
¿A qué radiaciones ionizantes
está expuesto el ser humano?
b) Radiaciones artificiales.
Las causas artificiales de radiación se deben,
fundamentalmente, a la exposición a diversas fuentes de origen no natural, como son
las exploraciones radiológicas con fines médicos, la televisión en color, los viajes en avión
(en este caso se debe a la mayor dosis de
radiación cósmica que se recibe durante el
vuelo a gran altura), el poso radiactivo procedente de las explosiones nucleares en la
atmósfera que tuvieron lugar en el pasado,
y las instalaciones nucleares.
Dentro de las causas artificiales, la principal
fuente de radiación son las exploraciones médicas radiológicas que, en los países desarrollados, dan lugar a unas dosis sobre la población semejantes a la radiación cósmica. Las
centrales nucleares producen una dosis
prácticamente nula sobre el público en general, y una dosis muy pequeña y controlada sobre el personal de una central.
L
as personas están expuestas continuamente a radiaciones ionizantes y lo han estado desde los albores
de la humanidad. De estas radiaciones, unas proceden
de la propia naturaleza, sin que el hombre haya intervenido en su producción; otras están originadas por
acciones ocasionadas por el hombre.
a) Radiaciones naturales.
Constituyen el fondo radiactivo natural. Podemos distinguir tres causas de este fondo
radiactivo:
– Las radiaciones ionizantes procedentes del
espacio exterior (radiación cósmica). Están
originadas por los procesos nucleares que
tienen lugar en el exterior de la Tierra.
Puesto que la atmósfera absorbe parcialmente las radiaciones, el fondo natural debido a esta causa varía con la altitud, de
tal modo que es menor al nivel del mar
que en lo alto de una montaña.
– Las radiaciones emitidas por las sustancias
radiactivas presentes en la corteza terrestre. Este componente del fondo radiactivo
varía notablemente entre unos y otros puntos de la Tierra, ya que no es uniforme la
distribución de los elementos radiactivos
naturales. Por ejemplo, el fondo radiactivo terrestre de la Sierra de Guadarrama, cuyas rocas graníticas poseen una radiactividad relativamente alta, es mucho mayor
que el correspondiente a las zonas de naturaleza calcárea.
– La radiación de los isótopos radiactivos contenidos en el propio organismo humano,
principalmente isótopos del carbono y del
potasio. A ella, hay que unir la radiación
producida por el radón que inhalamos al
respirar, el cual procede de la desintegración del radio y el torio.
Como promedio, el 15% de la dosis procedente del fondo natural que recibe una persona en España se debe a la radiación cósmica; el 20% a la radiación terrestre, el 15%
al propio organismo y el 50% al radón.
158
¿Qué efectos producen
en los seres vivos las radiaciones
ionizantes?
L
as radiaciones ionizantes, cuando atraviesan las células de un tejido biológico, pueden producir daños o
implicar riesgos para los seres vivos. La radiación ionizante puede alterar moléculas importantes de las células que forman parte de los tejidos de un organismo vivo. Entre estas alteraciones pueden incluirse los
cambios químicos en el ADN, la molécula orgánica básica de las células que forman nuestro cuerpo. Estos
cambios conducen a la aparición de efectos biológicos, que pueden detectarse a nivel celular, de órgano
o tejido o del organismo considerado en su conjunto.
La importancia de los efectos producidos por la
radiación depende, lógicamente, de las dosis recibidas. Con dosis muy altas puede producirse incluso la
muerte del individuo en días o semanas; con dosis menores, pero todavía altas, se producen lesiones tanto
más graves cuanto mayor es la dosis; las dosis bajas
de radiación no producen necesariamente un daño sino
que hacen aumentar la probabilidad de que éste se
origine y podrían tener efectos a largo plazo en función de la dosis recibida.
174
Gráfico V.11
Formas de contaminación interna.
Vías de transferencia y eliminación
Fuente: Foro Nuclear.
Asimismo, hay que considerar que la sensibilidad de las células varía mucho según el tipo de que
se trata; es mucho mayor en las células menos diferenciadas y con mayor capacidad de división celular
y depende también del momento del ciclo celular en
el que se produce la irradiación, siendo la célula más
radiosensible en las fases de división en comparación
con las de reposo celular.
Si consideramos los efectos de la radiación sobre un órgano o un tejido, éstos estarán en relación
con el tipo de población celular que compone el tejido; los efectos sobre la salud del individuo dependerán también del papel fisiológico que juegue el órgano o tejido. Se denominan órganos críticos aquellos
que se ven más afectados por las radiación y dan lugar a consecuencias más graves para el organismo. Los
principales órganos críticos son: la médula ósea, donde se producen las células sanguíneas; el intestino delgado, en el que se realizan los procesos de digestión
y absorción de los alimentos, y las gónadas, donde se
producen y maduran las células germinales.
Los efectos de la absorción de una gran dosis
de radiación por el conjunto del organismo reciben el
nombre de síndrome de irradiación, cuyas manifestaciones clínicas están en función de las dosis recibidas
y reflejan el daño producido sobre la médula ósea, el
intestino y el sistema nervioso. (Véase Gráfico V.11)
Las radiaciones ionizantes no son siempre perjudiciales para la salud de las personas, y en determinados casos pueden emplearse para producir un efecto beneficioso: las radiaciones X y gamma se usan con
efectos curativos o paliativos en el tratamiento de tumores en la técnica denominada radioterapia; también
en medicina se emplean la radiación X o los isótopos
radiactivos con fines diagnósticos, en las especialidades de radiología y medicina nuclear. Otros ejemplos
de utilización biológica de las radiaciones no están relacionados con la salud de las personas pero sí con
su bienestar, como es el caso de la inducción de mutaciones genéticas en cereales para mejorar el rendimiento de las cosechas.
Pero ante la eventualidad de que las radiaciones produzcan daños, según las circunstancias, o impliquen un riesgo de que tenga lugar el daño, está universalmente admitido que, fuera de los casos de aplicaciones terapéuticas, las radiaciones ionizantes deben
considerarse siempre como potencialmente peligrosas,
y debe reducirse en lo posible su interacción con el
ser humano.
En consecuencia, nadie debe recibir nunca una
dosis que no sea necesaria; la dosis ha de estar siempre por debajo de unos límites establecidos, que se
sabe no son peligrosos; la dosis, aún por debajo de
estos límites, ha de ser siempre la mínima posible; en
el caso de que una persona desarrolle una actividad
en la que pueda recibir dosis por encima del fondo
natural, ésta debe ser controlada y medida.
¿Cómo se miden las dosis
de radiación?
175
E
l daño producido al cuerpo humano por todo tipo de
radiación que se reciba se mide con una magnitud que
se llama dosis de radiación. Debe tenerse en cuenta
que, para una cantidad dada de radiación, el daño producido en los tejidos por los distintos tipos de radiación (alfa, beta, gamma, X, neutrones) es diferente. Por
159
eso, la cantidad de radiación absorbida (dosis absorbida) debe multiplicarse por unos factores de ponderación de la radiación para dar la dosis equivalente, que
es la que tiene en cuenta el tipo de radiación que se
ha recibido. Sin embargo algunos órganos del cuerpo
humano son más sensibles que otros a la radiación y
son dañados de distinta forma por un mismo tipo de
radiación. Por tanto, la dosis equivalente se multiplica por otros factores de ponderación de los tejidos,
obteniéndose así la dosis efectiva que mide el daño total producido.
Resumiendo, se tienen los siguientes tipos de
dosis:
– Dosis absorbida: energía suministrada por la
radiación a la unidad de masa de tejido biológico, o del material irradiado. Se mide en
Gray (Gy).
– Dosis equivalente: dosis absorbida ponderada
según el distinto daño que producen distintos tipos de radiaciones (factores de ponderación de la radiación). Se mide en Sievert (Sv).
– Dosis efectiva («dosis»): dosis equivalente corregida por la diferente sensibilidad al daño
de los distintos órganos y tejidos de los seres vivos (factores de ponderación de los tejidos). Se mide en Sievert (Sv).
– Dosis efectiva colectiva («dosis colectiva»): dosis equivalente efectiva para un conjunto de
personas expuestas a una fuente de radiación.
Se mide en Sv-persona.
Por consiguiente, la dosis que interesa (dosis
equivalente y efectiva) se mide en Sievert (Sv), aunque cuando se habla de Protección Radiológica es más
frecuente utilizar la milésima parte de esta unidad (miliSiervert, µSv) o, incluso, la millonésima parte (microSievert, µSv).
Para hacerse una idea cuantitativa de lo que es
un Sievert, se pueden hacer las siguientes comparaciones:
Un microSievert (1 µSv) es aproximadamente:
– 1/10 de la dosis que recibiría una persona en
un viaje en un avión de reacción entre España
y el Reino Unido.
– 1/5 de la dosis media anual recibida por cada
persona a causa de la lluvia radiactiva.
160
Un miliSievert (mSv) es:
– La dosis que recibiría por radiación cósmica
una persona que viviera 42 días en una zona
de la cordillera del Himalaya que estuviera a
6.700 metros de altitud.
– Algo más del 40% de la dosis anual promedio que recibe una persona en España a causa de radiación natural.
Finalmente hay que tener en cuenta que las sucesivas dosis absorbidas por una persona a lo largo
del tiempo se suman en lo que se refiere a sus efectos. Por ello, la reglamentación habla de dosis comprometida como suma de todas las dosis recibidas por
una persona a lo largo de su vida hasta el momento
que se considere. Este criterio de acumulación de dosis es conservador –como todos los que se aplican en
protección radiológica– ya que en él se prescinde de
la posibilidad de que el organismo se recupere parcialmente de las dosis absorbidas en un periodo anterior. Se mide en Sv año.
¿Qué es la Protección
Radiológica?
E
n toda actividad en que puedan producirse radiaciones ionizantes a partir de una fuente de radiación es
necesario asegurarse de que las personas y otros seres vivos están protegidos y no reciben una dosis que
pueda poner en situación de riesgo y, menos aún, de
producirles un daño cierto.
De esto se ocupa la Protección Radiológica, que
se define como el conjunto de normas y métodos que
se toman para evitar dichos riesgos y daños, así como
las acciones y medidas que se llevan a cabo para comprobar que se han aplicado correctamente los criterios
de protección adecuados. En una instalación nuclear
o radiactiva existe la posibilidad, al menos teórica, de
que se emitan productos radiactivos al medio ambiente,
los cuales podrían perjudicar luego a los seres vivos;
por ello, la protección radiológica se ocupa también
de establecer los límites de emisiones radiactivas al ambiente y la medida de la radiactividad en éste.
La Protección Radiológica nació a comienzos de
este siglo, al comprobarse que el uso indebido de las
radiaciones era peligroso. Así, en 1901 se establecieron las primeras normas de protección frente a los ra-
176
yos X, y en 1916 las primeras recomendaciones sobre
protección frente a los rayos X y al radio. Durante las
primeras cuatro décadas de nuestro siglo las radiaciones ionizantes se emplearon únicamente en el ámbito médico, por lo que la protección radiológica se ocupó sólo de estos usos de las radiaciones. Cuando hacia la mitad del siglo se produjeron los desarrollos de
las aplicaciones de la energía nuclear con fines pacíficos, la protección radiológica pasó a ocuparse también de estos temas.
177
¿Cuáles son los principios
básicos de la Protección
Radiológica?
E
xiste un organismo internacional independiente que se
preocupa de la Protección Radiológica (protección de
las personas y del medio ambiente contra los efectos
de las radiaciones ionizantes). Es la Comisión Internacional de Protección Radiológica (ICRP), la cual establece una serie de recomendaciones. Los tres principios básicos de las recomendaciones de la ICRP son
los que se expresan a continuación:
a) Justificación.
No debe adoptarse ninguna práctica que signifique exposición a la radiación si su introducción no
produce un beneficio neto positivo. Naturalmente, la
práctica que implique la exposición a las radiaciones
debe suponer un beneficio para la sociedad.
b) Criterio ALARA.
Siglas inglesas de la expresión: «Tan bajo como
sea razonablemente posible». Todas las exposiciones
a la radiación deben ser mantenidas a niveles tan bajos como sea razonablemente posible, teniendo en
cuenta factores sociales y económicos. Toda dosis de
radiación implica algún tipo de riesgo; por ello no es
suficiente cumplir con los límites de dosis que están
fijados. Las dosis deben reducirse lo razonablemente
posible.
c) Límites de dosis.
Las dosis de radiación recibidas por las personas no deben superar los límites recomendados para
cada circunstancia. Las personas no deben ser expuestas
a un nivel de riesgo inaceptable, por lo que la legislación española establece unos límites de dosis. Éstos
han de ser respetados siempre sin tener en cuenta consideraciones económicas.
¿Qué dosis reciben
normalmente
las personas?
178
C
omo es sabido, los seres humanos están sometidos a
radiaciones procedentes del fondo natural, así como
del fondo derivado de las actividades humanas. La dosis recibida a causa de este fondo natural varía mucho de unos a otros puntos de la Tierra.
De acuerdo con un informe presentado por el
Consejo de Seguridad Nuclear español al Congreso y
al Senado, la dosis que como promedio recibe una persona, por causas naturales, es de 2,41 mSv/año. Esta
dosis se reparte, aproximadamente, en: 0,35 mSv/año
a causa de la radiación cósmica, 0,45 mSv/año por la
radiación del suelo, 1,26 mSv/año por la inhalación del
radón, 0,34 mSv/año por los isótopos incorporados al
organismo y 0,01 mSv/año por el poso radiactivo de
los experimentos nucleares. (Ver Gráfico V.12)
Hay que hacer notar que las grandes diferencias en el fondo natural entre distintas regiones de la
Gráfico V.12
Dosis equivalente efectiva, por persona y año, recibida
por la población
Fuente: Foro Nuclear.
161
Tierra no parece que afecten a la incidencia de cáncer, defectos genéticos, etc., lo que constituye un dato
significativo a la hora de estudiar los efectos de la radiación sobre las personas.
La dosis recibida como consecuencia de las actividades humanas depende en gran medida de las vicisitudes por las que atraviesan las personas. Por ejemplo, una persona que hiciera viajes en avión para recorrer 25.000 km al año recibiría 1 mSv más que otra
persona que llevara el mismo régimen de vida y que
no volara nunca. Entre todas las fuentes de irradiación
en este tipo, la más importante es la contribución debida a las exploraciones radiológicas con fines médicos, la cual varía considerablemente entre distintas personas: en una radiografía de tórax se recibe una dosis de 0,05 mSv; en una tomografía computadorizada
de región lumbar la dosis es de 6 mSv.
En relación con la dosis recibida por la presencia
de centrales nucleares, una persona que permaneciera todo el año a una distancia inferior a 2 km de la
central, recibiría una dosis adicional de 0,005 mSv/año;
la dosis disminuiría a medida que la persona se alejara de la central, de tal modo que si se mantuviera a
una distancia superior a los 20 km no recibiría dosis
adicional alguna.
tas tareas y están sometidas a un rígido control médico y radiológico.
Los límites anuales de dosis fijados en España
son iguales a los de la Unión Europea. Para los trabajadores profesionalmente expuestos, el límite era hace
unos años de 50 mSv/año; para los miembros del público es de 5 mSv/año. Estos límites no incluían la radiación recibida a causa del fondo radiactivo ni la que
reciben cuando se someten, como pacientes, a diagnosis o tratamientos médicos que impliquen el uso de
radiaciones ionizantes.
Debido al desarrollo de los conocimientos científicos en relación con la Protección Radiológica, la ICRP,
en su publicación número 60 (1990), recomendó la modificación de los límites. Dicha recomendación ha sido
recogida por EURATOM, que ha emitido la Directiva
96/29, de modo que los nuevos límites han entrado
en vigor en los países miembros de la Unión Europea
en mayo del año 2000. Los límites anuales de dosis fijados en España son iguales a los de la Unión Europea, es decir, son los recogidos en la citada Directiva.
(Ver Tabla V.7 adjunta)
Tabla V.7
179
¿Cuál es la reglamentación
española sobre Protección
Radiológica?
E
n España, las recomendaciones de la Comisión Internacional de Protección Radiológica están contenidas
en el Reglamento de Protección Sanitaria contra las Radiaciones Ionizantes. Así el uso del criterio «ALARA» está
también exigido legalmente.
Esta reglamentación española establece las dosis máximas que bajo ningún concepto se deben rebasar. La reglamentación distingue entre los miembros
del público, que son las personas que no desarrollan
actividades específicamente relacionadas con las radiaciones (es decir, el «ciudadano de a pie»), y el personal profesionalmente expuesto, que son las personas
que trabajan en actividades nucleares, las cuales han
adquirido una capacitación especial para efectuar es-
162
Reglamentación española sobre Protección
Radiológica. (BOE 178 de julio 2001)
a. Para personal profesionalmente expuesto:
– Límite anual de dosis efectiva: 100 mSv en 5 años.
– Límite anual de dosis al cristalino: 150 mSv.
– Límite anual de dosis para la piel: 500 mSv.
– Límite anual de dosis para las manos, antebrazos, pies y tobillos:
500 mSv.
b. Límites de dosis a estudiantes que vayan a dedicarse a una profesión
que implique exposición a las radiaciones ionizantes o que deban manejar fuentes por razones de sus estudios:
– Si tienen 18 años o más, el limite es igual al del apartado a.
– Si la edad está entre 16 y 18 años, los límites son 3/10 de los del
apartado a.
c. Límites de dosis al público en general:
– Límite anual de dosis efectiva: 1 mSv.
– Límite anual de dosis al cristalino: 15 mSv.
– Límite anual de dosis a la piel: 50 mSv.
– Límite anual de dosis a las manos, pies y tobillos: 50 mSv.
Se establecen también límites para operaciones especiales planificadas;
así como condiciones especiales a mujeres embarazadas, madres lactantes, aprendices y estudiantes.
Fuente: UNESA.
180
¿Cuáles son las medidas
de Protección Radiológica
que se tienen en una central
nuclear y su entorno?
E
n el entorno de una central nuclear se establecen medidas que intentan garantizar que no se produzcan contaminaciones ni vertidos no autorizados de productos
radiactivos, y que las dosis de radiación que reciban
las personas estén por debajo de los límites establecidos en la reglamentación.
Para ello, la central se diseña y construye de tal
modo que los productos radiactivos queden confinados, es decir, que se evite que puedan dar lugar a contaminación; los vertidos al exterior de pequeñas cantidades de ellos han de estar por debajo de unos límites que se han calculado previamente, teniendo en
cuenta las características del entorno, de tal modo que
no produzcan el más mínimo riesgo. Estos límites son
aprobados por el Consejo de Seguridad Nuclear. Asimismo, en el proyecto se estudió qué blindajes hay
que colocar para reducir los niveles de radiación dentro de la central, con objeto de permitir la realización
de los trabajos necesarios dentro de la instalación.
Antes de la puesta en marcha de la central se
redacta el Manual de Protección Radiológica que, de
acuerdo con los niveles máximos de radiación que pueden alcanzarse en las distintas áreas de la central, la
divide en zonas, según el tiempo de máxima permanencia en ellas: en la zona de acceso permanente, el
nivel de radiación es nulo; hay varias clases de zonas
controladas, según sus niveles de radiación, donde se
limita quiénes y durante cuánto tiempo pueden permanecer y las precauciones que han de observar.
Durante el funcionamiento de la central se miden los niveles de radiación y de contaminación en
las diversas zonas, para comprobar que están de acuerdo con lo previsto. El servicio de protección radiológica vela para que el personal cumpla el reglamento
establecido y mide las dosis recibidas por las personas y, en el caso en que se produzcan desviaciones
respecto a lo previsto en los reglamentos, decide las
medidas que hay que tomar.
Por lo que respecta al entorno, dos años antes
de que se introduzca en la central algún material radiactivo, se hace un control sistemático de la radiac-
tividad ambiental (aire, ríos, mar, fauna, flora, cosechas,
etc.) para conocer el fondo radiactivo de la región. Durante la explotación de la central, se continúa con estas medidas y la menor desviación por encima de los
límites admitidos daría lugar a la parada inmediata de
la central.
¿Quién es responsable
del control de la Seguridad
Nuclear y Protección Radiológica
en España?
181
D
esde su creación por Decreto-Ley de 22 de octubre de
1951, hasta el 22 de abril de 1980, la Junta de Energía Nuclear (JEN) fue el organismo español competente en materia de Seguridad Nuclear y Protección Radiológica. La JEN fue relevada de estas funciones por
el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), creado por la
Ley 15/1980 de 22 de abril como Ente de Derecho Público independiente de la Administración del Estado.
Una función del Consejo de Seguridad Nuclear
es la de proponer al Gobierno las reglamentaciones
necesarias en materia de Seguridad Nuclear y Protección Radiológica, así como las revisiones que considere convenientes.
También el Consejo de Seguridad Nuclear está
obligado por su Ley de fundación a informar anualmente al Parlamento de la nación sobre el funcionamiento del parque nuclear, así como de los incidentes más importantes acaecidos en el periodo correspondiente. Asimismo, el CSN debe emitir informes al
ministerio responsable de la política energética, sobre
la concesión de autorizaciones previas, de construcción, explotación y clausura de las instalaciones. Estos informes son vinculantes cuando tienen carácter negativo o denegatorio de una concesión. Son, asimismo, vinculantes en lo relativo a las condiciones que
establecen cuando tienen carácter positivo.
El Consejo realiza toda clase de inspecciones en
las instalaciones nucleares y radiactivas durante la fase
de construcción, con facultad para paralizar las obras
en caso de que lo juzgue necesario. También es de su
competencia la inspección y control de las instalaciones en operación, teniendo asimismo capacidad para
paralizar su funcionamiento si estimara que existe un
riesgo indebido de continuar la operación.
163
Gráfico V.13
Licenciamiento y control de las instalaciones nucleares y radiactivas
Fuente: UNESA.
¿Cómo cubre España
sus necesidades de uranio?
En el Gráfico V.13 se presenta un esquema del
licenciamiento, control y vigilancia de las instalaciones nucleares y radiactivas en España.
182
¿Qué es el ciclo
del combustible nuclear?
R
especto al uranio natural, los nueve reactores nucleares españoles tienen unas necesidades medias anuales
de 1.500 toneladas. Estas necesidades se cubren mediante la participación de ENUSA en la mina de ura-
S
e conoce como ciclo del combustible nuclear al conjunto de operaciones necesarias para la fabricación del
combustible destinado a las centrales nucleares, así
como al tratamiento del combustible gastado producido por la operación de las mismas.
En el caso del uranio, el ciclo cerrado incluye la
minería, la producción de concentrados de uranio, el
enriquecimiento (si procede), la fabricación de los elementos combustibles, su empleo en el reactor y la reelaboración de los elementos combustibles irradiados,
para recuperar el uranio remanente y el plutonio producido, separando ambos de los residuos radiactivos
de alta actividad que hay que evacuar definitivamente.
Si el combustible irradiado no se reelabora es
considerado en su totalidad como residuo radiactivo,
lo que se denomina ciclo abierto, con lo que no se
completa el denominado ciclo del combustible nuclear.
164
Central nuclear de Santa María de Garoña.
183
Gráfico V.14
Producción de concentrados de uranio en España
(Datos en toneladas de U3O8)
Central nuclear de Vandellós.
Fuente: ENUSA.
nio de Cominak, en Níger, y mediante contratos con
los principales productores mundiales de uranio: Cameco (Canadá), ERA (Australia), Nufcor (Sudáfrica) y
de varios países de la antigua Unión Soviética, entre
otros. Se procura mantener siempre una cartera diversificada de contratos de suministro de uranio natural.
En el Gráfico V.14 se muestran las producciones de concentrados de uranio natural en España para
el periodo 1994-1998.
Respecto al tema del uranio enriquecido, las necesidades españolas de servicios de enriquecimiento
son inferiores al millón de UTS/año (Unidades Tecnios
de Separación), por lo que no resulta rentable disponer en España de una planta de enriquecimiento, que
tiene un umbral mínimo de rentabilidad estimado en
4 millones de UTS/año.
Siguiendo la política de diversificación de contratos de suministro de uranio enriquecido, los aprovisionamientos de ENUSA, en el área de conversión
de uranio natural UF6, se realizan mediante contratos
con los principales convertidores mundiales: Converdyn
(EE.UU.), Cameco (Canadá), BNFL (Reino Unido), Comurhex (Francia) y Tenex (Rusia).
Los servicios de enriquecimiento se garantizan,
en parte, mediante la participación del 11,11% que ENUSA tiene en la planta de difusión gaseosa de EURODIF, situada en Francia. El resto, a través de contratos
con: Tenex (Rusia), USEC (EE.UU.), Renco (UE) y EURODIF (Francia). Las necesidades medias anuales de
servicios de enriquecimiento son de unas 750.000 UTS
para el caso español.
¿Se fabrican elementos
combustibles en España?
184
L
a demanda española de combustible nuclear es de unas
200 toneladas de U enriquecido al año, que se satisfacen con la producción de la fábrica de elementos
combustibles que posee ENUSA en Juzbado (Salamanca).
En esta instalación se fabrican, desde 1985, los
elementos combustibles destinados a las centrales nucleares españolas, tanto para las que tienen reactores
del tipo de Agua a Presión (PWR) como para las que
las tienen del tipo de Agua en Ebullición (BWR), así
como para centrales de algunos países europeos: Francia, Bélgica, Alemania, Suecia, Suiza y Finlandia.
En el Gráfico V.15, se ha representado la producción nacional de elementos combustibles para el
periodo 1994-1998.
165
Gráfico V.15
Producción acumulada de elementos
de combustibles en España
(Datos en toneladas de U enriquecido)
Hay varios grupos de actividades humanas en
los que se producen residuos radiactivos:
– Aplicaciones energéticas. Los residuos se producen a lo largo de los procesos del ciclo de
combustible nuclear. La parte del ciclo anterior al reactor se denomina primera parte del
ciclo, en la que se consideran los estériles generados en las fases de minería y de fabricación de concentrado de uranio, y pequeñas
cantidades de residuos que se originan en la
fabricación del elemento combustible.
A partir de la utilización del combustible en
la central nuclear, se entra en la parte final
del ciclo, en la que se contemplan los residuos generados con el funcionamiento del
mismo: residuos de operación de las centrales nucleares y combustible gastado para el
ciclo abierto (caso español), o residuos de operación y residuos de reproceso para el caso
del ciclo cerrado. En ambos casos hay que
añadir las pequeñas cantidades de residuos
producidos en la fase de enfriamiento y almacenamiento temporal, así como los producidos en el desmantelamiento de las centrales nucleares.
– Aplicaciones no energéticas. Derivadas de los
usos de los isótopos radiactivos, fundamentalmente en tres tipos de actividades: investigación, medicina e industria. Este grupo se
conoce como el de los «pequeños productores», porque incluso en los países de tecnología más avanzada, donde las actividades reseñadas están muy desarrolladas, el volumen
de residuos radiactivos que generan es pequeño, comparado con el originado en la producción de energía nucleoeléctrica, pudiendo afirmarse que es del orden del 5%, sin que
esto quiera decir que su gestión deba ser menos rigurosa.
Fuente: ENUSA.
185
¿Qué son y de dónde proceden
los residuos radiactivos?
N
o es fácil definir, de una manera sencilla, qué son los
residuos radiactivos. Por ello daremos la definición dada
por la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, que
es la siguiente: «Residuo radiactivo es toda sustancia
para la cual no está prevista ninguna utilización y que
contiene radionucleidos en concentración superior a
la que las autoridades competentes consideran admisibles en materiales que se van a tirar o que se van a
manejar sin control».
La humanidad ha convivido con la radiación y
con los isótopos radiactivos desde la aparición de nuestra vida en el planeta Tierra, donde existían isótopos
radiactivos de periodo de semidesintegración muy largo, como el potasio-40, el uranio-238, el uranio-235 y
el torio-232, así como los isótopos resultantes de la desintegración de estos tres últimos. La humanidad ha
usado, cuando ha sabido y le ha convenido, algunos
de estos isótopos radiactivos naturales, por ejemplo,
el radio-226 en técnicas terapéuticas y el uranio-235
en los reactores nucleares.
166
¿Cómo se clasifican
los residuos radiactivos?
P
ara clasificar los residuos radiactivos se puede atender a diversos criterios, tales como su estado físico (sólidos, líquidos y gaseosos), tipo de radiación emitida
186
diactivos, siempre que se respeten unos valores de desclasificación.
(alfa, beta, gamma), contenido de radiactividad, período de semidesintegración de los radionucleidos que
contiene, generación de calor, etc.
Desde el punto de vista de su gestión, los residuos radiactivos se clasifican actualmente en España
de la siguiente manera:
b) Residuos de baja y media actividad.
Su concentración en radionucleidos es tal que
la generación de energía térmica durante su
evacuación es suficientemente baja.
– Residuos de vida corta. Residuos radiactivos que contienen nucleidos cuya vida media es inferior o igual a la del Cs-137 y el
Sr-90 (treinta años, aproximadamente), con
una concentración limitada de radionucleidos alfa de vida larga (4.000 Bq/g en
lotes individuales de residuos y a una media general de 400 Bq/g en el volumen total de residuos).
– Residuos de vida larga. Radionucleidos y
emisores alfa de vida larga cuya concentración es superior a los límites aplicables
a los residuos de vida corta.
a) Residuos de baja y media actividad.
– Tienen actividad específica baja por elemento radiactivo.
– No generan calor.
– Contienen radionucleidos emisores betagamma con periodos de semidesintegración
inferiores a 30 años, lo que quiere decir
que reducen su actividad a menos de la
milésima parte en un periodo máximo de
300 años.
– Su contenido en emisores alfa debe ser inferior a 0,37 GBq/t (0,01 curios/tonelada
de promedio).
b) Residuos de alta actividad.
c) Residuos de alta actividad.
Residuos con una concentración de radionucleidos tal que debe tenerse en cuenta la
generación de energía térmica durante su almacenamiento y evacuación. Este tipo de residuos se obtiene principalmente del tratamiento/acondicionamiento del combustible
gastado.
– Los radionucleidos contenidos en los residuos de alta actividad tienen un periodo
de semidesintegración superior a 30 años.
– Contienen radionucleidos emisores alfa de
vida larga en concentraciones apreciables
por encima de 0,37 GBq/t (0,01 Ci/t).
– Generalmente desprenden calor.
Por ejemplo, el volumen de residuos anuales producidos por una central típica de 1.000 MWe, según
la clasificación actual en España, es el siguiente:
Tipo
Volumen (m3)
Baja y media actividad
140
Alta actividad
30
Porcentaje
82%
18%
Sin embargo no todos los países emplean la
misma clasificación de residuos, razón por la que la
Comisión de la Unión Europea ha recomendado la unificación de criterios. Para ello ha propuesto una nueva clasificación, que entró en vigor el 1 de enero de
2002. Es la siguiente:
a) Residuos radiactivos de transición.
Residuos, principalmente de origen médico,
que se desintegran durante el periodo de almacenamiento temporal, pudiendo a continuación gestionarse como residuos no ra-
¿Qué se entiende por Gestión
de los residuos radiactivos?
187
E
l 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 radisótopos según el
poder de penetración de las radiaciones que emitan.
Así, por ejemplo, la radiación alfa es fácil de tratar, pero
la radiación gamma es muy penetrante, por lo que se
precisa plomo o paredes de hormigón para su confinamiento. Para dar una idea del volumen de residuos
a gestionar en España, puede señalarse que cada año
se producen unas 160 toneladas de residuos de alta
actividad y alrededor de 2.000 toneladas de residuos
de baja y media actividad.
167
El sistema de barreras que se establece debe
mantener su eficiencia hasta que la radiactividad haya
disminuido por decaimiento radiactivo a los niveles fijados por las autoridades competentes.
Con independencia de los avances científicos que
permitan, en el futuro, desarrollar tecnologías capaces
de eliminar o disminuir la radiotoxicidad de estos residuos, actualmente está admitida y tipificada internacionalmente la estrategia a seguir para el almacenamiento final de los residuos radiactivos, es decir, para
su confinamiento definitivo.
Un peligro a evitar es que el agua de lluvia o
el agua subterránea entrara eventualmente en contacto con los residuos radiactivos, disolviera alguno de
los radionucleidos presentes y los transportara al entorno humano.
Para disipar este peligro, la estrategia se basa
en: a) hacer con los residuos paquetes insolubles y estables, capaces de resistir la agresión del agua durante largo tiempo, b) diseñar un recinto especialmente
preparado para impedir que el agua pueda tener acceso a su interior, donde se colocarán definitivamente los paquetes, c) emplazar y construir un recinto en
una formación geológica, superficial o profunda de la
corteza terrestre, que pueda garantizar la integridad de
los residuos durante el tiempo que se requiera, a la
vez que impedir o retardar su retorno a la biosfera en
el caso de un fallo, altamente imprevisible, de todo el
sistema de barreras.
Respecto al combustible gastado, conviene señalar que, aunque en un principio se consideraba indispensable el reprocesamiento del mismo, la aparición de dificultades técnicas no esperadas, el cambio
de la política de EE.UU. a este respecto y la caída del
precio del uranio han hecho que su gestión actual presente dos opciones: ciclo abierto, que considera los
combustibles gastados como residuos de alta actividad
para su almacenamiento definitivo en formaciones geológicas profundas (AGP), y ciclo cerrado, que realiza el tratamiento del combustible gastado para obtener el U y Pu para ser reutilizados como materiales
energéticos.
Desde comienzos de la década de los 90, dadas las dificultades, fundamentalmente sociales y políticas, que van apareciendo en todos los países para
la aceptación pública del Almacenamiento Geológico
Profundo (AGP) de los residuos de alta actividad, se
ha propuesto por algunos de estos países, principal-
168
mente Francia y Japón, investigar y desarrollar la Separación y Transmutación (ST) de determinados radionucleidos de vida larga presentes en los elementos irradiados. El objetivo es disminuir el inventario radiotóxico a largo plazo de los residuos de alta actividad
y, por tanto, el riesgo radiológico de su almacenamiento
definitivo. A esta nueva forma de gestión de los combustibles gastados se les ha dado por llamar Ciclo cerrado avanzado.
Estas tres opciones tienen en común dos etapas fundamentales: el almacenamiento temporal de los
combustibles gastados y el posterior almacenamiento
definitivo, bien sea de los propios combustibles gastados, o de los residuos de reprocesamiento, actual o
avanzado. (Ver Gráfico V.16, donde está representado
un esquema de las tres opciones.)
¿Qué residuos radiactivos
se generan en la producción
de electricidad?
L
os residuos radiactivos generados en la producción de
energía nucleoeléctrica se suelen agrupar siguiendo la
secuencia antes y durante la operación de la central
nuclear.
1. Residuos generados antes de la central nuclear.
Contienen radiactividad únicamente natural y son
los materiales de desecho a) de la minería del uranio;
b) de la separación del uranio de los minerales extraídos en las plantas de fabricación de concentrados (torta amarilla); c) del enriquecimiento en uranio-235 para
aumentar la concentración del isótopo fisionable; y d)
de la fabricación del combustible nuclear.
2. Residuos generados en el funcionamiento de las centrales nucleares.
Tienen su origen en la fisión o «quemado» del
combustible que se introduce en el reactor para producir energía. El combustible nuclear, durante su estancia en el núcleo del reactor, se encuentra sometido a una elevada irradiación neutrónica, transformándose su constitución a lo largo del tiempo. Esta
irradiación modifica tanto el propio combustible, como
la vaina y los materiales estructurales (reflector, tubos
guía, etc.) del elemento combustible.
188
Gráfico V.16
Opciones de gestión del combustible gastado
Fuente: Foro Nuclear.
El combustible gastado contiene los productos
de fisión y los elementos transuránidos generados durante el quemado del combustible en el reactor, así
como el uranio no consumido (considerando el caso
de no reelaboración del combustible gastado).
Una pequeñísima fracción de los productos de
fisión contenidos en el elemento combustible puede
pasar al agua del circuito de refrigeración por defectos de las vainas o difusión a su través; asimismo, pueden pasar al agua los productos radiactivos formados
por la activación en la superficie de los materiales estructurales que hay en el núcleo del reactor; finalmente
algunas impurezas contenidas en el agua de refrigeración y sustancias empleadas en su tratamiento son
activadas, dando lugar a productos radiactivos.
Por estas razones se producen en las centrales
nucleares residuos procedentes de la purificación del
agua del circuito de refrigeración, siendo en su mayor parte residuos de baja actividad y, en algún caso,
de media.
Por otra parte, el combustible nuclear, una vez
alcanzado el grado de quemado establecido, se saca
del núcleo del reactor y se coloca en las piscinas de
combustible gastado de la misma central nuclear, que
tienen como misión su aislamiento radiobiológico, la
disipación de su calor residual y su almacenamiento
provisional en espera de su posterior gestión. El agua
de la piscina puede contaminarse y su descontaminación por filtración y absorción produce pequeñas cantidades de residuos de baja actividad.
Finalmente hay que considerar también los residuos radiactivos manipulados en el desmantelamiento
de las centrales nucleares.
¿Qué se hace con los residuos
producidos en una central
nuclear?
189
E
l tratamiento que se hace a los residuos producidos
en una central nuclear es diferente en función de su
naturaleza:
– Los residuos gaseosos, una vez separados del
refrigerante primario, son filtrados para retener los isótopos de yodo y las partículas en
suspensión. El resto de dichos residuos, fun-
169
damentalmente gases nobles, pasan a un sistema de retención de tanques o a lechos de
carbón activo, donde pierden gran parte de
su actividad por desintegración radiactiva. Posteriormente, se evacúan a la atmósfera donde se difunden como cualquier efluente gaseoso, aprovechando condiciones meteorológicas favorables.
– Los residuos líquidos se filtran y, posteriormente, se tratan en procesos de evaporación
o intercambio de ión. Una vez que los efluentes líquidos han sido depurados y efectuados
los correspondientes controles para verificar
el cumplimento de las especificaciones de vertido, se pueden descargar al exterior.
– Los residuos sólidos generados en una central
nuclear, se clasifican en dos grupos para su
tratamiento: residuos de baja y media actividad y residuos de alta actividad. Son residuos
de baja y media actividad, ropas, guantes, papeles, herramientas, filtros y resinas procedentes del tratamiento de los residuos líquidos y gaseosos, etc. De alta actividad es, fundamentalmente, el combustible gastado, ya
que en España se opta actualmente por el ciclo abierto.
Los residuos de baja y media actividad, una vez
inmovilizados en cemento, son metidos en bidones metálicos que se envían a las instalaciones de almacenamiento (El Cabril, en España), que suelen ser las denominadas COMO, es decir, almacenamiento superficial con barreras de ingeniería. Estas barreras son
elementos redundantes que impiden la migración de
los radisótopos a la biosfera. (Ver Gráfico V.17)
En España, aunque no está cerrada la posibilidad del reprocesamiento del combustible gastado en
el extranjero, en el Quinto Plan General de Residuos
Radiactivos (PGRR) de ENRESA, aprobado en julio de
1999, se contempla que el combustible gastado, una
vez sacado del reactor, pase a ser considerado residuo radiactivo de alta actividad, el cual, tras su estancia en la piscina de la propia central nuclear, se
depositará en un almacén centralizado. (Véase foto en
la página 171.)
La decisión sobre el tratamiento definitivo que
se ha de dar al combustible gastado la tomará el Gobierno en el año 2010, apoyándose en las investigaciones que se están llevando a cabo y que se centran
en la Separación y Transmutación (ST) y en el Almacenamiento Geológico Profundo (AGP).
Las previsiones de producción total de combustible gastado contempladas en este PGRR, es de unas
Gráfico V.17
Sistema de barreras múltiples para aislamiento de residuos radiactivos de baja y media actividad
Fuente: Foro Nuclear.
170
6.750 toneladas de uranio metal, lo que significa un
volumen de unos 10.000 m3. En la realización de estas estimaciones se ha considerado como escenario la
no variación del actual parque nuclear, nueve reactores en siete emplazamientos, con un periodo de vida
de cada instalación de cuarenta años, desde su puesta en marcha hasta su parada definitiva.
190
¿Cómo se almacenan los residuos
de baja y media actividad
en España?
E
stos residuos necesitan ser confinados por un periodo
máximo de 250-300 años. La estrategia seguida para su
tratamiento es el almacenamiento definitivo. La tecnología normalmente empleada consiste en construir, en
torno a los residuos, un sistema de barreras de ingeniería, ubicadas en el interior, o sobre una formación
geológica estable a la vez que adecuada para actuar
como barrera en caso de fallo de las artificiales.
En España está en funcionamiento, desde 1992,
el almacenamiento de El Cabril, en Hornachuelos (Córdoba), para este tipo de residuos, construido con la
tecnología francesa de barreras múltiples. (Ver foto en
la página 172.)
Los residuos de baja y media actividad procedentes de las centrales nucleares llegan a El Cabril acondicionados en bidones metálicos de 220 litros. Estos
bidones son introducidos en contenedores de hormigón armado de forma cúbica de 2 metros de lado, inmovilizándolos mediante una lechada de cemento. Los
contenedores, cuando el cemento de relleno ha fraguado, se llevan a su destino definitivo, una celda de
hormigón armado con capacidad para 320 contenedores, la cual una vez llena, se sella y se cubre con
una losa de hormigón armado. Cuando todas las celdas estén completas se cubrirán con sucesivas capas
de arcilla y grava, siendo la capa exterior de tierra vegetal para plantar arbustos, con el fin de que la instalación quede integrada paisajísticamente en la zona.
El número de celdas existentes en El Cabril es
de 28 (en dos plataformas), construidas sobre el terreno en una formación geológica constituida por pizarras arcillosas.
Los residuos procedentes de instalaciones radiactivas (pequeños productores) llegan a El Cabril sin
Almacenamiento de residuos radiactivos de alta actividad.
Contenedor de combustible gastado en seco.
acondicionar, operación que se realiza en las instalaciones allí existentes, procediéndose en esta operación
de la misma manera que con los residuos que tenían
su origen en las centrales nucleares.
El confinamiento que se produce con este sistema es suficiente para que el impacto radiológico sea
prácticamente nulo. En el caso improbable de una situación accidental no prevista, en la que haya degradación de estas barreras, el objetivo de seguridad es
que el impacto radiológico sea en cualquier caso inferior al fondo natural. A este respecto conviene recordar que un 70% de los residuos de baja actividad
alcanza la inocuidad en unos decenios.
El Cabril tiene capacidad para almacenar unos
50.000 m3, volumen que se estima es suficiente hasta
el año 2020.
Dada la importancia que la energía nuclear tiene en los países de la Unión Europea y en los futuros miembros, la Comisión Europea ha propuesto en
2002 una Directiva sobre residuos radiactivos con el
objetivo de dar una respuesta clara, transparente y en
un plazo razonable a la cuestión del tratamiento de
los mismos.
171
191
¿En qué consiste
el desmantelamiento
de las centrales nucleares
y qué residuos se producen?
E
s preciso considerar la fase de clausura y desmantelamiento de las centrales nucleares cuando han terminado su vida útil. En el caso de la parada definitiva de
una central nuclear, se procede en el plazo más breve
posible a la retirada de la central de todo el combustible irradiado que hay en ella, tanto en el núcleo del
reactor como el almacenado en sus piscinas. A partir
de ese momento el proceso se transfiere a ENRESA, que
es la empresa responsable del desmantelamiento.
En el caso de los reactores de agua, se procede a continuación a tratar el agua de refrigeración y
otros líquidos contaminados, concentrándolos y solidificándolos con cemento en bidones metálicos, obteniendo residuos sólidos de baja actividad o de media, que se retiran de la central.
A continuación, existen tres alternativas a seguir:
– Mantenimiento indefinido de la instalación en
situación de parada definitiva (desmantelamiento nivel 1).
Central de almacenimiento de residuos radiactivos de baja y media
actividad de El Cabril
172
– Desmantelamiento de las partes convencionales y de las que aún tengan un cierto nivel de actividad radiactiva, dejando el resto
de los elementos, principalmente las estructuras, de forma que puedan ser reutilizados
con algunas restricciones (desmantelamiento
nivel 2).
– Desmantelamiento total, dejando el emplazamiento en condiciones de ser reutilizado sin
ningún tipo de restricción (desmantelamiento nivel 3). En este caso, el desmantelamiento y desmontaje y demolición de estructuras,
tuberías y componentes, de hormigón y metálicos, que están contaminados internamente, y el tratamiento como residuos radiactivos
de los restos. El 85% del total de una central
nuclear nunca llega a ser radiactivo ni se contamina y son residuos y escombros convencionales.
Una vez terminado el desmantelamiento, se procede a declarar clausurada la instalación y a partir de
ese momento puede utilizarse el emplazamiento en las
condiciones que se establezcan en la Declaración de
Clausura.
Hasta ahora no se ha llevado a cabo en el mundo ningún desmantelamiento de nivel 3 en centrales
de explotación comercial, aunque sí en numerosos reactores de pequeña potencia. La decisión sobre cuál
es el nivel de desmantelamiento más conveniente depende de consideraciones de coste y beneficio.
El volumen de residuos radiactivos de baja y media actividad que se producen en los dos procesos, descontaminación y desmantelamiento, se estima que es
equivalente al producido en el funcionamiento de la
central durante 25 años.
En España, los trabajos de desmantelamiento de
Vandellós I, central clausurada en 1989, se iniciaron
en 1998 tras la obtención de la Declaración de Impacto
Ambiental y las autorizaciones administrativas correspondientes. Debido a las características técnicas de esta
central, el objetivo es alcanzar el nivel 2, lo que permitirá liberar más del 80% del emplazamiento. En dicha situación permanecerá durante un periodo de latencia estimado de 30 años, tras el cual se completará el desmantelamiento total de las partes remanentes
para alcanzar el nivel 3 y liberar totalmente el emplazamiento.
Para el resto de las centrales nucleares españolas,
el Plan General de Residuos Radiactivos contempla un
desmantelamiento que alcanzará directamente el nivel
3. Este criterio sería aplicable al desmantelamiento de
la central nuclear de José Cabrera, cuya puesta fuera
de servicio ha sido establecida en el año 2006, de acuerdo con la planificación aprobada por el Gobierno en
octubre de 2002.
192
¿Qué organismo es responsable
en España de la gestión
de los residuos radiactivos?
L
a Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (ENRESA) es la sociedad responsable de la gestión de todos
los residuos radiactivos generados en España, como
son los procedentes de las centrales nucleares, de los
centros médicos, de los centros de investigación nuclear, de la industria, etc. Asimismo, es responsable de
las operaciones de desmantelamiento y clausura de todas las instalaciones nucleares.
ENRESA es de capital enteramente público, perteneciendo el 80% al Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) y
el 20% restante a la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI). Fue constituida por Decreto Ley
el 4 de julio de 1984, 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. La financiación de ENRESA se realiza mediante una cuota obtenida de la facturación de
electricidad. Entre sus funciones están las siguientes:
– Buscar emplazamientos, concebir, construir y
operar los centros para el almacenamiento
temporal y definitivo de los residuos de alta,
media y baja actividad.
– Establecer sistemas para la recogida, transferencia y transporte de los residuos radiactivos.
– Gestionar las operaciones derivadas de la clausura de las instalaciones nucleares y radiactivas.
– Acondicionar los estériles originados en la mi-
nería y fabricación de concentrados de uranio cuando se requiera.
– Actuar como apoyo a los servicios de protección civil en caso de emergencias nucleares.
Todas sus actividades deben quedar recogidas
en su Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR),
el cual una vez aprobado por el Gobierno y presentado al Parlamento, es objeto de revisión periódica (el
primero fue elaborado en 1989). En el quinto PGRR,
que es el vigente actualmente, ENRESA se encarga de
la retirada de los residuos de media y baja actividad
de las instalaciones radiactivas españolas y de su depósito y conservación en el centro de almacenamiento de El Cabril (Córdoba). Por lo que se refiere a los
residuos de alta actividad, que por el momento se encuentran almacenados provisionalmente en las piscinas ubicadas en las respectivas centrales nucleares, la
empresa está desarrollando estudios para identificar el
emplazamiento más adecuado para el almacenamiento definitivo de los mismos.
En cuanto a desmantelamiento y clausura de instalaciones nucleares, ENRESA cuenta ya con las primeras experiencias de este tipo, ya que intervino en
las operaciones de este tipo efectuadas en relación con
la antigua fábrica de uranio de Andújar, y actualmente está realizando el desmantelamiento de la central
nuclear Vandellós I.
Finalmente conviene señalar que el ministerio
responsable de la política energética de nuestro país
es el órgano competente en el otorgamiento de permisos y licencias para desarrollar las actividades nucleares y radiactivas en España. Para dar estas licencias el ministerio ha de contar con el informe previo,
vinculante, del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN),
que es el único organismo competente en materia de
Seguridad Nuclear y Protección Radiológica.
¿Cómo afectan las centrales
nucleares al medio ambiente?
193
E
n el marco de las principales preocupaciones medioambientales actuales, las centrales nucleares presentan la particularidad de que su funcionamiento no genera ninguno de los gases a los que se responsabiliza de buena parte de los principales problemas
173
Central nuclear de Cofrentes.
medioambientales de carácter global, como son la lluvia ácida, efecto invernadero, etc.
Las centrales nucleares transforman energía térmica en eléctrica al igual que lo hacen las centrales
térmicas clásicas. La diferencia está en el proceso de
generación de esa energía térmica. En las centrales nucleares la energía térmica se genera por un proceso
de fisión nuclear. En las centrales térmicas clásicas la
energía se genera por la reacción química de combustión del combustible que utilizan, generalmente carbón, gas u otros combustibles fósiles. Por ello, las centrales nucleares no generan CO2, ni SO2, ni NOx, ni
otro tipo de gases de efecto invernadero y de lluvia
ácida.
Otros tipos de impactos ambientales como pueden ser el térmico, el químico proveniente del agua
descargada, el climático producido por las torres de
174
refrigeración, en su caso, o de los embalses de refrigeración, el acústico, el visual o el social son similares al creado por las centrales térmicas convencionales, puesto que están asociados no al proceso de generación del vapor, sino al proceso de generación y
transformación de la energía eléctrica que es similar
en ambos tipos de centrales.
El efecto diferenciador fundamental es el del impacto radiológico que pueden producir en su función
las centrales nucleares, así como los residuos radiactivos que generan. En resumen, las fuentes de generación de impacto radiológico ambiental que son específicas de las centrales nucleares son: los efluentes
gaseosos y líquidos, los residuos sólidos de baja y media actividad y los residuos sólidos de alta actividad.
Todos estos puntos han sido ya tratados en preguntas anteriores de este documento.
Aunque el volumen de residuos generado por
una central nuclear es moderadamente pequeño, su
actividad radiológica determina su incidencia sobre el
entorno. Sin embargo, la industria eléctrica ha sentido preocupación, desde sus orígenes, por los efectos
que pudieran tener sobre las personas y el medio ambiente, por lo que estos residuos generados en la producción de electricidad son tratados convenientemente,
con el fin de reducir su actividad hasta situarla por debajo de los mínimos que establece la legislación vigente.
Así, los residuos gaseosos son filtrados y posteriormente conducidos hasta tanques de retención y
lechos que contienen resinas cambiadoras de iones
para, después de perder su actividad, ser emitidos a
la atmósfera. Los residuos sólidos y líquidos, una vez
que se han extraído de ellos algunos subproductos que
pueden ser aprovechados, son embutidos en matrices
de hormigón que garantizan su estanqueidad, para almacenarlos posteriormente en configuraciones geológicas terrestres de gran estabilidad.
Naturalmente, durante la operación de la central, se efectúa un seguimiento continuo y exhaustivo
de los niveles de radiactividad de los sistemas y componentes, de los niveles de descarga de los efluentes,
de su grado de actividad y de la situación y condiciones
de todos y cada uno de los residuos sólidos generados. Además, el impacto radiológico que los efluentes pudieran producir en el entorno se controla a través de Programas de Vigilancia Radiológica Ambiental (PVRMA). Se informa periódicamente al CSN de los
efluentes descargados y de los resultados de su impacto
radiológico en el exterior para su evaluación y control.
Finalmente, puede afirmarse que desde el punto de vista de la protección del medio ambiente, las
centrales nucleares siempre han estado sujetas a un estricto control reglamentario institucional, difícil de igualar en otras actividades industriales. Dicho marco reglamentario contempla todas y cada una de las fases
que componen el ciclo del combustible, así como la
protección de los trabajadores de la central y el público en general, y posteriormente el desmantelamiento
de la central al final de su vida útil.
Para tener un mayor detalle sobre este tema se
recomienda consultar la publicación de UNESA «La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente-2001».
¿Cuál es la reglamentación
específicamente nuclear
que se aplica en España?
194
E
l criterio básico seguido por la legislación nuclear, tanto en España como en cualquier otro país con aplicaciones de la energía nuclear, es garantizar la seguridad nuclear y la protección radiológica de la población y del personal que opera en toda instalación
nuclear.
Tanto a nivel nacional como internacional, la legislación que regula la utilización de la energía nuclear
está muy desarrollada, ya que desciende hasta los más
mínimos detalles. Al tiempo, es también muy dinámica, puesto que se incorpora de forma automática cualquier innovación que surja en esta materia.
En España, se establecen leyes y reglamentos
específicos de carácter obligatorio para todas las instalaciones nucleares, además de la normativa general
de la reglamentación industrial española.
Las disposiciones legales más importantes establecidas hasta el momento son las siguientes:
– Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre energía
nuclear, modificada y actualizada en diversas
ocasiones.
– Ley 15/1980, de 22 de abril, por la que se crea
el Consejo de Seguridad Nuclear.
– Decreto 1836/1999, de 3 de diciembre, por el
que se aprueba el Reglamento de instalaciones nucleares y radiactivas.
– Real Decreto 2967/1979, de 7 de diciembre,
sobre ordenación de actividades en el ciclo
del combustible nuclear.
– Real Decreto 1157/1982, de 30 de abril, por
el que se aprueba el Estatuto del Consejo de
Seguridad Nuclear.
– Real Decreto 783/2001, de 6 de julio, por el
que se aprueba el Reglamento sobre Protección Sanitaria contra Radiaciones Ionizantes,
el cual sustituye a otros anteriores para adaptar la reglamentación nacional a la de la Unión
Europea.
Asimismo, al ser España miembro de la UE, debe
aplicarse toda la reglamentación que sobre la energía
nuclear establezca la Comunidad Europea.
175
Por último, una práctica común en España es
la aplicación en las instalaciones nucleares y radiactivas de todas las recomendaciones formuladas por los
organismos internacionales a los que pertenece España, como son: el Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), la Agencia de Energía Nuclear de
la OCDE, la Comisión Internacional de Protección Radiológica, etc.
195
¿Cuáles son los principales
organismos internacionales
que formulan recomendaciones
sobre Seguridad Nuclear
y Protección Radiológica?
L
os principales organismos internacionales que formulan recomendaciones en el ámbito de la energía nuclear son: el Organismo Internacional de Energía Atómica, la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, la
Comunidad Europea de Energía Atómica (EURATOM)
que actualmente está integrada en la Unión Europea,
y la Asociación Mundial de Explotadores Nucleares
(WANO).
Además, existen organismos internacionales especializados en el ámbito de la Protección Radiológica. Sus principales objetivos y características son las
siguientes:
– El organismo nuclear intergubernamental
más importante del mundo es el Organismo
Internacional de Energía Atómica (OIEA),
creado por Naciones Unidas en 1956. La sede
del Organismo está en Viena y forman parte
de él 112 Estados, según datos de finales de
1991. Sus cometidos son muy amplios dentro del campo de la energía nuclear y la reglamentación española exige que estas recomendaciones del OIEA –como las de los restantes organismos internacionales de los que
España forma parte– sean de obligado cumplimento en las instalaciones nucleares y radiactivas españolas.
Las misiones principales de este organismo
son: formulación de recomendaciones sobre
seguridad nuclear y protección radiológica;
176
comprobación de que no se emplean en aplicaciones militares aquellos materiales fisionables destinados a usos pacíficos; intercambio de información; asistencia técnica; fomento
de los usos pacíficos de la energía nuclear;
realización de investigaciones, etc.
– La Agencia de Energía Nuclear de la OCDE
(NEA) fue creada en el seno de la Organización de Cooperación y Desarrollo Económico en 1987. Forman parte de ella 19 estados
europeos, además de Canadá, Estados Unidos,
Japón, Australia y Nueva Zelanda; su sede está
en París y actúa como órgano subordinado de
la OCDE. Dentro de la Agencia existen cuatro direcciones técnicas: ciencias y técnicas nucleares; desarrollo tecnológico; seguridad nuclear, protección radiológica y gestión de residuos radiactivos. Al pertenecer España a la
NEA, sus recomendaciones –al igual que ocurre con el OIEA– son de obligado cumplimento en España.
– Por su parte, la industria nuclear, tratando de
maximizar la seguridad y la fiabilidad de las
centrales nucleares, creó en 1989 un organismo internacional –de carácter no estatal–
que se ocupa de reforzar los lazos de cooperación entre los explotadores de centrales
nucleares y de intercambiar datos sobre la experiencia en la explotación. Recibe el nombre de Asociación Mundial de Explotadores
Nucleares (World Association of Nuclear Operators, WANO).
Entre los organismos internacionales que formulan recomendaciones en el campo de la Protección
Radiológica, destaca la Comisión Internacional de Protección Radiológica (ICRP) constituida en 1928 bajo la
denominación de Comisión Internacional para la Protección frente a los Rayos X y el Radio, nombre que
expresa que su cometido se refería a las aplicaciones
médicas de la radiación. Originalmente estaba formada solamente por médicos y biólogos, pero al ampliar
sus cometidos a la protección radiológica de instalaciones nucleares y radiactivas, en 1950, además de cambiar el nombre ha incorporado en su seno a físicos,
químicos, ingenieros, etc.
196
¿Qué es un Plan de Emergencia
de una central nuclear?
O
curren a veces sucesos que son susceptibles de producir daños de gran importancia en una región, tanto a su población como a sus bienes. Unos son debidos a catástrofes naturales y otros son consecuencia
de acciones humanas. Como ejemplos del primer tipo
podríamos citar un huracán, una gran inundación, un
terremoto, etc.; como sucesos ligados a las acciones
humanas, se tienen el incendio en una fábrica de productos químicos, la rotura de una presa, etc.
En los sucesos ligados a la actividad humana deben tomarse todas las medidas posibles para reducir
en lo posible la probabilidad de que se produzca la
catástrofe, teniendo previstas las medidas a adoptar en
caso de originarse el hecho. Aunque siempre ha estado establecida esta clase de medidas desde el principio de la utilización de la energía nuclear en España, en el año 1985 éstas se recogieron en la Ley 2/1985,
de 21 de enero, sobre Protección Civil; y también en
el Real Decreto 407/1992, de 24 de abril, donde se establece la norma básica de protección civil.
Toda esta normativa contempla la emergencia
nuclear en el remoto caso de accidente grave en una
central nuclear. Aunque ya sabemos que durante el diseño, la construcción y la operación de una central nuclear se tienen en cuenta una serie de principios y reglas técnicas, gracias a los cuales se consigue que sea
mínima la probabilidad de que ocurra un fallo en la
central, el concepto de seguridad a ultranza obliga a
considerar que, a pesar de todo, podría ocurrir un accidente grave y que deben tenerse previstas las medidas que habrían de adoptarse para disminuir las consecuencias sobre la población. Este conjunto de medidas recibe el nombre de plan de emergencia nuclear
de la central.
Hay que distinguir entre dos clases de planes:
plan de emergencia interior, concebido para proteger
al personal de la central cuando el accidente queda
confinado dentro de la misma, sin que tenga consecuencias sobre el exterior; y plan de emergencia exterior, que se aplicaría en el caso de un accidente que
tuviera consecuencias en el exterior de la central, por
lo que habrían de tomarse medidas para proteger a la
población del entorno.
La confección del plan de emergencia interior
corresponde a la entidad explotadora de la central, la
cual debe proponerlo para su aprobación al Ministerio de Economía/Consejo de Seguridad Nuclear. En el
caso de que fuera necesario aplicar el plan, su ejecución correspondería, previa comunicación al Consejo
de Seguridad Nuclear, a la entidad explotadora, con
la colaboración que fuera precisa del exterior.
Los planes de emergencia exterior entran dentro de los cometidos de la protección civil. Estos planes han de basarse en el Plan básico de emergencia
nuclear, aprobado por la O.M. del Ministerio del Interior de 29 de marzo de 1989. Esta Orden Ministerial
es un documento en el que se define el contenido y
organización que han de tener los planes de emergencia, así como los cometidos que corresponden en
ellos a las distintas autoridades y organizaciones involucradas (Delegación del Gobierno, Protección Civil, Ayuntamientos, empresa explotadora, etc.). En las
Central nuclear de Trillo.
177
provincias donde hay ubicada una o más centrales
nucleares ha de establecerse, además, un plan provincial de emergencia nuclear, cuya redacción y ejecución caen bajo la competencia del subdelegado del
Gobierno.
197
¿Cómo se informa a la población
sobre una emergencia nuclear?
D
ar una información rápida y objetiva a la población involucrada en una emergencia nuclear es de gran importancia. En los ámbitos local y nacional se enmarcan dentro de los Planes Provinciales de Emergencia,
en los que los destinatarios son las personas que pueden verse afectadas, directa o indirectamente, por un
accidente.
En el ámbito internacional se enmarcan dentro
de las obligaciones contraídas por los estados en Convenios Internacionales, como el de Pronta Notificación
y el de Asistencia Mutua (ambos ratificados por España),
o por requisitos del Tratado EURATOM, en el que los
destinatarios son organismos técnicos (OIEA de Naciones Unidas, la Comisión de la UE, NEA/OCDE, etc.),
que tienen por misión coordinar la ayuda internacional si fuera necesaria.
A nivel local, y referido a los países de la Unión
Europea, la Directiva 89/618/EURATOM (transferida por
Orden Ministerial de 4 de junio de 1993) regula la información que hay que dar sobre las medidas de protección sanitaria y sobre el comportamiento a seguir
en caso de emergencia nuclear. Por lo que a España
respecta, la responsabilidad de proporcionar la información local corresponde al subdelegado del Gobierno
de la provincia, por ser presidente del Centro de Coordinación Operativa (CECOP) y director del Plan de
Emergencia Provincial. La información debe contener
indicaciones precisas sobre:
– La situación radiológica, las características de
las sustancias radiactivas liberadas, la zona geográfica afectada, y la previsible evolución de
la situación de emergencia a la vista de las
condiciones climatológicas reinantes.
– Las consignas de protección, relativas a la circulación en la zona, permanencia en refugio,
recomendaciones alimentarias, profilaxis con
yodo, disposiciones para la evacuación de la
178
población (si fuera necesario), e instrucciones
para los grupos más vulnerables (en particular, niños y mujeres embarazadas).
En el ámbito supranacional se ha establecido un
procedimiento de notificación rápida y objetiva, que
consiste en señalar la gravedad de un suceso mediante
su posición en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares, conocida como Escala INES (de las siglas inglesas International Nuclear Event Scale), que utiliza
como criterios de clasificación el alcance del impacto
radiológico y la degradación de las barreras de la defensa en profundidad.
¿Qué son los reactores
nucleares avanzados?
E
l futuro desarrollo de la energía nuclear pasa indefectiblemente por nuevos desarrollos tecnológicos, entre los que cabe destacar los reactores nucleares avanzados y la fusión.
Los reactores nucleares avanzados, basándose
en los conceptos de las centrales actuales en operación, están desarrollando, por un lado, criterios más
simples y estandarizados para mejorar su funcionamiento y operatividad, y por otro, conseguir unos costes y plazos de construcción menores.
En el grupo de reactores avanzados se encuentran también los reactores pasivos, que incorporan innovaciones relacionadas con sistemas de seguridad basados en circulación natural para refrigeración
y en la gravedad para sistemas de refrigeración de emergencia. Este concepto se caracteriza por su menor complejidad, lo cual facilita su manejo, y porque reduce
aún más el posible error humano.
En el momento actual existen los siguientes conceptos de reactores avanzados, algunos de los cuales
ya se han construido y están en operación, mientras
que otros están en fase de construcción en países del
Pacífico:
– ABWR (Advanced Boiling Water Reactor). Reactor BWR evolutivo diseñado por General
Electric, de 1.350 MWe de potencia.
– System 80+. Reactor PWR evolutivo diseñado
por Combustion Engineering, de 1.350 MWe
de potencia.
198
– AP600. Reactor PWR pasivo diseñado por
Westinghouse, de 600 MWe de potencia.
– SBWR (Simplified Boiling Water Reactor). Reactor BWR pasivo de diseño General Electric
de 600 MWe de potencia.
El sector eléctrico español ha seguido muy de
cerca estos programas desde sus comienzos y, a través de UNESA, en diciembre de 1988, desarrolló un
«Proyecto de Investigación sobre Reactores Avanzados»
con el fin de mantener la tecnología nuclear y preparar el sector español para el futuro, con las siguientes
áreas de actuación.
– Programa de Reactores Avanzados Europeos:
participación en la elaboración del documento
EUR y participación en el REP-2000 francés
(posteriormente integrado en el EPR).
– Programa de Reactores Nucleares Pasivos del
EPRI: certificación de reactores pasivos ante
la Nuclear Regulatory Commission, diseño del
detalle del reactor SBWR de General Electric
y del reactor AP-600 de Westinghouse.
– Programa de Reactores Nucleares Evolutivos
del EPRI: diseño del ABWR.
El programa español, que ha sido continuado
por la asociación para el Desarrollo Tecnológico Nuclear (DTN), ha supuesto un coste de cerca de 7.000
millones de pesetas y ha permitido al sector nuclear
español no sólo colaborar con los programas internacionales más importantes, sino trabajar en áreas de gran
interés para el futuro y para su aplicación en las centrales en funcionamiento.
199
¿Qué es la fusión nuclear?
L
a reacción de fusión nuclear consiste en la interacción
de dos núcleos ligeros –por ejemplo, los isótopos del
hidrógeno Deuterio (D) y Tritio (T)– dando lugar a un
nuevo núcleo –Helio–, un neutrón y una gran cantidad de energía. Este proceso de producción de energía es el que tiene lugar de manera permanente en el
sol y en las estrellas.
Un reactor de fusión ofrece en principio las ventajas de unas condiciones de máxima seguridad (intrínsecamente seguro frente a accidentes graves pues
no se producen reacciones en cadena), mínimo impacto
medioambiental (no se producen gases nocivos ni residuos de larga actividad si se hace una elección apropiada de los materiales) y alta competitividad económica (coste muy reducido del combustible, ya que se
puede extraer del agua del mar).
Conseguir sin embargo reacciones de fusión de
forma controlada en la tierra es muy difícil (por ejemplo, mantener un gas ionizado o plasma confinado a
temperaturas superiores a los 100 millones de grados),
lo cual ha hecho que en los últimos 50 años se haya
realizado un esfuerzo gigantesco de I+D en orden a
producir reacciones de fusión de forma controlada para
la producción de electricidad.
Para reproducir este tipo de proceso en la
Tierra, se están siguiendo dos métodos. El primero,
conocido como «Confinamiento inercial», consiste en
comprimir una pastilla muy pequeña de DeuterioTritio hasta temperaturas y densidades elevadísimas,
concentrando sobre ella intensos haces de energía.
Estos haces son de luz láser o de partículas muy
energéticas.
El segundo método, conocido como «Confinamiento magnético de un plasma» (Tokamaks), consiste en calentar el plasma de Deuterio-Tritio hasta que
se consiguen las condiciones de reacción, por medio
de campos magnéticos muy intensos. Se han dado ya
varios pasos importantes en su desarrollo, habiéndose conseguido últimamente crear y mantener de forma estable plasmas similares a los requeridos en un
reactor comercial de fusión con una producción de hasta 16 MW de potencia (22 MJ de energía). Es más, las
propiedades de los plasmas D-T son lo suficientemente
conocidos como para plantearse de forma realista la
construcción de un reactor experimental de fusión por
confinamiento magnético a nivel internacional conocido con el nombre de ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor).
Sin embargo, las perspectivas de la fusión nuclear se presentan más allá de sus logros científico-técnicos, en el contexto difícil de diversificación energética, abaratamiento de costes y nuevas tecnologías de
generación eléctrica emergentes en la actualidad. No
obstante, sí se puede decir que representan una verdadera alternativa energética para el futuro.
179
200
¿Cuáles son las perspectivas
de la energía nuclear?
A
ctualmente, la política energética de los países de la
Unión Europea, entre ellos España, está basada en los
siguientes criterios:
– Asegurar el abastecimiento energético (que implica diversificación de fuentes de suministro).
– Desarrollar fuentes energéticas competitivas.
– Utilizar energías respetuosas con el medio ambiente.
La Unión Europea está considerando contar con
nuevas centrales nucleares, tanto por lo que respecta
a la seguridad de suministro en la UE, como a la necesidad de cumplimiento del Protocolo de Kioto. En
el Gráfico V.18 puede verse hasta qué punto los países de la UE han apostado por la energía nuclear. Unos
han desechado y otros han apostado fuertemente. España se mantiene en torno a la media europea.
Es evidente que la UE no va a estar a resguardo de posibles crisis, bien de carácter político o ener-
Gráfico V.18
Contribución de la energía nuclear
al abastecimiento eléctrico de la Unión Europea
(Año 1999)
gético, que puedan aparecer en zonas geográficas de
las que proceden porcentajes significativos de su 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 nueva situación de crisis energética como la acaecida en los años setenta.
Por consiguiente, teniendo en cuenta que en España aproximadamente un tercio de la producción eléctrica actual es de origen nuclear, existen razones importantes que justifican la continuidad del funcionamiento de las centrales nucleares:
a) Es necesario disponer de energías seguras,
limpias, fiables y económicas. La economía
de un país no puede admitir una pérdida de
garantía en su suministro energético.
b) El autoabastecimiento de energía primaria
en España se cifra, actualmente, en un 25%,
con lo que el 75% de la energía primaria
consumida es importada del exterior. Habría un incremento de la dependencia exterior si se abandonase la energía nuclear
y parte de ella se sustituyese con las centrales de gas de ciclo combinado y con carbón de importación.
c) Las energías renovables podrían cubrir una
parte del crecimiento de la demanda eléctrica, pero es muy difícil que puedan a medio
plazo sustituir a la generación nuclear. Téngase en cuenta que las centrales nucleares españolas funcionan entre 7.000 y 8.000 horas
anuales, frente a las 2.000 a 3.000 horas que
funcionan normalmente las centrales eólicas
y solares.
Por consiguiente, y como resumen de las anteriores consideraciones, pueden establecerse las siguientes directrices sobre la evolución de la energía
en España:
Fuente: DG TREN (Comisión UE).
180
– El mantenimiento de las centrales nucleares
en operación en condiciones óptimas de seguridad y fiabilidad, lo que incluye explícitamente la ejecución de programas de funcionamiento a largo plazo de las mismas.
– La potenciación de los aspectos relacionados
con la optimización del ciclo de combustible
nuclear.
– La atención a las actividades de investigación
y desarrollo en el campo nuclear, especialmente en lo que se refiere a cuestiones tales
como seguridad nuclear, diseños avanzados
de reactores nucleares y fusión nuclear, a fin
de que este desarrollo constituya la base de
futuros programas nucleares.
Esta situación permite asegurar que la energía
nuclear tiene ante sí un amplio horizonte de desarrollo, primero a través de las centrales nucleares de fisión, y después de fusión. Las centrales nucleares actuales no son más que una primera fase del desarrollo de esta tecnología que ha demostrado sobradamente
su viabilidad.
181
Capítulo
VI
Energías renovables
para la producción
de electricidad
201
¿Qué son las llamadas energías
renovables?
S
on fuentes de energía que utilizan recursos no agotables temporalmente, al menos a escala humana. En general se consideran energías renovables aquellas fuentes de energía que utilizan cualquier recurso natural de
origen no fósil (carbón o hidrocarburos) ni nuclear.
Los países desarrollados comenzaron a impulsar este tipo de energías como consecuencia de la crisis de los hidrocarburos de los años setenta. Esta crisis había causado efectos negativos muy importantes
en sus economías. 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%), la elevación de los precios del petróleo era continua, había
una incidencia muy negativa en sus balanzas de pagos, etc. Los responsables de las políticas energéticas
de estos países centraron su atención, entre otras medidas, en la posibilidad del desarrollo de las energías
renovables, por sus características de fuentes autóctonas, renovables y poco contaminantes. Al mismo
tiempo, se buscó aumentar la eficiencia energética para
permitir un crecimiento del PIB con menor consumo
energético, fomentando la cogeneración, que, aunque
utilizando combustibles convencionales, permite obtener un mayor rendimiento energético global que las
producciones de energía eléctrica y de calor separadamente.
Más recientemente, durante la década de los noventa, el principal argumento para la promoción de
este tipo de energías, renovables y cogeneración, ha
sido el punto de vista medioambiental. El objetivo de
su desarrollo sostenible exigía, entre otras cosas, la limitación de emisiones de gases de efecto invernadero, y por ello el cumplimiento del Protocolo de Kioto
es uno de los motivos que más se esgrimen para el
fomento de estas energías.
Otros motivos que justifican la promoción de este
tipo de energías son de cohesión social y económica,
como 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
el de la industria de bienes de equipo.
Estas energías renovables utilizan como energía
primaria la energía hidráulica (se consideran sólo los
pequeños aprovechamientos), la energía eólica (aprovechamiento del potencial de viento), la energía solar, tanto en usos térmicos (calentamiento de fluidos)
como fotovoltaica (producción de energía eléctrica),
la energía geotérmica, y las energías marinas (olas y
mareas). Junto a estas modalidades, se incluye la biomasa, ya que aunque en su uso se emite CO2, éste ha
sido previamente fijado en el combustible, por lo que
su balance global a este respecto es aproximadamente neutro.
185
De estas energías, son clásicos los aprovechamientos de la energía hidroeléctrica para generación
de electricidad y el uso de la biomasa. Aunque tradicionalmente constituyeron el grueso de la aportación
a nuestro sistema energético de las energías renovables, desde finales de los años ochenta se están desarrollando nuevas tecnologías, como son la energía
eólica, la solar o la utilización de residuos urbanos que
incrementan paulatinamente su participación en el mercado de generación eléctrica.
La energía hidroeléctrica de pequeña potencia
(<10 MW), aunque no se trata verdaderamente de una
nueva tecnología, se suele incluir también en este grupo de tecnologías de generación eléctrica, debido a
que tienen un tratamiento legal y administrativo análogo y al nuevo enfoque tecnológico (automatización)
que se está dando a su aprovechamiento. No sucede
lo mismo con los aprovechamientos hidroeléctricos medianos y grandes (>10 MW) porque se les considera
que tienen un mayor impacto ambiental (grandes embalses).
En definitiva, bajo la denominación de «energías
renovables» se incluyen unas energías cuyo aprovechamiento actual se basa en el desarrollo de nuevas
tecnologías, unas ya en estado comercial y otras a nivel de desarrollo e investigación, que aprovechan recursos renovables poco contaminantes para producir
energía. En general, una parte muy importante de su
aprovechamiento es a través de su conversión en electricidad.
202
¿Por qué se les llama algunas
veces «nuevas» energías
renovables?
L
a terminología habitualmente utilizada para hablar de
este conjunto de fuentes energéticas conduce a ciertos equívocos.
En primer lugar, no resulta muy exacto hablar
de «nuevas» energías, ya que algunas de estas fuentes,
como la biomasa o la energía eólica, han venido siendo aprovechadas por la humanidad con fines energéticos, merced a métodos más o menos rudimentarios,
desde hace cientos o miles de años (molinos de viento, leña, etc.).
186
En segundo lugar, aplicarles el término de «energías renovables» también induce a confusión, ya que
bajo tal denominación sería obligado incluir todos los
tipos de aprovechamientos de la energía hidroeléctrica, que es una de las fuentes energéticas renovables
por excelencia. Sin embargo, es costumbre por razones legales y administrativas incluir solamente entre las
«nuevas energías» a la energía hidroeléctrica aprovechada mediante saltos de pequeña potencia (<10 MW).
En tercer lugar, la noción de «energías alternativas» resulta igualmente confusa, ya que el término podría sugerir implícitamente que se trata de fuentes energéticas que aparecen como una opción, en términos
excluyentes, frente a las energías tradicionales. Por el
contrario, la opinión internacional es que el uso de estas energías renovables debe combinarse racionalmente
con el de las convencionales a fin de contribuir a la
diversificación energética y a la seguridad en el abastecimiento.
En el fondo, lo que hay realmente de «nuevo»
en este campo no es tanto el recurso primario (energía solar, eólica...) que se aprovecha, sino las tecnologías mediante las cuales son actualmente aprovechadas. Por ello, un término más adecuado para englobar a estas fuentes de energía sería el de «nuevas
tecnologías energéticas» para el aprovechamiento de
los recursos renovables.
¿Cuál es la contribución
de las energías renovables en
los países de la Unión Europea?
E
n la actualidad, la contribución de las «nuevas» energías al abastecimiento energético es, aunque ha
aumentado considerablemente en los últimos años, todavía modesta. Su aportación resulta más interesante
si atendemos al papel que juegan en determinados usos
muy concretos o en el suministro de energía en lugares muy determinados, donde presentan ventajas frente a otras alternativas energéticas.
El fomento de las energías renovables y de la
cogeneración ha sido desde hace tiempo uno de los
objetivos centrales de la política energética comunitaria. Ha habido numerosos programas con objeto de aumentar la participación de las energías renovables en
la producción eléctrica (Programa ALTENER) y de po-
203
tenciar y favorecer el desarrollo, demostración e implementación de las nuevas tecnologías (Programas
THERMIE, VALOREN y JOULE).
En 1986 la Unión Europea ya se fijó como objetivo energético el desarrollo de estas fuentes. La publicación en 1996 del Libro Verde de las energías renovables produjo un amplio debate público sobre las
medidas que podrían emprenderse a escala comunitaria y de los estados miembros.
Después, en el año 1997, la Comisión de la UE
publicó el 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 energías 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. Este
objetivo lleva asociado una inversión del orden de los
165.000 millones de euros para todo el periodo.
Durante los años 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 y la introducción de criterios de competencia en el mismo.
En septiembre del año 2001 se aprobó la Directiva 2001/77/CE 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.
Esta 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 importantes 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 (>10 MW)
se considera renovable, pero estas instalaciones continúan estando excluidas en lo referente a incentivos económicos.
– Se prevé el establecimiento de reglas estándar para la financiación de las adaptaciones
técnicas que deban realizarse en la red eléctrica para facilitar el acceso a la misma de estas energías.
– En cuanto a la situación actual y objetivos indicativos por países contiene la información
que figura en la tabla VI.1. 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.
Tabla VI.1
Participación de las energías renovables
en la generación de electricidad en la Unión
Europea en 1997 y previsiones para 2010
Año 1997 (%)
Año 2010 (%)
(sin hidroeléctrica (sin hidroeléctrica
>10 MW)
>10 MW)
Año 1997 (%)
Año 2010 (%)
Austria
Suecia
Portugal
Finlandia
ESPAÑA
Italia
Francia
Dinamarca
Grecia
Alemania
Irlanda
Holanda
Luxemburgo
Reino Unido
Bélgica
72,7
49,1
38,5
24,7
19,9
16,0
15,0
8,7
8,6
4,5
3,6
3,5
2,1
1,7
1,1
78,1
60,0
45,6
35,0
29,4
25,0
21,0
29,0
20,1
12,5
13,2
12,0
5,7
10,0
6,0
10,7
5,1
4,8
10,4
3,6
4,5
2,2
8,7
0,4
2,4
1,1
3,5
2,1
0,9
0,9
21,1
15,7
21,5
21,7
17,5
14,9
8,9
29,0
14,5
10,3
11,7
12,0
5,7
9,3
5,8
Unión Europea
13,9
22,1
3,2
12,5
Fuente: Directiva para la Promoción de las Energías Renovables. Septiembre 2001.
187
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, La Ley 54/97 del Sector
Eléctrico 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.
Finalmente, hay Directrices comunitarias sobre
ayudas estatales a favor del medio ambiente
(2001/C37/03), recogidas en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas del 3-2-2001.
Tabla VI.3
Producción eléctrica y térmica con energías
renovables en España. Año 1998
Producción
Eléctrica
Áreas
MW
Total Eléctrico
Térmica
GWh/año
Ktep
Hidráulica (>10 MW) 16.220,9 30.753,4 (*) 2.644,8
Hidráulica (<10 MW) 1.509,7 5.607,0
482,2
Biomasa
188,8 1.139,1
168,6
R.S.U.
94,1
585,8
247,0
Eólica
834,1 1.437,0
123,6
Solar fotovoltaica
8,7
15,3
1,3
18.856,3 39.537,6
Biomasa
Solar térmica
Geotermia
3.667,5
3.476,2
26,3
3,4
Total Térmico
3.505,9
TOTAL
7.173,4
Fuente: IDAE. Comisión Consultiva de Ahorro y Eficiencia Energética.
(*) Descontando 2.587 GWh consumidos en bombeo.
204
¿Cuál es la contribución
de las energías renovables
en España?
L
a aportación de las energías renovables a nuestro sistema energético ha ido variando a lo largo del tiempo. Antes de la crisis energética de los años setenta,
la utilización de las energías renovables para generación de electricidad se reducía, prácticamente, a la producción hidroeléctrica.
Después de la crisis energética, el fomento de
las energías renovables tiene su punto de partida en
el año 1980, con la promulgación de la Ley 82/80 de
Conservación de la Energía, siguiendo las iniciativas
de eficiencia y diversificación energética propugnadas
por los organismos internacionales, especialmente por
la Agencia Internacional de la Energía.
La aportación de las energías renovables a nuestro sistema es todavía modesta. En el año 1998, las energías renovables contribuyeron con 4,5 millones de TEP
Gráfico VI.1
Contribución de las energías renovables
en España en 1998 (Ktep)
Tabla VI.2
Consumo de energía primaria en España.
Año 1998
Fuente
Ktep
%
Petróleo
Carbón
Nuclear
Gas
Energías Renovables (*)
Saldo Eléctrico
61.670
17.659
15.376
11.816
7.173
292
54,1
15,5
13,5
10,4
6,3
0,2
113.986
100,0
TOTAL
Fuente: Secretaría de Estado de Industria y Energía e IDAE. Metodología A.I.E.
(*) Incluye la electricidad hidroeléctrica > 10 MW.
188
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
al abastecimiento energético de dicho año, lo que supone un 4% del total. En esa cifra no está incluida la
producción hidroeléctrica mediante centrales de más
de 10 MW. Si, por el contrario, añadiéramos este concepto, la contribución de las energías renovables al total alcanzó los 7,2 millones de TEP, lo que supone un
6,3% del consumo energético total. (Ver Tabla VI.2)
Esa producción con energías renovables se distribuye para uso térmico y para la producción de electricidad, tal y como se muestra en la Tabla VI.3 y el
Gráfico VI.1. La biomasa, con el 50,8%, y la energía
hidráulica, con el 43,4%, son las tecnologías cuantitativamente más importantes. Según los usos, el 51,2%
corresponde a producción eléctrica y el resto, 48,8%,
a producción térmica.
Con relación a la contribución por comunidades autónomas al balance nacional de energías del año
1998, en el Gráfico VI.2 se destaca la fuerte participación de Galicia, Castilla y León, Andalucía y Cataluña,
muy activas en hidroelectricidad y biomasa, lo que representa porcentajes también muy importantes de aportación a sus respectivos balances regionales.
Gráfico VI.2
Participación de las CC.AA. al balance
de energías renovables en España. 1998
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
¿Cuáles son los mecanismos
de fomento de energías
renovables en los países de la UE?
205
Y
a sabemos que el objetivo de este tipo de mecanismos es adecuar al mercado de generación el desarrollo de las energías renovables y cogeneración, mediante
una mejora de sus rendimientos y una disminución de
los costes de inversión de cada tecnología, permitiendo
su desarrollo armonioso dentro del sistema eléctrico.
Se pretende, por tanto, conseguir que el precio de la
energía producida por fuentes renovables pueda ajustarse, en un plazo más o menos corto, a los procedimientos de un mercado en competencia, y fomentando estas energías con el menor coste posible para los
usuarios de la electricidad.
Así, en los Estados miembros de la UE operan
actualmente diferentes mecanismos de apoyo, tales
como ayudas a la inversión, reducciones y exenciones de impuestos, o ayudas directas al precio del kWh
generado (primas).
En la Unión Europea existen básicamente dos
esquemas de ayuda directa al precio de las energías
renovables:
1) Sistema de cuotas: el estado miembro decide un nivel adecuado de penetración en la
generación de su sistema eléctrico de energías renovables y los promotores compiten
por la asignación de los incentivos existentes. Es el sistema utilizado en el Reino Unido, Irlanda y los Países Bajos.
Se utilizan, asimismo, dos mecanismos diferentes para esta asignación:
a) 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 la factura de los consumidores mediante un impuesto.
b) 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 ener-
189
gías 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.
2) Sistemas de apoyo fijo: el estado reconoce a
la producción de electricidad generada con
tecnologías renovables una prima por kilovatio-hora, que se añade al precio del mercado de producción. Es el sistema que se utiliza actualmente en Alemania y España.
206
¿Cuáles han sido en España los
mecanismos de fomento
de energías renovables para
la generación de electricidad?
E
l marco legal y económico de las energías renovables
ha ido modificándose en España a lo largo del tiempo. Antes de las crisis energéticas y, por tanto, con anterioridad a la Ley de Conservación de Energía de 1980,
las únicas instalaciones de energía renovable que no
pertenecían a las empresas eléctricas eran algunas centrales hidroeléctricas que vendían su producción a las
mismas en base a contratos privados de compra-venta de energía, que solían tener como referencia los precios de la generación de centrales térmicas convencionales, actualizándose los precios en base a la tarifa media eléctrica.
Con la entrada en vigor de la Ley de Conservación de Energía, en los años ochenta, se creó un marco legal y administrativo que fue la base de las energías renovables que generan electricidad. Esta Ley definió ya los tres ejes sobre los que se ha basado el
fomento de estas energías en España 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 de la zona.
– La obligación de compra de la energía producida (excedentes en el caso de la cogene-
190
ración) por parte del sistema eléctrico a través de la distribuidora.
– El precio estaba definido reglamentariamente.
Posteriormente, el precio de venta de las energías renovables y de las centrales de cogeneración se
relacionaron ligándose 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.
Después, el Real Decreto 2366/94 recogió toda
la normativa dispersa que se había ido desarrollando,
y aunque siguió también utilizando como referencia
diversas tarifas de venta de energía a clientes, introdujo ya un régimen especial, con unos coeficientes de
costes no evitados que reflejaban su aportación a la
política energética y medioambiental del Gobierno. Durante la vigencia de este Real Decreto aumentó de forma significativa la aportación de las energías renovables y de la cogeneración (ver Tabla VI.4). Asimismo,
en la Tabla VI.5. se recoge, por tipos de energía renovable y para la cogeneración, la potencia instalada
a 31 de diciembre de los años 2000 y 2001 y la energía vertida a la red durante los mismos.
Tabla VI.4
Evolución de la producción del Régimen Especial
(1989-2001)
Año
Producción de Régimen
Especial (GWh)
∆ %Régimen Especial
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
1.043
1.630
3.139
4.014
5.697
9.199
9.596
13.659
16.091
19.781
24.986
37.257
42.089
—
56
93
28
42
44
17
42
18
23
23
49
13
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Incluye producción procedente de instalaciones minihidráulicas, eólicas, biomasa, fotovoltaica, residuos y cogeneración.
Tabla VI.5
Instalaciones en Régimen Especial.
Años 2000 y 2001
Potencia instalada
a 31-XII (MW)
2000
2001
Excedentes vertidos
a la red (GWh)
2000
2001
Cogeneración
5.059
5.417
16.986
17.766
Energías renovables:
Solar
Eólica
Hidráulica <10 MW
Biomasa y otras
Residuos
1
2.060
1.388
114
322
1
3.350
1.454
274
332
1
3.909
4.544
253
1.422
1
4.543
7.013
713
1.335
TOTAL NACIONAL
8.944
10.827
27.115
31.371
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Finalmente, la Ley del Sector Eléctrico de noviembre de 1997 cambia el sistema de remuneración
de las instalaciones en Régimen Especial (energía renovable y cogeneración), sustituyendo las fórmulas de
remuneración basadas en tarifas por el régimen retribuido general, que adicionalmente se complementará con una prima por kWh generado.
Con la creación por esta Ley del Mercado de
Producción, 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 las instalaciones de generación. Sin
embargo, 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, en general, obligación de presentar estas ofertas. Esto es, la energía procedente de estas instalaciones
se despacha de forma prioritaria con respecto al resto de instalaciones, lo cual supone una ventaja operativa muy clara en un mercado de generación liberalizado y competitivo.
Tabla VI.6
Primas a la producción eléctrica en Régimen Especial. Año 2002
Tipo de instalación
a) Cogeneración y calores residuales
b) Renovables no consumibles y biomasa
1. Solar fotovoltaico
2. Eólica
3. Geotérmica y otras
4. Hidroeléctricas
5. Hidroeléctrica
6. Biomasa primaria (vegetal de ciclo anual)
7. Residuos de biomasa
8. Grupos 6 y 7 con combustible de apoyo entre el 10 y 50% (en energía
primaria)
9. Centrales mixtas
c) Residuos
1. Residuos urbanos
Intervalo
de potencia
(MW)
Prima (cent €/kWh)
Precio total
alternativo
(cent €/kWh)
≤10
10-25
0,00
3,08-1,54
≤0,005
resto
<50
<50
<10
10-50
<50
<50
<50
39,60
21,60
6,28
6,38
6,38
—
6,17
5,96
<50
36,00
18,00
2,89
3,00
3,00
3,00-0,00
2,79
2,58
Sin prima la energía correspondiente a
combustible no renovable
Proporcional a la potencia de cada tipo
<10
2,15
—
—
—
Renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa y residuos agrícolas, ganaderos o de servicio de más de 50 MW: 0,58 cent €/kWh.
Fuente: Boletín Oficial del Estado. Diciembre 2001.
Notas: Todas las primas son de duración limitada 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 18,0 cent €/kWh cuando la potencia de instalación supere los 5 kW y la potencia total instalada en España supere los 50 MW.
Para las instalaciones tipos b) 1. a b) 7. (excepto b).5.) existe la posibilidad de aplicar un precio total alternativo en lugar de precio de mercado más la prima.
191
Además, la remuneración de las instalaciones en
Régimen Ordinario y en Régimen Especial se diferencia en que estas últimas percibirán, además del precio fijado por el Mercado de Producción, una prima
cuyo importe se fija reglamentariamente con la actualización de las tarifas eléctricas. (Ver Tabla VI.6 que
recoge las primas fijadas en el R.D. 1483/2001 de 27
de diciembre, por el que se establece la tarifa del año
2002.)
El establecimiento de estas estrategias regulatorias
(primas, subastas, certificados verdes, etc.) que incentiven las instalaciones de energías renovables y cogeneración, deberían de compatibilizar los principios
de su fomento con objetivos de eficiencia y reducción
de costes, principios que deben regir en toda planificación energética.
207
¿Cómo inciden las nuevas
energías sobre el medio
ambiente?
A
un cuando existe el convencimiento entre amplias capas de la población de que las llamadas nuevas energías son totalmente limpias, lo cierto es que producen
determinados efectos sobre el medio ambiente.
Tal es el caso de la energía solar. En efecto, se
considera, con frecuencia, que el aprovechamiento de
la energía solar es una actividad energética con muy
escasa incidencia sobre el medio ambiente. Sin embargo, esto no es exacto si se tienen en cuenta las grandes extensiones de terreno que son precisas para que
esta forma de energía pueda ser aprovechada, y el elevado consumo energético que conlleva la fabricación
de los paneles solares.
Se calcula que actualmente son necesarios alrededor de 10.000 m2 de terreno –aunque ello varía
según el tipo de instalación solar del que se trate– para
obtener 1 MW de potencia (frente a los 630 m2 que
exige 1 MW nuclear o los 2.400 m2 que puede implicar 1 MW térmico de carbón).
Por el contrario, en el ámbito de las aplicaciones de la energía solar a pequeña potencia –calefacción y acondicionamiento de inmuebles, hornos solares, pequeñas estaciones de bombeo de agua, etc.– el
192
impacto ambiental es prácticamente nulo por la escasa superficie requerida o por la utilización de superficies no aprovechables para otros usos (cubiertas, fachadas, etc.).
Por su parte, la energía eólica tiene, además de
disponer de grandes superficies, los siguientes impactos
medioambientales:
a) Visuales. La repetida presencia de aerogeneradores en las crestas de las sierras puede inducir a un cierto rechazo. La instalación
en el futuro de máquinas grandes, y más
separadas entre sí, la utilización de colores
adecuados, una cuidadosa distribución de los
aerogeneradores y una correcta ejecución de
las vías de acceso alivia este impacto.
b) Los parques eólicos y las líneas eléctricas de
conexión y evacuación pueden ser un obstáculo en el desplazamiento de las aves.
Se producen colisiones con relativa frecuencia, por lo que la elección del emplazamiento es un hecho básico para evitar estos accidentes.
c) La construcción de los parques supone actuaciones que erosionan el entorno. Es preciso cuidar la selección del emplazamiento
y los modos de construcción y mantenimiento
de las vías de acceso.
d) El efecto sonoro. Un aerogenerador produce
un ruido similar al de cualquier otro equivalente de la misma potencia. Su situación
al aire libre, y generalmente alejados de las
poblaciones, hace que este impacto no sea
de gran significación.
A su vez, la energía geotérmica libera, junto con
el vapor utilizable en un ciclo térmico, cantidades sustanciales de contaminantes tales como CO2, H2S, mercurio, amoniaco y radón. Otra cuestión que hay que
tener en cuenta es el bajo rendimiento térmico que
se obtiene al aprovechar esta energía, dada la reducida calidad del vapor, por lo cual la cantidad de calor que hay que disipar en el medio es superior, a igualdad de potencia, a la de una central termoeléctrica
convencional.
Para mayor detalle consultar la publicación de
UNESA «La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente2001».
208
¿Qué es el Plan de Fomento
de Energías Renovables
de España?
L
a Ley 54/1997 del Sector Eléctrico recoge en una Disposición Transitoria el mandato de que la Administración estableciera un Plan de Fomento para las Energías Renovables (PFER), que definiera el objetivo de
alcanzar un mínimo del 12% de la aportación de los
mismos al consumo de energía primaria en España en
el año horizonte de 2010. Este objetivo sería coherente
con la recomendación propuesta por la UE en su «Libro Blanco de las Energías Renovables».
Aunque la planificación de los medios de generación debe tener carácter indicativo, ya que la citada Ley del Sector Eléctrico promueve un movimiento
de liberación creciente hacia el Mercado Único de la
Electricidad en la UE, el apoyo a dichas fuentes es necesario dada su contribución a los principales objetivos de la política energética nacional: la diversificación de las fuentes primarias para garantizar la seguridad del suministro, el carácter autóctono y el respeto
Gráfico VI.3
Contribución de la energías renovables
en España en el año 2010 (16.639 ktep)
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
al medio ambiente, y adicionalmente incidir de forma
positiva en una política industrial para España.
El objetivo propuesto en el PFER de alcanzar el
12% en el consumo energético en el año 2010 supone prácticamente, en términos relativos, la participación en 1998 de las energías renovables en España
–6,2% corregido para el año medio al 12,3%– y en términos absolutos significa generar recursos suficientes
para multiplicar por 2,3 la aportación actual de 7,1 Mtep
en 1998 a 16,6 Mtep en 2010.
Centrándonos en el escenario base del PFER, que
se adjunta en la Tabla VI.7, se tiene que en el periodo
1998-2010 debe incrementarse la aportación de estas
energías en 9.525 Ktep/año, con un reparto de áreas
renovables muy distintas al actual, tal como puede observarse en el Gráfico VI.3. Las principales consideraciones son las siguientes:
– Hay un importante incremento en la participación de la biomasa, lo que representa un
esfuerzo extraordinario en su desarrollo e implementación, principalmente como materia
energética para la producción de electricidad.
Esta propuesta se basa en gran medida en el
desarrollo de los cultivos energéticos en grandes zonas geográficas de nuestro país.
– La tecnología hidráulica es una tecnología muy
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, lo que ha repercutido muy provechosamente sobre todo en las pequeñas
centrales (<10 MW). Sin embargo, en términos relativos, debido al proceso de crecimiento
de los medianos y grandes aprovechamientos, disminuye su participación.
– Extraordinario crecimiento de la energía eólica participando en la nueva estructura con
el 11,2%, basado en el desarrollo espectacular que ha tenido esta tecnología en los últimos años. Conviene señalar, además, que en
193
Tabla VI.7
Situación actual y objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el año 2010
Objetivos de
incremento
1999-2020
Situación en 1998 (año medio*)
Área Tecnológica
Potencia
(MW)
Producción de
electricidad
(GWh)
Producción en
términos de
Energía Primaria
(Ktep)
Producción en
términos de
Energía Primaria
(Ktep)
Situación Objetivo para el año 2010
Potencia
(MW)
Producción de
electricidad
(GWh)
Producción en
términos de
Energía Primaria
(Ktep)
Generación de electricidad
Minihidráulica (Potencia <10 MW)
Hidráulica (Pot. entre 10 y 50 MW)
Hidráulica (Potencia >50 MW)
Eólica (1)
Biomasa (1) (2)
Biogás (2)
Solar Fotovoltaica
Solar Termoeléctrica
Residuos Sólidos
1.510
2.801
13.420
834
189
—
8
—
94
4.680
5.603
24.826
2.002
1.139
—
15
—
586
402
482
2.135
172
169
—
1
—
247
192
60
—
1.680
5.100
150
17
180
436
2.230
3.151
13.420
8.974
1.897
78
144
200
262
6.912
6.303
24.826
21.538
13.949
546
218
459
1.846
594
542
2.135
1.852
5.269
150
19
180
683
Total áreas eléctricas
18.856
38.851
30.355
76.596
11.424
3.608
7.816
Usos térmicos
Biomasa (1)
Solar Térmica de Baja Temperatura
Geotermia
Biocarburantes (Bioetanol)
3.476
26
3
900
309
Total usos térmicos
3.506
1.709
5.215
Total energías renovables
7.114
9.525
16.639
Consumo Energía Primaria (Ktep)
(Escenario Ahorro Base en 2010)
500
113.986
Energías Renovables/
Energía Primaria (%)
6,2
4.376
336
3
500
134.971
12,3
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. (MINER e IDAE). 1999.
(1) Las potencias previstas para estas tecnologías han sido revisadas posteriormente al alza en la “Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011” aprobado por el Gobierno en octubre 2002.
(2) En 1998 el biogás está incluido en la biomasa eléctrica.
(*) Para la energía hidráulica, eólica y fotovoltaica, se incluye en 1998 la producción correspondiente a un año medio y no el dato real producido en 1998.
el documento «Planificación de los sectores de
electricidad y gas. Desarrollo de las redes de
transporte 2002-2011», aprobado por el Gobierno en 2002, la potencia prevista es mayor en unos 3.000 MW.
– Apuesta definitiva por un sector maduro y de
alto potencial como es el solar de baja temperatura, basándose en una previsión de bajada en los costes de los paneles. Se prevé
un crecimiento de 4.500.000 m2.
– Crecimientos importantes, que están todavía
en fase experimental, como consecuencia del
impulso en I+D que se espera gracias al PFER:
• La biomasa en nuevos segmentos del mercado doméstico.
194
• La obtención de biogás ha experimentado
un continuo crecimiento con diversificación
de los mercados. Se espera que alcance los
150 Ktep/año en el año horizonte de 2010.
• Los biocarburantes, en una posición incipiente apoyada en experiencias de demostración, presentan un horizonte de alta
potencialidad, esperándose que participen
en un 3% en el año horizonte 2010.
• Y, por último, la valorización energética de
residuos sólidos urbanos, que tiene un mercado difícil aunque potencialmente amplio.
En definitiva, el reparto de pesos se desplaza
hacia las tecnologías eléctricas (desde el 50,6% en 1998
al 68,6% en 2010) que presentan mercados más segu-
Tabla VI.8
Producción de las energías renovables
en términos de energía primaria (Ktep)
Producción de electricidad
Usos térmicos
Total Energías Renovables
Consumo Energía Primaria
% Energías Renovables/
Energía Primaria
Situación 1998
(año medio)
Situación Objetivo
en el año 2010
3.608 (51%)
3.506 (49%)
7.114 (100%)
113.986
11.424 (69%)
5.215 (31%)
16.639 (100%)
134.971
6,2%
12,3%
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
ros y estables, frente a las tecnologías térmicas con recursos en un mercado con un mayor nivel de riesgo.
(Ver Tabla VI.8)
La consecución de todos los objetivos no será
tarea fácil y dependerá de muchos factores, entre ellos
cómo evolucionen tecnológicamente algunas de estas
energías. Existen también otras 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 determinados lugares.
Por otra parte, el grado de desarrollo de las diversas fuentes de energía renovables es, desde el punto de vista tecnológico, muy disperso. Actualmente coexisten tecnologías que han alcanzado unos niveles de
madurez muy altos, como la minihidráulica, otras con
desarrollos tecnológicos muy importantes pero relativamente recientes, como la energía eólica, y otras que
no han alcanzado aún el grado de madurez necesario
para alcanzar una presencia significativa en el mercado, como es el caso de la energía solar fotovoltaica,
la producción de energía eléctrica con sistemas térmicos
de concentración solar o determinadas aplicaciones de
la biomasa. Todavía es necesario, por tanto, avanzar
en el ámbito de innovación tecnológica teniendo como
objetivo prioritario la mejora en la rentabilidad y eficiencia de los sistemas, la reducción de los costes de
explotación de los mismos y el desarrollo de instrumentos que favorezcan la integración de todas y cada
una de las energías renovables en la estructura energética existente.
Otra variable importante en la consecución de
los objetivos propuestos sería la agilidad que se tenga en el acceso a las principales líneas públicas de subvención y financiación de actividades de innovación
tecnológica, susceptibles de ser origen de fondos para
el sector de las energías renovables. Actualmente corresponden a las siguientes fuentes:
– Programa de Energía del V Programa Marco
de la Comisión Europea.
– Iniciativa ATYCA, Programa de Investigación
y Desarrollo Energético del Ministerio de Industria y Energía.
– Programa Sectorial de Investigación y Desarrollo Agrario y Alimentario del Ministerio de
Agricultura, Pesca y Alimentación.
– Financiación CDTI, para proyectos de I+D.
– Líneas Genéricas de Apoyo a I+D de las comunidades autónomas.
– Área Sectorial de Energía, del Plan Nacional
de Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico, actualmente en fase de elaboración
por la Oficina de Ciencia y Tecnología de Presidencia del Gobierno.
Dada la importancia que para la ejecución del
Plan tienen las actividades de innovación tecnológica,
y con el fin de reforzar este tipo de actuaciones y de
apoyar las iniciativas que puedan incidir de una forma más directa en el cumplimiento de los objetivos
establecidos, se prevé la creación de una línea específica de subvenciones denominada «Programa de Innovación Tecnológica de Energías Renovables».
Como dato de referencia se tiene que la media anual de apoyos públicos a actividades de innovación tecnológica de estas energías se ha situado en
los últimos años en unos 18 millones de euros. Naturalmente, será necesario un incremento significativo de
esta cifra para los años del periodo contemplado, si
es que se quieren conseguir los objetivos propuestos.
Respecto a las energías renovables para la producción de electricidad, se recoge, en la Tabla VI.9,
un resumen de los objetivos propuestos, así como el
desarrollo parcial hasta el año 2006. Puede observarse lo ambicioso del PFER, en algunas áreas tecnológicas, destacando el caso de la biomasa, con más de
1.700 MW a desarrollar en los próximos diez años.
Asimismo, las inversiones contempladas en el
Plan para el desarrollo de estas energías hasta el año
195
Tabla VI.9
Objetivos de generación eléctrica del Plan
de Fomento de Energías Renovables en España
Minihidráulica <10 MW
Hidráulica 10-50 MW
Eólica (1)
Biomasa
Biogás
Solar térmico-eléctrica
Solar fotovoltaica
Residuos sólidos
TOTAL
Objetivos hasta 2010
Objetivos parciales hasta 2006
Potencia
(MW)
Energía
(GWh)
Avance
(%)
Inversiones hasta
2006 (millones
de euros)
720
350
8.140
1.708
78
200
135
168
2.232
700
19.536
12.810
546
459
203
1.037
61
60
59
48
44
49
45
60
594
140
4.548
1.550
70
331
465
442
11.499
37.745
55
8.140
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
(1) Las potencias previstas para estas tecnologías han sido revisadas posteriormente al alza en la
«Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 20022011» aprobado por el Gobierno en octubre de 2002.
2006, son cuantiosas y suponen globalmente más de
8.100 millones de euros.
La consecución de estos objetivos en el área de
generación eléctrica depende prácticamente de los mismos factores descritos para los objetivos generales, aunque este tipo de energía tiene unas ventajas más concretas a través de su consideración de instalaciones
de Régimen Especial, en el marco legal existente
actualmente.
209
¿Cuál es la contribución
de las centrales pequeñas
hidroeléctricas al sistema
eléctrico español?
A
unque las cuestiones y datos fundamentales relativos
a las minicentrales hidroeléctricas ya han sido expuestos
en el Capítulo III de la presente publicación, dedicado a la energía hidroeléctrica, cabe recordar aquí
algunas consideraciones complementarias, para completar el panorama de las nuevas energías renovables
en España.
Ya se sabe que estas instalaciones han experimentado un gran desarrollo en España en los últimos
años, recuperando parte del importante papel jugado
por ellos hace varias décadas. De hecho, su potencia
en servicio ha aumentado considerablemente a lo lar-
196
go del último decenio, alcanzando en 1999 las centrales de pequeña potencia (<10 MW) 889 MW, distribuida en unos 70 saltos instalados a lo largo de nuestro país. Este parque genera unos 2.700 GWh en un
año con hidraulicidad media. Su aportación supuso,
aproximadamente, el 30% de la contribución total de
las energías renovables (sin hidráulicas >10 MW) al balance energético español de 1999.
La tecnología hidráulica es una tecnología muy
madura hoy en día. Así, 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.
Además, el marco legislativo y normativo sobre
el acceso a la red eléctrica ha permitido una integración de todo tipo de potencias y niveles de explotación, aumentando la eficiencia de los aprovechamientos
en explotación.
Respecto al desarrollo futuro en nuestro país,
el Plan de Fomento de Energías Renovables evalúa el
incremento de la potencia de estas instalaciones para
el periodo 1999-2010, en 720 MW, con un aumento de
la producción de unos 2.300 GWh. Para instalaciones
mayores de potencias comprendidas entre 10 MW y
50 MW, la provisión de incremento de potencia contenida en el PFER es de 350 MW, con una producción
aproximada de 700 GWh/año. La distribución de esta
potencia por comunidades autónomas se recoge en la
Tabla VI.10.
El desarrollo de esta tecnología está orientada
hacia el uso de nuevos materiales, la estandarización
aún mayor de los equipos de control y la utilización
de microturbinas que permitan aprovechar saltos de
pequeña entidad.
El problema que en la actualidad más limita el
desarrollo de estas obras hidráulicas es el medioambiental. La consideración de las minicentrales como instalaciones que provocan un importante impacto ambiental es un concepto bastante arraigado, incluidos
responsables de las administraciones públicas. Los caudales ecológicos constituyen el aspecto medioambiental
más debatido, siendo fundamental que pudiera alcanzarse un compromiso social capaz de compatibilizar el concepto río como valor medioambiental y como
recurso energético.
Tabla VI.10
Objetivos del Plan de Minicentrales
por comunidades autónomas (1999-2010)
≤ 10 MW
Comunidad
Autónoma
Andalucía
50
Aragón
69
Asturias
52
Baleares
0
Canarias
2
Cantabria
9
Castilla y León
229
Castilla-La Mancha 54
Cataluña
63
Extremadura
49
Galicia
45
Madrid
2
Murcia
4
Navarra
57
País Vasco
9
Rioja, La
13
Valencia
13
TOTAL
10-50 MW
En
Potencia construcción Producción
(MW)
(MW) *
(GWh/año)
720
Potencia
(MW)
Producción
(GWh/año)
155
214
161
0
6
28
710
167
195
152
139
6
12
177
28
40
40
84
21
0
0
0
0
84
56
21
14
14
0
0
11
0
10
35
168
42
0
0
0
0
168
112
42
28
28
0
0
22
0
20
70
314 (192) 2.232
350
700
12 (5)
20 (13)
40 (21)
—
1 (3)
13 (9)
8 (6)
86 (55)
26 (21)
6 (2)
64 (25)
2 (4)
2 (1)
18 (12)
7 (10)
3 (1)
5 (1)
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.
(*) Entre paréntesis, el número de aprovechamientos.
Para facilitar el desarrollo de este tipo de centrales, el PFER propone una serie de medidas como
son: una normalización de los procedimientos de autorizaciones y concesiones; una armonización de los
requisitos de impacto medioambiental; incentivos fiscales a la inversión; y la creación de instrumentos y
líneas de financiación flexibles para una mejor adaptación a cada caso en particular.
Finalmente, conviene recordar aquí que 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 que se generen en el desarrollo de este tipo de centrales hidroeléctricas.
¿Qué es la energía solar?
210
E
l sol es una esfera gaseosa, formada fundamentalmente
por helio, hidrógeno y carbono. Su masa es del orden
de 330.000 veces la de la Tierra. Se estima que su edad
es de unos 6.000 millones de años y su probable duración de vida, de similar magnitud. A escala huma-
Gráfico VI.4
Interacción de la radiación solar con la atmósfera
Fuente: UNESA.
197
na, su radiación puede considerarse como prácticamente inagotable.
En el seno del sol se producen continuas reacciones nucleares de fusión en las que el hidrógeno se
transforma en helio, liberándose en esta reacción nuclear la correspondiente cantidad de energía. Por tanto, el sol se comporta como un reactor nuclear que
«quema» masa y la convierte en energía de acuerdo con
la fórmula E = mc2.Una parte de ella se recoge en la
cara iluminada de la Tierra, a la cual llega en forma
de radiación.
La radiación solar es casi fija en el exterior de
la atmósfera terrestre. Se llama Constante Solar y vale
I = 1.353 W/m2. Toda esta energía no llega a la superficie terrestre, ya que al atravesar la atmósfera pierde intensidad, debido a la absorción, difusión y reflexión por acción de los gases, vapor de agua y partículas en suspensión que tiene nuestra capa atmosférica.
(Véanse Gráficos VI.4 y VI.5)
Gráfico VI.5
Filtraje de la radiación solar en W/m2
y en porcentaje
Por tanto, la radiación global que recibe la
Tierra del sol se divide en:
– Radiación directa, que es la que atraviesa la
atmósfera sin sufrir cambio alguno la dirección.
– Radiación dispersa o difusa, que es la recibida después de los fenómenos de reflexión y
difusión.
La energía solar que finalmente llega a la Tierra
en forma de radiaciones es enorme, aunque su densidad media a lo largo del año es baja: un promedio de
unos 100 vatios/m2 en la zona norte de Europa, y de
unos 200 vatios/m2 en el sur de nuestro continente.
Por tanto, este recurso energético en España es
importante. A título únicamente anecdótico, podría decirse que la energía eléctrica total consumida en un
año en nuestro país equivaldría a la energía solar que
se recibe en un área de 2.000 Km2. Sin embargo, el
carácter aleatorio y muy difuso de esta energía tiene
numerosas limitaciones a la hora de su aprovechamiento.
En el Gráfico VI.6 adjunto se refleja un mapa
de nuestro país con las líneas isoenergéticas solares,
en donde se pueden apreciar los diferentes valores registrados de unas regiones a otras.
Gráfico VI.6
Mapa de líneas isoenergéticas solares
(kWh anuales por m2 de superficie)
Fuente: UNESA.
198
Fuente: UNESA.
211
• Un aislante térmico y una caja protectora
para adaptarse al resto de la instalación.
¿Cómo se utiliza
la energía solar?
– Sistemas de utilización de energía solar a media temperatura, que se emplean en aquellas
aplicaciones que requieren temperaturas de
entre 100 °C y 300 °C para calefacción, procesos industriales, suministro de vapor, etc. Se
hace con los llamados colectores de concentración.
– Sistemas de utilización de energía solar a alta
temperatura, que se aplican, entre otros usos,
en climatización, producción de vapor para
uso directo y producción de energía eléctrica en centrales termosolares -alternativa que
requiere temperaturas superiores a los 250 °C
–300 °C–. En este caso, los requisitos de concentración de la radiación solar son superiores a los que se obtienen con los procedimientos de media temperatura. Estos sistemas
permiten conseguir temperaturas superiores
incluso a los 2.000 °C.
A
ctualmente existen, principalmente, dos vías de aprovechamiento de la energía solar: la energía solar térmica y la vía fotovoltaica.
a) Energía solar térmica.
El aprovechamiento de la energía solar térmica consiste en utilizar la radiación del sol para calentar un fluido que, a su vez, y en función de su temperatura, se emplea para producir agua caliente, vapor o energía eléctrica. Tiene así lugar una absorción
de energía solar y su transformación en calor.
Los sistemas de aprovechamiento de la energía
solar por vía térmica se suelen dividir en tres grupos:
– Sistemas de utilización de energía solar a baja
temperatura, en los que el calentamiento del
agua se produce por debajo de su punto de
ebullición, es decir de 100 °C. La mayor parte de los equipos basados en esta tecnología
se aplica a la producción de agua caliente sanitaria y a climatización.
Para estas temperaturas se utilizan como equipos de captación los llamados colectores planos solares, que son instalaciones muy sencillas que se sitúan en los tejados de los edificios o en lugares despejados, de forma que
puedan recibir las radiaciones solares directamente y transmitirlas en forma de calor a
un fluido.
Estos paneles constan, fundamentalmente, de
los siguientes elementos:
• Una superficie captadora de la radiación solar, que está constituida normalmente por
un material metálico de color negro (para
temperatura <50 °C pueden utilizarse plásticos). Los objetivos 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.
• Un circuito por donde circula el fluido capaz de transferir el calor captado. Suele ser
agua o aire.
• Una cubierta transparente.
b) Energía solar fotovoltaica
El aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica se realiza a través de la transformación directa de la energía solar en energía eléctrica merced al
llamado efecto fotovoltaico. Esta transformación se lleva a cabo mediante «células solares», que están fabricadas con materiales semiconductores –por ejemplo,
silicio– que generan electricidad cuando incide sobre
ellos la radiación solar.
¿Cuál es el desarrollo actual
del aprovechamiento
de la energía solar térmica?
212
E
l carácter aleatorio y muy difuso de la energía procedente del sol, el nivel de desarrollo de la tecnología
y el coste actual de las instalaciones necesarias para
su utilización imponen importantes limitaciones a su
extensión. Sin embargo, se considera que, por razones medioambientales y de ahorro energético, así como
por su carácter autóctono, es importante fomentar la
utilización de esta energía.
199
En general, el mercado de estas tecnologías ha
pasado por diversos ciclos, pero no ha alcanzado el
nivel de desarrollo deseado en nuestro país, aunque
sí ha conseguido una cierta madurez industrial y comercial, con diversidad de aplicaciones. El mercado
existente se caracteriza por la producción en masa, mejorar las prestaciones o posibilitar el desarrollo de nuevas aplicaciones.
Las instalaciones de aprovechamiento de energía solar a baja temperatura ofrecen actualmente interesantes posibilidades para determinadas utilizaciones del sector residual, tales como los sistemas de calefacción y agua caliente. El objetivo de la tecnología
actual se centra, principalmente, en aumentar el rendimiento del proceso de conversión fototérmica y abaratar el coste de los equipos, con el objeto de que sea
cada vez más atrayente su instalación. Estos sistemas
se combinan generalmente con una aportación energética complementaria de origen convencional, de cara
a obtener un óptimo en el porcentaje de aportación
solar, ya que la pretensión de conseguir toda la energía que se precisa únicamente mediante origen solar
en todas las épocas del año es poco realista y exigiría un tipo de instalaciones que tendría un coste excesivamente elevado. (Ver Gráfico VI.7 y foto inferior)
Por lo que se refiere a sus aplicaciones en los
sectores industrial y comercial, se utilizan sistemas de
aprovechamiento de energía solar a baja, media y alta
temperatura para suministro de calor a procesos industriales, secado de materiales, calefacción de gran-
Edificio dotado con placas solares.
200
Gráfico VI.7
Esquema de funcionamiento de energía solar para agua
caliente y calefacción
Fuente: UNESA.
des edificios, calentamiento de agua de piscinas, producción de agua caliente, etc.
Según el Plan de Fomento de Energías Renovables español, la superficie total instalada en España
de colectores solares era de unos 340.000 m2 a finales de 1998 (el ritmo anual de crecimiento es pequeño, de unos 10.000 m2/año). La mayor parte de la misma se encontraba en Andalucía, Baleares y Canarias.
Su producción energética fue en dicho año de unas
26.000 toneladas equivalentes de petróleo. Además, según este Plan, el objetivo previsto para el año 2010
es disponer de unos 4,8 millones de m2 en colectores
solares que supondrán un ahorro de unas 330.000
tep/año. Para conseguir este objetivo el PFER propone una serie de incentivos económicos como son: adecuación de fórmulas financieras específicas; subvención de intereses; normativas de integración en edificios; promoción en ayuntamientos; homologaciones de
equipos y empresas fabricantes, etc.
Por otra parte, los sistemas de colectores en la
Unión Europea para el aprovechamiento de energía solar a baja temperatura –fundamentalmente para calefacción, suministro de agua caliente, etc.– suponían una
superficie total de unos 6,5 millones de m2 en 1995.
Estos sistemas ahorran unas 260.000 tep/año. Algunas
de las instalaciones europeas de colectores solares más
significativas son para sistemas de calefacción de grandes edificios, como hospitales, polideportivos, etc., y
están situados, principalmente, en Francia, Alemania
e Italia.
213
¿Qué es una central termosolar?
U
na central termosolar es una instalación que permite
el aprovechamiento de la energía del sol para la producción de electricidad. Tiene un ciclo térmico semejante al de las centrales termoeléctricas convencionales: la energía calorífica que se produce en un determinado foco es transformada en energía mecánica
mediante una turbina y, posteriormente, en energía eléctrica mediante un alternador.
La única diferencia es que, mientras que en las
centrales termoeléctricas convencionales el foco calorífico se consigue por medio de la combustión de una
fuente fósil de energía (carbón, gas, fuelóleo); en las
solares, el foco calorífico se obtiene mediante la acción de la radiación solar que incide sobre un fluido.
Hay diversos esquemas de centrales termosolares. Entre los tipos desarrollados de mayor interés,
cabe mencionar, especialmente, las centrales de tipo
torre central y las de colectores distribuidos. (Véase Gráfico VI.8)
Las centrales de tipo de torre central, disponen de
un conjunto de heliostatos (espejos) direccionales de
grandes dimensiones, que concentran la radiación solar en un punto: la caldera, y el calor es transferido a
un fluido (agua u otro fluido) que circula por la misma. La caldera está situada en una torre de gran altura.
Las centrales de colectores distribuidos están formadas, en esencia, por un conjunto de espejos cilíndrico-parabólicos que concentran la radiación sobre su
eje focal. Dicho eje se encuentra recorrido por un tubo
colector por el que circula un fluido térmico –generalmente aceite mineral– que, a su paso por cada colector, aumenta gradualmente de temperatura hasta alcanzar la necesaria para producir vapor por medio de
una serie de intercambiadores de calor. El vapor que
de esta forma se genera acciona un grupo turboalternador convencional para producir energía eléctrica. (Ver
esquema en el Gráfico VI.8)
El desarrollo de este tipo de centrales se enfrenta
para conseguir un mayor desarrollo a varias limitaciones:
Gráfico VI.8
Esquema de una central solar de colectores distribuidos
Plataforma solar de Almería.
Fuente: UNESA.
201
económicas, por la necesidad de competir con otras
centrales siendo sus costes actuales excesivamente altos; tecnológicas, derivadas de la necesidad de superar problemas tales como la mejora de la eficiencia de
los sistemas de concentración y almacenamiento; la aleatoriedad en la disponibilidad de la radiación solar, etc.
Desde el punto de vista medioambiental, la producción de electricidad a partir de este tipo de sistemas tiene efectos positivos, ya que no genera emisiones atmosféricas (ni CO2 ni lluvias ácidas), no produce vertidos líquidos y evita el uso de combustibles.
No obstante, las grandes centrales termosolares
pueden dar lugar a impactos sobre el paisaje y precisan de una elevada superficie para los espejos, por lo
cual pueden provocar conflictos con otros usos posibles del suelo.
¿Cómo funciona una central solar
de tipo torre central?
U
na central solar de tipo torre central, como la representada en el Gráfico VI.9, está formada por un campo de heliostatos (1) o espejos direccionales de grandes dimensiones que reflejan la luz del sol y concentran los haces reflejados en una caldera (2) situada
sobre una torre (3) de gran altura.
En la caldera, el aporte calorífico de la radiación solar reflejada es absorbido por un fluido térmico. Dicho fluido es conducido hacia un generador de
vapor (5), donde transfiere su calor a un segundo fluido, el cual, convertido así en vapor, acciona los álabes del grupo turbina-alternador (6) para generar ener-
Gráfico VI.9
Funcionamiento de una central termosolar tipo torre
Fuente: UNESA.
202
214
gía eléctrica. El fluido es posteriormente condensado
en un aerocondensador (7) para repetir el ciclo.
La producción de una central solar depende en
gran medida de las horas de insolación diarias del asentamiento en el que está ubicada. Para aumentar y estabilizar esta producción, suele disponer de sistemas
de almacenamiento térmico (4) intercalados en el circuito de calentamiento.
La energía producida, después de ser elevada
su tensión en los transformadores (8), es transportada mediante líneas eléctricas (9) a la red general.
215
¿Cuál es el nivel de desarrollo
de las centrales termosolares
en España y en otras áreas
geográficas?
D
entro de los países de la Unión Europea, España es
uno de los que ha alcanzado un mayor desarrollo en
este tipo de centrales.
La principal instalación española de producción
de energía eléctrica por vía termosolar es la Plataforma Solar de Almería, situada cerca del pueblo de Tabernas, un centro de investigación avanzada que cuenta con tres centrales de funcionamiento. Dos de ellas,
conectadas a la red desde septiembre de 1981, tienen
0,5 MWe cada una y pertenecen al proyecto SSPS (Pequeños Sistemas de Energía Solar) iniciado en 1977 con
el patrocinio de la Agencia Internacional de la Energía. La tercera, denominada CESA-1 (Central Térmica
Solar de Almería), tiene una potencia de 1,2 MWe y
entró en funcionamiento en 1983. Asimismo, la Plataforma Solar de Almería ha sido escenario del desarrollo
del llamado Proyecto GAST. Este proyecto, iniciado en
1982, consistió en el desarrollo tecnológico del diseño de una central solar de tipo torre central de 20 MWe
de potencia.
Actualmente está en proyecto la construcción de
la central Solar Tres, en Córdoba, que tendrá una potencia de 15 MW con 2.500 heliostatos que ocupan una
superficie total de 240.000 m2 y un receptor (caldera)
situado a 90 metros de altura. El fluido de transparencia
térmica (565 °C) será sales de nitratos y sus instalaciones están proyectadas para poder operar las 24 horas. Esta planta será la de referencia para la construcción de otras diez plantas en otros países.
Centrales solares de DCS y CRS en la Plataforma solar de Almería.
El Plan de Fomento de Energías Renovables prevé para el año 2010 la instalación de ocho plantas de
25 MW, en total 200 MW, para este tipo de instalaciones. Se estima una producción eléctrica de 413
GWh/año equivalente a 180 Ktep de energía primaria. Este Plan propone, para alcanzar ese desarrollo,
una serie de incentivos como subvenciones a fondo
perdido y bonificación de intereses e incentivos fiscales.
Por lo que se refiere a las instalaciones termosolares para generación de electricidad existentes en
otros países de la UE, cabe señalar que Francia posee
algunas instalaciones como la central solar Themis, de
2,5 MW; y que Italia ha construido en Sicilia la central solar Eurelios, de 1 MW de potencia.
Respecto al resto de naciones, Estados Unidos
es el primer país del mundo por el desarrollo de centrales termosolares para producción de electricidad. En
1992 ya había en operación un total de más de 300
MW en sistemas de este tipo. Destaca la central de Barstow, en California, que con 10 MW de potencia es, quizás, la mayor central termoeléctrica de tipo torre central del mundo.
Por su parte, la antigua URSS instaló en 1985,
en Crimea, una central termosolar de 5 MW de potencia.
Japón cuenta, entre otras, con dos centrales de 1 MW
cada una en Nio (Kagawa). Y Australia contaba con
un total de 25 MW en sistemas termosolares funcionando en los primeros años de la década de los
noventa.
203
Finalmente, puede señalarse que España ha alcanzado un nivel de desarrollo alto en este tipo de instalaciones, por lo que si se continúa en esta línea, nuestro país puede ser importante en la exportación de esta
tecnología.
216
¿Cómo son hoy en día las
instalaciones fotovoltaicas?
L
os sistemas de aprovechamiento de la energía solar por
vía fotovoltaica permiten la transformación directa de
la energía solar en energía eléctrica mediante las llamadas células solares o células fotovoltaicas. Éstas, construidas con un material semiconductor (silicio, cadmio,
galio, etc.), hacen posible la producción de electricidad directamente a partir de la radiación solar en virtud del efecto fotovoltaico.
Una célula fotovoltaica de silicio, por ejemplo,
está formada por dos láminas muy delgadas de mate-
Paneles de una instalación solar fotovoltaica.
204
riales semiconductores que se superponen: la primera de ellas puede ser un cristal de silicio con impurezas de fósforo; y la segunda, un cristal de silicio con
impurezas de boro. Cuando el sol ilumina la célula,
la energía de la radiación luminosa provoca una corriente eléctrica en el interior de la misma, generando
una fuerza electromotriz entre dos electrodos adosados, respectivamente, a cada capa de la célula.
Sin embargo, la tensión máxima entre los bornes de la célula es de sólo unos 0,58 voltios para una
radiación solar de aproximadamente 1 kW/m2. Esta tensión es, en general, poco útil, por lo que se suele recurrir a conectar en serie un número determinado de
células del mismo tipo. Así, para la misma radiación,
36 células forman lo que se llama un «módulo» o «panel fotovoltaico», y la tensión generada es ya de unos
18 voltios, suficiente para hacer funcionar numerosos
equipos.
Aunque actualmente no puede producirse electricidad en grandes cantidades por la vía fotovoltaica,
este tipo de energía comenzó a ser aplicada con buenos resultados en instalaciones de baja potencia unitaria para pequeños suministros, sobre todo en puntos de consumo aislados de la red general de distribución eléctrica. Así, por ejemplo, en el alumbrado rural
(señalización, bombas de agua, etc.), en telecomunicación (repetidores, radioteléfonos, radiobalizas), etc.
Actualmente también existen en España y otros países instalaciones conectadas a la red, lo que ha permitido una reducción substancial en sus costes. Además, en España, que es un país puntero en el desarrollo de esta tecnología, ha recibido un fuerte impulso
por el establecimiento de una prima específica alta para
la producción eléctrica fotovoltaica. (Ver fotos en páginas 204 y 205.)
Una instalación fotovoltaica, básicamente, posee un generador fotovoltaico (paneles), un acumulador de energía de corriente continua (para aplicaciones aisladas) y un subsistema de acondicionador de
potencia. 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%.
A pesar del alto coste del kWh producido por
este tipo de sistemas, que es consecuencia fundamental
Instalación fotovoltaica rural experimental (Caravaca-Murcia).
Instalación piloto de una central fotovoltaica. Toledo PV.
del coste de las células, sus perspectivas a largo plazo son esperanzadoras, dado que nuevas tecnologías
y nuevos materiales de fabricación de las células comienzan a ofrecer la posibilidad de importantes reducciones de costes.
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 un grado solar. La fusión del silicio a precios aceptables es uno 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.
La incidencia de la energía solar fotovoltaica
sobre el medio ambiente es reducida. No obstante,
dado que la superficie ocupada por los paneles necesarios para instalar 1 KW de potencia oscila entre
6 y 10 m2, habrá que considerar en instalaciones de
media o gran dimensión la ocupación del suelo y el
impacto paisajístico asociados. Asimismo, estas instalaciones tienen un impacto socio-económico muy
positivo, al poder suministrar electricidad en situaciones en que los procedimientos convencionales no
son viables.
¿Cómo funciona una central
eléctrica fotovoltaica?
217
A
ntes de todo conviene señalar que no se tiene en España actualmente ninguna instalación significativa de
este tipo. Una central fotovoltaica puede ser la representada en el Gráfico VI.10, y en ella se distinguen cuatro partes principales: captación solar y generación de
electricidad (1), unidad de monitorización (3), sala
de potencia (5) y centro de transformación (9).
El elemento fundamental de esta central fotovoltaica sería el conjunto de las células fotovoltaicas.
Éstas, integradas primero en módulos y luego en paneles (1), captan la energía solar, transformándola en
205
corriente eléctrica continua mediante el efecto fotoeléctrico. Lógicamente, la producción de dichas células depende de las condiciones meteorológicas –fundamentalmente, de la insolación–, por lo que dichas
condiciones son controladas a través del análisis de
las medidas que se toman en una torre meteorológica (2).
La energía eléctrica circula por la red general de
transporte en forma de corriente alterna. Por ello, la
corriente generada en los paneles solares debe ser conducida a la sala de potencia (5), donde la corriente continua que se recibe en el armario de continua (6)
es convertida en corriente alterna por medio de unos
inversores (7) y después recogida en el armario de
alterna (8).
Una vez convertida en corriente alterna, la
energía eléctrica producida pasaría por un centro de
transformación (9) donde se adapta a las condiciones de intensidad y tensión de las líneas de transporte (10).
Todo el proceso de la central se vigilaría desde la sala de control (4) de la unidad de monitorización (3), en la que se recibe información de los distintos puntos de la instalación, torre meteorológica, inversores, armarios de continua y alterna, centro de
transformación, etc.
Gráfico VI.10
Esquema de funcionamiento de una central fotovoltaica
Fuente: UNESA.
206
218
¿Cuál es el nivel de desarrollo
de las instalaciones fotovoltaicas
en España y en otras áreas
geográficas?
trica fotovoltaica en el mundo, siendo la central de Carrissa Plains, con 6.400 kW, una de las instalaciones
de mayor dimensión. Otros países con centrales fotovoltaicas son Italia, Alemania, Noruega, Sudáfrica, México y Australia.
E
n el año 1995, en la Unión Europea se generaron
30 millones de kWh fundamentalmente mediante sistemas fotovoltaicos aislados (no mediante centrales eléctricas fotovoltaicas). España, con 8,7 millones de kWh,
fue el mayor productor. En consecuencia, España destaca también a nivel comunitario en el terreno del aprovechamiento de la energía solar por vía fotovoltaica.
A finales de 1998 poseía ya un total de 8.700 kW instalados en sistemas fotovoltaicos, la mayor parte de los
cuales se encuentra en las Comunidades Autónomas
de Andalucía, Castilla-La Mancha y la Comunidad
Valenciana.
Además de un elevado número de sistemas fotovoltaicos de pequeña potencia individual, España
cuenta con algunos aprovechamientos de potencia unitaria relativamente significativa. Entre los conectados
a la red destacan la central PV Toledo, con 1.000 kW,
y la central de San Agustín de Guadalix (Madrid), de
100 kW. Entre las instalaciones aisladas se tienen varias como la de Tabarca (Alicante), también con 100
kW, la planta fotovoltaica de Menorca, con 42 kW, el
sistema fotovoltaico rural de la Sierra de Segura (Jaén),
con 27,5 kW, el de Caravaca (Murcia), etc.
El Plan de Fomento de Energías Renovables
(PFER) estima que en España el mercado potencial alcance los 2.300 MW, estableciendo los siguientes objetivos para el año 2010: en instalaciones aisladas de
red se realizará una potencia de 20 MW, generando
30 GWh/año, equivalentes a 2.580 tep, con una inversión de 20.248 Mpta; en relación a las interconexiones a la red, el Plan establece dos niveles, en función de la prima que reciben sus entregas a la red: instalaciones >5 kW, en la que se proponen 65 MW, con
una producción de 98 GWh/año, equivalente a 8.385
tep, con una inversión de 32.230 Mpta; por otro lado,
para instalaciones <5 kW, se proponen 50 MW, con
una producción de 75 GWh/año, equivalente a 6.450
tep, con una inversión de 24.792 Mpta. Es decir, en
total, el parque de instalaciones crecerá en 135 MW
durante el periodo 1999-2010.
Por lo que se refiere a otros países puede decirse que EE.UU. es la nación con mayor potencia eléc-
¿Qué es y cómo se aprovecha
la energía eólica?
219
L
a energía eólica se aprovecha mediante la transformación de la energía cinética del viento en energía eléctrica, a través de los aerogeneradores, o es la energía
mecánica a través de aerobombas. Un aerogenerador
eléctrico es, por tanto, una máquina que convierte la
energía cinética del viento en energía eléctrica. Para
ello, utiliza una hélice que transmite el movimiento que
el viento produce en sus palas al rotor de un alternador. Cuando una instalación eólica quiere producir electricidad para verter a la red de distribución se agrupan varios aerogeneradores, dando lugar a los llamados parques eólicos. Si su objetivo es suministrar
electricidad a puntos de consumo aislados, se utilizan,
normalmente, equipos de pequeña potencia.
Existe una gran diversidad de modelos de aerogeneradores, si bien pueden agruparse en dos grandes conjuntos: los de eje vertical y los de eje horizontal.
No obstante, todos ellos constan de tres partes fundamentales: las palas, la góndola y la torre soporte del
conjunto.
– Las palas presentan, asimismo, una gran variedad de diseños. También es variable su número, pues hay generadores electro-eólicos
de una, dos, tres y hasta seis palas. Son el
elemento más crítico del aparato, ya que tienen que soportar intensas cargas alternativas.
Por ello, su aerodinámica ha de ser diseñada
con gran precisión. Por término medio,
representan aproximadamente el 30% del coste del aparato.
– La góndola forma el cuerpo del generador y
contiene los equipos mecánico y eléctrico encargados de transformar la energía cinética de
la rotación de las palas en energía eléctrica.
Su situación en el generador electro-eólico depende del modelo: está en la parte superior
de la torre en los modelos de eje horizontal
207
y en la base de la misma en los modelos de
eje vertical.
– En cuanto a la torre, suele ser convencional.
No obstante, su diseño debe permitirle un perfecto acoplamiento al conjunto de la instalación para contribuir a amortiguar los efectos
de la vibración que el impacto del viento provoca en los diferentes elementos del aerogenerador.
El gran desarrollo tecnológico habido en los últimos 15 años ha conducido principalmente a máquinas de eje horizontal, tripala, de bajo mantenimiento
y alta calidad de suministro 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. Actualmente, se construyen aerogeneradores de potencias hasta
1.500 y 2.000 kW y con una fiabilidad elevada.
La tecnología eólica se desarrolló en sus inicios,
principalmente, en Dinamarca, Alemania y los Estados
Unidos. En la actualidad, España ocupa un lugar destacado en el aprovechamiento de los recursos eólicos
nacionales y cuenta con tres tecnologías españolas y
otros varios suministradores con acuerdos de fabricación de aerogeneradores con prestigiosas empresas europeas. 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 nacionales e internacionales de 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.
Asimismo, en estos años se está pensando ya
en un mejor aprovechamiento del potencial eólico a
través de la utilización de máquinas de gran tamaño,
por un lado, y del desarrollo de plantas eólicas «off-
208
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
costes de fabricación. Los esfuerzos tecnológicos para
el desarrollo de las plataformas off-shore, que comienzan a desarrollarse sobre todo en Dinamarca, pueden dar lugar a innovadores diseños, trasladables en
términos técnicos y económicos a las tecnologías aplicadas en emplazamientos convencionales en tierra.
¿Cómo funciona
una central eólica?
L
as centrales eólicas aprovechan la energía del viento para
producir energía eléctrica. Las más utilizadas actualmente
son las de eje horizontal, como la representada en el
Gráfico VI.11. Se coloca sobre una torre, una navecilla o góndola. Esta góndola aloja en su interior un generador (1) que está conectado, mediante una reductora, a un conjunto de palas. La energía eléctrica producida por el movimiento del generador es transportada
mediante cables conductores (2) a un centro de control
(5), desde donde, una vez elevada su tensión por los
transformadores (7), es enviada a la red general mediante las líneas de transporte de alta tensión (8).
Dado el carácter aleatorio de la producción de
energía eléctrica por vía eólica, las centrales de este
tipo suelen disponer de una fuente auxiliar (6) para
tener garantizado en todo momento el suministro de
energía eléctrica.
Para el control del movimiento de la turbina, las
centrales eólicas disponen de un volante de inercia, que,
actuando como carga de frenado (3), permite controlar, dentro de unos límites, las revoluciones de las palas, independientemente de cuál sea la velocidad del
viento.
Debido a la altura en la que se encuentra el generador y al rozamiento que el aire produce sobre éste,
es conveniente que el equipo esté conectado a tierra
(4) para evitar los efectos de la electricidad estática.
220
Gráfico VI.11
Esquema de funcionamiento de una central eólica
Fuente: UNESA.
La tecnología de estas instalaciones va siendo
cada vez más compleja, por lo que permiten conseguir una mejora en su eficiencia energética.
221
¿Cuál es el desarrollo
de la energía eólica en la Unión
Europea?
S
e estima que el potencial eólico en Europa sobrepasa los 125.000 MW de potencia. La Unión Europea, con
su política energética de fomento a las energías renovables en general y a la eólica en particular, se ha situado a la cabeza del desarrollo eólico mundial. En
los primeros años se fomentó por intereses ambientales, y hoy día por la realidad tecnológica y comercial. Es previsible que para el año 2010, la potencia
eólica instalada en los países miembros sobrepase los
25.000 MW, lo que supondría del orden del 2% de la
generación eléctrica total de la Unión Europea.
En la Tabla VI.11 se recoge la evolución de la
potencia instalada en la UE, durante el periodo 19951999, pudiendo verse que esta potencia se ha multiTabla VI.11
Evolución de la energía eólica
en la Unión Europea. (1995-1999)
Año
Potencia instalada (MW)
Incremento (%)
1995
1996
1997
1998
1999
2.529
3.496
4.695
6.430
8.915
—
38
34
37
39
Fuente: Unión Europea.
209
Tabla VI.12
Potencia eólica en la Unión Europea
por países
País
2001 (MW)
Alemania
ESPAÑA
Dinamarca
Italia
Holanda
Reino Unido
Suecia
Grecia
Portugal
Francia
Irlanda
Austria
Finlandia
Bélgica
Luxemburgo
8.754
3.350
2.417
697
493
474
290
272
125
78
125
94
39
31
15
10.650
4.079
2.515
755
563
530
304
276
171
131
125
100
39
31
15
17.254
20,284
TOTAL
2002 (MW)
Fuente: Unión Europea.
plicado por más de tres veces en estos cinco años.
Asimismo, en la Tabla VI.12 se recoge para el año
2002 la distribución de potencia eólica por países de
la UE, ocupando España el segundo lugar, tras Alemania.
Como ya sabemos, la política de fomento llevada por la UE supone condiciones económicas y administrativas especiales para las energías renovables.
222
¿Cómo ha sido el desarrollo
de la energía eólica
en España?
E
n España, y al margen de los molinos que aprovechaban
la energía eólica con fines mecánicos desde inicios de
la Edad Media, la utilización de aerogeneradores para
generación de electricidad se inició en 1978 con la instalación de un prototipo de 100 kW en Tarifa (Cádiz).
En la segunda mitad de la década de los ochenta se construyeron parques eólicos experimentales y
de demostración. Las primeras instalaciones comerciales
son del año 1992. En esta década se han puesto en
funcionamiento numerosos parques comerciales. (Ver
Tabla VI.13)
210
El gran desarrollo experimentado por esta tecnología, desde los prototipos de los 80 y primeros parques de demostración hasta el crecimiento exponencial experimentado al final del siglo XX, ha permitido
la aparición de un mercado consolidado y con grandes tasas de crecimiento. Este hecho hace que esta tecnología sea un modelo de referencia para otras tecnologías renovables.
Las claves del desarrollo han sido el esfuerzo
coordinado de las administraciones públicas y de la
industria eléctrica, basado en un esfuerzo continuado
en I+D. Se ha logrado una disminución de sus costes
y un aumento en la fiabilidad de estas instalaciones.
Un plan de ayudas públicas ha permitido incentivar
la cadena tecnológica, alcanzar un alto grado de aceptación y compatibilidad en el ámbito medioambiental,
y un adecuado marco legislativo y normativo de acceso a la red, dando estabilidad en una nueva actividad comercial diversificada.
España, con 4.079 MW instalados en 2002, se
ha convertido en la segunda potencia eólica europea,
detrás de Alemania.
Las inversiones en energía eólica superan ya los
100.000 millones de pesetas anuales, en los que hay
que incluir distintas actividades industriales, como la
fabricación de palas, turbinas, torres, generadores y
plantas de ensamblaje, además de la promoción de los
parques. En conjunto, el sector está compuesto por más
de 200 empresas. Un ejemplo del esfuerzo realizado
es que en 1998, las inversiones ascendieron a unos 336
millones de euros y aumentaron hasta aproximadamente 810 millones durante el año 1999.
Los incentivos económicos han permitido que
el coste por kilovatio instalado se redujera de unas
275.000 pts/kW, en 1986, a las 140.000 pts/kW actuaTabla VI.13
Evolución de la potencia instalada en España
(1991-2001)
Año
Potencia a 31-XI (MW)
1991
1993
1995
1997
1999
2001
7,3
51,7
115,3
455,1
1.400,0
3.350,0
Fuente: IDAE y Memoria Estadística UNESA. 2001.
les. Las fábricas españolas atienden no sólo las necesidades de los parques eólicos de nuestro país. Actualmente, las exportaciones se dirigen de China, Dinamarca y Cuba, entre otros.
223
¿Cuáles son las perspectivas
futuras de la energía eólica
en España?
A
unque se elaboró un Mapa Eólico en España, una evaluación fiable del potencial eólico disponible es muy
difícil; requiere la utilización de técnicas y aparatos de
medición específicos a situar en zonas concretas y durante tiempos suficientemente dilatados. Por otra parte, el potencial técnicamente aprovechable, es decir,
aquel que ha tenido en cuenta limitaciones técnicas,
económicas, sociales o medioambientales, es muy sensible a la evolución del nivel tecnológico de los aerogeneradores y a la evolución de sus costes.
Según el Plan de Fomento de Energías Renovables 2000, en la Tabla VI.14 que se adjunta se han re-
Tabla VI.14
Gráfico VI.12
Previsiones de potencia eólica
por comunidades autónomas (MW)
Potencia eólica instalada en 2000 por CC.AA.
CC.AA.
Andalucía
Aragón
Asturias
Baleares
Canarias
Cantabria
Castilla y León
Castilla-La Mancha
Cataluña
Extremadura
Galicia
Madrid
Murcia
Navarra
Rioja, La
Comunidad Valenciana
País Vasco
TOTAL
cogido, por comunidades autónomas, los potenciales que
hoy están considerados como técnicamente aprovechables, aunque en próximos estudios podrían variar
sensiblemente estas cifras. De cualquier forma es importante conocer que el potencial neto total es de unos
15.100 MW, muy superior a las máximas expectativas
de instalación de potencia eólica hasta el año 2010.
Según el PFER 2000, hasta el año 2010 se espera un incremento de unos 8.100 MW (frente a la potencia instalada de 1.547 MW en julio de 2000) y un
producible de unos 19.500 GWh/año, equivalente, aproximadamente, a 1.680 Ktep. En el año 2006 el objetivo se situaría en 5.550 MW de potencia instalada, con
unas inversiones que representan la movilización de
unos 750.0000 millones de pesetas. Por todo ello, esta
tecnología se configura como una de las básicas del
Plan y representa una oportunidad para el mercado
de las renovables, tanto por el volumen de inversiones como por el desarrollo de una auténtica estructura industrial con una gran proyección exterior.
Varias comunidades autónomas han tomado posturas muy favorables al desarrollo de la energía eólica, y han diseñado «Planes Estratégicos» que fomen-
Objetivo
Plan de
Fomento
Potencia
Acumulada
en 2010
129
242
—
—
96
—
124
111
60
—
443
—
0
328
—
3
—
971
758
300
75
154
300
726
289
440
225
2.557
50
300
307
100
287
200
1.100
1.000
300
751
250
300
850
400
500
225
3.000
50
300
635
100
290
200
1.500
2.000
400
100
300
300
1.500
1.000
1.300
500
3.500
100
350
650
450
700
450
1.542
8.033
9.575
15.100
Potencia a
30-VI-2000
Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. Diciembre 1999.
Potencial
(MW)
Fuente: IDAE.
211
Gráfico VI.13
Previsión de la potencia instalada en España (MW)
Fuente: IDAE.
tan su desarrollo, a la vez que en contrapartida se instalan en su entorno fábricas de componentes o de ae-
rogeneradores, que, como se ha indicado anteriormente,
son generadoras de empleo.
Esto está favoreciendo el crecimiento de la potencia instalada, en particular en: Galicia, Navarra, Aragón y Castilla y León, a la vez que se proyectan expectativas de nuevas construcciones a ritmo significativo. (Ver Tabla VI.14 y Gráficos VI.12 y VI.13)
Conviene señalar que en la «Planificación de los
sectores de electricidad y gas» aprobada por el Gobierno
en octubre de 2002, se prevé la instalación de 13.000
MW de energía eólica para el balance energético del
año 2011. Esto supone un aumento notable frente a
los 9.575 MW recogidos en el Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER) para el año 2010.
Las medidas e incentivos que se establecen en
el PFER con el fin de alcanzar los objetivos propuestos, son: estabilidad en la vigencia del marco legal sobre producciones en el Régimen Especial, valorando
las ventajas positivas de esta energía y su eficiencia;
desarrollo de infraestructuras de interconexión; regulación del marco de relaciones con los entes locales;
armonización de procedimientos medioambientales y
Gráfico VI.14
Potencia eólica instalada en los países de la Unión Europea
Fuente: Unión Europea.
212
normativas; impulso al I+DT en industria; marco de ayudas a la exportación; y campañas de formación e imagen del sector.
Respecto a la capacidad de la industria española
en este sector, puede decirse que los fabricantes de
aerogeneradores afincados en España en el año 1998
suministraron 370 MW, mientras que en el año 1999
superaron los 1.000 MW, su potencial de fabricación
podría alcanzar unos 1.500 MW anuales si la demanda así lo requiriese, sin que tuvieran que realizar inversiones especialmente altas.
El empleo de esta fuente de energía evitará la
emisión de unos 15 millones de toneladas de dióxido
de carbono y de 180.000 toneladas de dióxido de azufre, responsables fundamentales del efecto invernadero
y de la lluvia ácida, respectivamente.
224
Gráfico VI.15
Elaboración de la biomasa por fotosíntesis
¿Qué es la biomasa?
L
a biomasa es una fuente energética basada en el aprovechamiento de materias orgánicas de origen vegetal
o animal, incluidos los productos y subproductos resultantes de su transformación natural o artificial. No
se consideran biomasa los combustibles fósiles, ya que,
aunque pudieran tener un origen similar, han sido profundamente transformados por la naturaleza a lo largo de muchos años.
En definitiva, bajo la denominación de biomasa se recogen materiales energéticos de muy diversas
clases, como son: residuos forestales, residuos agrícolas
leñosos y herbáceos, residuos de procesos industriales diversos, cultivos realizados con fines energéticos,
materiales orgánicos contenidos en los residuos sólidos urbanos, biogás procedente de residuos ganaderos o de residuos biodegradables de instalaciones industriales, de la depuración de aguas residuales urbanas
o de vertedero, etc.
En un sentido amplio, también pueden incluirse bajo la denominación de biomasa los biocombustibles, resultado de la transformación de productos hidrocarbonados.
Por consiguiente, la biomasa incluye una numerosa lista de materias combustibles que se pueden
aprovechar energéticamente de muy diversas formas,
desde la más tradicional, la leña, que ha proporcionado calor a la humanidad durante muchos siglos y
Fuente: UNESA.
Ejemplo de bosque representativo de una fuente de energía biomásica.
213
hoy en día todavía es fundamental para suministrar
energía a muchos millones de personas de los países
en vías de desarrollo, a formas más sofisticadas como
puede ser la utilización del biogás en procesos de cogeneración eléctrica. (Ver Gráficos VI.15 y VI.16 y fotos en páginas 213 y 214.)
¿Cómo puede aprovecharse
energéticamente la biomasa?
E
Utilización de residuos agrícolas como combustible para generación.
sta fuente energética puede ser aprovechada directamente mediante su combustión, o a través de su transformación en otras materias energéticas, una vez tratados convenientemente en instalaciones industriales.
Así, se tiene que de la conversión bioquímica pueden
obtenerse etanol y metano mediante fermentación alcohólica y digestión anaerobia, y de la conversión termoquímica puede obtenerse gas o carbón.
Gráfico VI.16
Diferentes vías de utilización de la biomasa
Fuente: UNESA.
214
225
En teoría, el potencial bruto de la biomasa existente en el planeta podría bastar para cubrir la totalidad de las necesidades energéticas mundiales. No obstante, una serie de circunstancias limitan notablemente su aprovechamiento. Algunas de ellas son las
siguientes:
– Una gran parte de la biomasa terrestre está
muy dispersa, por lo que resulta muy difícil
un uso eficiente de esta energía.
– Alrededor del 40% de la biomasa es acuática. Se produce fundamentalmente en los océanos y es de muy difícil utilización.
– El aprovechamiento directo y a gran escala de
los recursos forestales para fines energéticos,
podría conducir a un agotamiento de dichos
recursos y dar lugar a efectos medioambientales muy negativos.
– La utilización energética de la biomasa disponible exige aportar una notable cantidad de
energía para su recolección, transporte y transformación en combustible útil, lo cual reduce considerablemente el balance neto energético del proceso.
– Por el momento, la mayor parte de la biomasa
que se utiliza para fines energéticos es explotada a través de medios tradicionales poco
eficientes (fundamentalmente en países en vías
de desarrollo), y que permiten únicamente el
aprovechamiento de una pequeña parte de su
potencial energético.
226
¿En qué se diferencia la biomasa
del resto de las energías
renovables?
L
a biomasa es la única energía renovable que se aprovecha, fundamentalmente, mediante un proceso de
combustión con tecnologías más o menos convencionales. Como es sabido, la combustión de materia orgánica produce CO2, que es el gas con mayor incidencia
en el efecto invernadero. Por tanto, la característica que
más distingue a la biomasa del resto de energías renovables es la producción de CO2, en su consumo. Sin
embargo, se considera que este efecto está compensado dado que, previamente, el CO2 originado en su
combustión ha fijado la atmósfera por los elementos
orgánicos objeto de combustión y, por tanto, su utilización no incrementa la concentración de gases de efecto invernadero en la misma.
¿Cómo se utiliza la biomasa
para la producción eléctrica?
227
E
n la actualidad, la biomasa es aprovechada fundamentalmente para producir calor en el sector residencial
(cocinas, hornos, calderas, etc.) y en usos industriales
(hornos cerámicos, secaderos industriales, etc.). Sólo
una parte, todavía pequeña, se utiliza para generar electricidad, fundamentalmente mediante sistemas de cogeneración, sobre todo en las industrias del papel y
de la madera.
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 la UE y nuestro país.
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 (según el tipo de
materia prima) la combustión mediante parrilla y por
lechos fluidos.
Esta tecnología, consistente en una combustión
integrada en un ciclo convencional de vapor, puede
alcanzar rendimientos de 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.
En cuanto a las características de los combustibles de biomasa utilizados para la producción de electricidad, pueden hacerse las siguientes consideraciones:
a) 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.
215
b) 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.
c) Los residuos industriales agrícolas tienen un
origen muy variado, aunque los de mayor importancia cuantitativa en España son los procedentes de la industria del aceite de oliva.
d) Otro gran grupo en desarrollo es el de los
cultivos energéticos, que constituyen una alternativa actual a los cultivos del 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 en
una central térmica convencional. La experimentación en España se está llevando a cabo
fundamentalmente con el cardo, que se adapta muy bien a zonas áridas de nuestra geografía.
El Plan de Fomento de Energías Renovables
plantea un nivel de producción con biomasa mediante cultivos energéticos de 3,35 millones de tep/año con una producción próxima a los 8.000 GWh/año en el horizonte
2010, mediante centrales de pequeño tamaño que totalizarían una potencia instalada de
1.100 MW. Esto equivaldría a la puesta en cultivo de este tipo de plantas de un millón de
hectáreas en secano con estos fines, esto es,
del orden del 5% de la superficie agraria en
secano de nuestro país. Las zonas de cultivo deberán estar cerca de la central eléctrica y los agricultores deben ligarse a ésta con
contratos a largo plazo.
En el ámbito de la UE, la posibilidad de promoción de este tipo de generación tendría que
considerarse como una línea de política agraria alternativa a la de retirada de superficies
216
de cultivo, y, como la mayor parte de la agricultura, tendría que ser objeto de subvención.
e) Finalmente, el aprovechamiento de los residuos sólidos urbanos para la producción de
electricidad se considera otra forma del aprovechamiento de la biomasa. 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 y valorización energética del gas
obtenido, etc.) y otros (reciclaje y compostaje) contribuyen indirectamente a ahorros
energéticos o a la conservación de recursos.
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
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 acoplada a un generador eléctrico. Se trata de
una combustión clásica en la que la cámara
de 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, incluso, el acoplamiento de un ciclo combinado
de gas natural-residuos, que duplica la eficiencia energética.
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.
228
¿Cómo funciona una central
eléctrica de biomasa?
U
na central de generación eléctrica mediante biomasa,
como la representada en el Gráfico VI.17, utiliza como
combustible principal residuos forestales, agrícolas o
cultivos energéticos.
Una vez recolectada, la materia combustible es
transportada (2) a la central. En ella, es sometida, en
primer lugar, a un tratamiento de astillado (3) para reducir su tamaño. A continuación, pasa a un edificio
de preparación (4), en donde el combustible se divide en fino y grueso, y estos dos tipos de combustibles son almacenados (5 y 6).
A continuación, entran en la caldera (10), y el
calor producido por la combustión hace que el agua
que circula por sus tuberías se convierta en vapor de
agua. En un lugar de la caldera diferente a la parrilla donde se quema el combustible grosero, son quemados, una vez dosificados (7), el combustible fino
y el combustible de apoyo procedente de su almacén (9), utilizando el aire necesario (8) para la combustión.
El agua que se aporta a la caldera proviene del
tanque de alimentación (14); este agua, antes de entrar en la caldera, pasa por el economizador (11), donde es precalentada, intercambiando calor con los gases de combustión aún calientes que provienen de la
propia caldera. Estos gases de combustión son sometidos a un proceso de recirculación por la caldera
para reducir la cantidad de inquemados y, así, aprovechar al máximo el poder energético y reducir las
emisiones atmosféricas. Antes de ser vertidos a la at-
Gráfico VI.17
Esquema de funcionamiento de una central eléctrica de biomasa
Fuente: UNESA.
217
mósfera a través de una chimenea, los gases son depurados en un electrofiltro (13). Las partículas retenidas en éste se recogen y son almacenadas junto con
las cenizas de combustión provenientes de la caldera en el cenicero (12).
El vapor generado en la caldera se expande en
la turbina de vapor (17), que mueve el generador (18),
en donde se produce la energía eléctrica que, una vez
elevada su tensión en los transformadores (19), es
vertida a las líneas de transporte de energía eléctrica
(20).
Parte del vapor puede extraerse para recuperar calor (16), con el fin de mejorar el rendimiento
de las instalaciones. También podría utilizarse para
calefacción o en usos industriales, aprovechándose,
en este caso, tanto la electricidad como el calor generados.
El agua condensada en este intercambio de calor se recoge en el tanque de condensado (15), y de
ahí es enviada al tanque de alimentación (14), cerrándose así el ciclo del agua en la central.
229
¿Cómo funciona una Central
Incineradora de Residuos Sólidos
Urbanos (RSU)?
U
na Central Incineradora de Residuos Sólidos Urbanos,
como la representada en el Gráfico VI.18, utiliza como
combustible principal la parte de estos residuos que
es apta para su incineración.
Los residuos sólidos urbanos llegan a la nave
de descarga (2) de la central transportados por camiones. En dicha nave, los camiones vierten su contenido en un foso (3) de donde una grúa (1) va recogiendo residuos. Las basuras recogidas por la grúa
son enviadas mediante una cinta transportadora a la
planta de selección (4).
En la zona de selección, se separan los diferentes
tipos de materiales que componen los residuos sólidos urbanos, seleccionando aquéllos que pueden tener utilidad por uno u otro motivo. Esta selección tiene diferentes etapas, que pueden ser manuales o automáticas. Los materiales voluminosos o que pueden
ser reciclados –botellas, embalajes, metal, plástico, pilas– se extraen y almacenan; la materia orgánica es asimismo retirada en un tambor giratorio. Esta materia or-
218
gánica se lleva, tras pasar por un separador magnético (5) que retira los materiales férricos aún presentes,
a unas playas de fermentación (6), en las que permanecerá uno o dos meses. En ellas, es aireada periódicamente para obtener un abono denominado «compost»,
el cual, antes de abandonar la planta, es sometido a
un proceso de eliminación de impurezas (7).
Una vez que se ha separado aquello que se considera aprovechable, el resto, denominado rechazo, se
envía a un depósito (8) situado junto al horno (9), donde es quemado. La combustión en el horno hace que
el agua que circula por las tuberías de la caldera (10)
se transforme en vapor a diferentes presiones. Las escorias resultantes de la combustión se extraen y se llevan a un lugar para su tratamiento (11).
El vapor generado en la caldera se lleva a los
diferentes cuerpos de la turbina de vapor (14) según
su presión. La expansión del vapor en la turbina hace
que se mueva un generador (15) solidario a ella. La
energía eléctrica, antes de ser incorporada a las líneas
de transporte (17), pasa por unos transformadores (16)
que adaptan sus condiciones de intensidad y tensión
a las de la red.
A la salida de la turbina, el vapor es conducido a un aerocondensador (18) para que condense, mediante un intercambio de calor aire-agua, y se convierta
en agua líquida, la cual queda recogida en la balsa del
aerocondensador. Este agua es utilizada a continuación
para repetir el ciclo térmico, pasando, antes de llegar
a la caldera, por unos calentadores (19) que la precalientan.
Los gases de combustión se hacen pasar por una
unidad de depuración de gases (12) antes de ser vertidos a la atmósfera a través de una chimenea (13).
¿Cuál es el nivel de desarrollo
de la biomasa en España?
E
n términos de energía primaria, la biomasa es la fuente de energía renovable que más contribuye al balance energético español. En 1998, la utilización energética de la biomasa según el Plan de Fomento de Energías Renovables, supuso 3,89 millones de toneladas
equivalentes de petróleo, lo que equivale al 54% del
consumo nacional de energías de origen renovable. La
mayor parte de esta energía, 3,47 millones de tonela-
230
Gráfico VI.18
Esquema de funcionamiento de una Central de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)
Fuente: UNESA.
das equivalentes de petróleo, se consume como combustible de uso final fundamentalmente en el sector
doméstico.
Respecto a la utilización de la biomasa para la
generación eléctrica, puede señalarse que en 1998 existían plantas que totalizaban 283 MW. Estas plantas produjeron en dicho año 1.725 GWh, lo que equivale a
0,42 millones de toneladas equivalentes de petróleo
(tep). Una parte considerable de esta producción se
realizó en una decena de plantas de incineración de
Residuos Sólidos Urbanos (RSU) que totalizaban en dicho año 94 MW de potencia instalados y generaron
586 GWh. Estas plantas están situadas en las Comunidades Autónomas de Cataluña, Madrid, Baleares y
en Andalucía/Melilla.
En cuanto a las previsiones de desarrollo de la
biomasa en España, el Plan de Fomento de Energías
Renovables recoge un incremento limitado de la utilización de la biomasa como combustible de uso final
en el periodo 1999-2010. Este incremento se limitaría
al final del periodo a 0,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo. La mayor parte de este incremento
se producirá en aplicaciones industriales
Referente a la utilización de la biomasa como
combustible para generación eléctrica hay que señalar que existe en nuestro país un potencial considerable, próximo a los 20 millones de toneladas equivalentes de petróleo, en forma de combustibles sólidos:
residuos agrícolas, forestales y de procesos industriales, los cultivos energéticos y los RSU. También existe un potencial no desdeñable en forma de biogás, pero
presenta importantes dificultades en su obtención.
Otra cuestión bien distinta es qué parte de este
potencial puede obtenerse de forma competitiva para
219
su utilización como combustible en un sistema eléctrico competitivo. Evidentemente, la recuperación de
residuos forestales, por ejemplo, no resulta económica, debido, fundamentalmente, al coste de las operaciones de limpieza de bosques, astillado y transporte.
Una situación similar se da cuando se trata de
utilizar como combustible residuos agrícolas, podas de
plantas leñosas o herbáceas o de procesos agroindustriales dispersos, esto es, de productos que apenas
tienen valor en el mercado, pero que tienen un bajo
contenido calorífico por unidad de peso o volumen.
El coste del combustible de estos orígenes puesto en
central, con carácter general, no es competitivo frente a los combustibles fósiles en la actualidad. Por tanto, el uso hoy en día de estos residuos como combustible sólo se justifica por motivos medioambientales, bien para evitar incendios en bosques, para tratar
residuos contaminantes (alpechines, alperujos, etc.) o
para evitar vertidos no controlados de subproductos.
De todas formas, es en el ámbito de la generación eléctrica donde el Plan de Fomento de Energías
Renovables prevé un mayor crecimiento, especialmente
en el área de los cultivos energéticos. En efecto, el Plan
prevé para el periodo 1999/2010 la instalación de 1.122
MW en plantas que utilicen como combustibles cultivos energéticos, 586 MW de potencia en plantas que
utilicen residuos industriales y forestales, 78 MW en pequeñas plantas para el aprovechamiento del biogás (gas
procedente de la fermentación anaerobia de productos orgánicos de vertederos, lodos de depuradora, etc.)
y 168 MW en plantas de residuos urbanos. La producción de estas nuevas instalaciones según el Plan alcanzaría en el año 2010 unos 13.400 GWh anuales, lo
que supone un 37% del objetivo eléctrico del Plan para
las energías renovables productoras de electricidad.
231
¿Cuál es el nivel actual
de aprovechamiento de
la biomasa a nivel mundial?
A
ctualmente, y a nivel mundial, la biomasa supone el
14% del consumo total de energía final, si bien una
parte importante de esta energía no está contabilizada en las estadísticas porque aún no está comercializada en muchos países en vías de desarrollo e, incluso, en el ámbito rural de países desarrollados.
220
Así, la participación de la biomasa supone actualmente del orden del 50% del consumo de energía
primaria en Africa y en la India, y entre el 15 y el 20%
en China, Este Asiático y Latinoamérica. Estas regiones consumen anualmente unos 900 millones de tep
de combustibles procedentes de la biomasa, frente a
los 1.100 millones de tep en que se estima el consumo mundial de esta energía renovable.
Por otra parte, la biomasa es la fuente energética renovable más utilizada en los países de la Unión
Europea. Aproximadamente el 55% de la producción
de energía primaria con fuentes renovables de la Europa comunitaria procede de la biomasa.
Lógicamente, el consumo mundial de la biomasa
para uso final irá reduciéndose en la medida en que
se vayan desarrollando las economías de los países en
desarrollo y sus habitantes tengan acceso a fuentes de
energía comerciales más confortables. Por tanto irá en
aumento la utilización de la biomasa para la generación de electricidad y para la producción de biocarburantes.
¿Qué es la energía geotérmica?
L
a energía geotérmica es la que procede del calor que
hay acumulado en la corteza terrestre. Se extrae bien
para utilizarla directamente como fuente de calor, bien
para su transformación en electricidad.
La temperatura de la Tierra se incrementa unos
3 °C por cada 100 metros de profundidad, aunque este
parámetro puede ser muy variable en muchos casos.
Normalmente se clasifica esta energía en cuatro tipos:
– Hidrotérmica, que consiste en aprovechar el
calor del agua caliente y del vapor que se encuentra en algunos sitios del Planeta a profundidades moderadas (entre 100 y 4.500 m.).
Puede ser de baja, media o alta temperatura.
– Geo-presionada, que se encuentra en acuíferos de agua caliente conteniendo metano disuelto bajo altas presiones en profundidades
entre 3 y 6 Km.
– Roca Caliente Seca, que son formaciones geológicas de rocas calientes sin agua.
– Magma, son rocas fundidas a temperaturas entre 700 y 1.200 °C.
232
Actualmente, sólo los recursos hidrotérmicos son
utilizados a escala comercial, bien como fuente directa de calor, bien para la generación de electricidad.
233
Gráfico VI.19
Esquema de aprovechamiento geotérmico
¿Cómo se aprovecha la energía
geotérmica para la producción
de electricidad?
L
a energía geotérmica puede ser aprovechada mediante la perforación de pozos profundos que permiten extraer del subsuelo agua caliente o vapor. No obstante, el número de zonas geográficas en las que se combina una alta temperatura del agua con una adecuada
a los medios tecnológicos actuales es muy limitado.
Estas condiciones sólo se suelen dar en áreas geográficas en las que ha habido una reciente actividad volcánica o sísmica.
Estos yacimientos geotérmicos se suelen dividir
en tres categorías: de alta, media y baja temperatura. Los dos primeros –que son los menos frecuentes–
pueden permitir la conversión de la energía geotérmica
en electricidad. El tercero se utiliza normalmente para
aplicaciones en el sector residencial y comercial, como
es el suministro de calor de los sistemas de calefacción y agua caliente.
En estos sistemas el agua, que se encuentra almacenada a alta temperatura en el interior de la corteza terrestre, asciende con fuerza por la perforación
efectuada en ésta, perdiendo progresivamente presión
y convirtiéndose en vapor. La obtención de energía eléctrica se realiza después a través de un ciclo termodinámico convencional, es decir, utilizando dicho vapor
para accionar un grupo turbina-alternador. (Ver Gráficos VI.19 y fotos en páginas 221 y 222.)
Como ejemplo de la dificultad de encontrar emplazamientos de este tipo, en Europa, hasta ahora, las
únicas fuentes geotérmicas de vapor a temperatura suficientemente alta para poder generar electricidad han
sido detectadas en Italia e Islandia.
La explotación de un yacimiento geotérmico tiene un impacto significativo sobre la utilización del terreno –ya que requiere unas instalaciones de superficie en correspondencia con el proceso de explotación–
y sobre el agua.
Los efectos más significativos sobre el suelo son
la erosión y el hundimiento del terreno. Por otra par-
Fuente: UNESA.
La energía geotérmica es el aprovechamiento del calor de la Tierra.
221
Únicamente en las Comunidades Autónomas de
Murcia, Castilla-La Mancha y Comunidad Valenciana
existen algunos aprovechamientos. Se están haciendo
algunos estudios de posibles instalaciones geotérmicas en las Islas Canarias, en donde, por el origen volcánico con actividad reciente de algunas de sus áreas
geográficas, podrían tener mayor interés.
El Plan de Fomento de Energías Renovables no
prevé en este tipo de energía aumentos significativos
en el periodo 1999-2010.
¿Qué aprovechamientos
de energía geotérmica existen
en el mundo?
E
Aprovechamiento geotérmico español.
te, hay que tener en cuenta la producción de lodos
durante la fase de perforación del pozo y la generación de un cierto nivel de ruidos durante la perforación y explotación de la planta. Asimismo, la producción, por la salida de gases incondensables durante
la operación, genera cierta contaminación del aire, lo
cual hace necesario el desarrollo de técnicas de control y sistemas de eliminación.
En cuanto a los efectos sobre el agua, ha de considerarse su posible contaminación y el impacto sobre las disponibilidades locales de la misma. Estas alteraciones pueden incidir sobre los ecosistemas naturales del emplazamiento, lo cual exige la realización
del estudio de Evaluación del Impacto Ambiental.
234
¿Cuál es la situación de la energía
geotérmica en España?
E
spaña no posee recursos geotérmicos significativos. Solamente contribuyó en el año 1998 con un 0,05% del
total de la producción de energías renovables en nuestro país.
222
l potencial de energía geotérmica en el mundo es muy
grande, excede el consumo mundial actual, pero su
aprovechamiento hoy día es todavía muy bajo, siendo del orden de los 44 TWh/año para la producción
de electricidad, y de una cifra ligeramente inferior como
fuente directa de calor (unos 38 TWh/año). Los países y regiones con mayor potencial son Norteamérica, Latinoamérica, antigua Unión Soviética, China, Japón, Filipinas, Nueva Zelanda, Islandia e Italia.
Aunque la primera central eléctrica geotérmica
se construyó ya en 1913 en Larderello (Italia), se considera que la primera central que generó electricidad
en cantidades significativas fue la de Wairakei (Nueva Zelanda), en 1958. Sin embargo, este tipo de instalaciones no recibió apenas atención durante muchos
años hasta que la crisis del petróleo de los años setenta impulsó el desarrollo del aprovechamiento de
fuentes energéticas alternativas. Así, en 1997 había ya
24 países que utilizaban la energía geotérmica para la
generación de electricidad mediante centrales que sumaban más de 6.000 MWe de potencia y suministraban cerca de 44 TWh/año.
En la Unión Europea sólo dos países utilizan
energía geotérmica para la producción de electricidad:
Italia, con 708 MWe de potencia instalada, produce del
orden de los 4.000 GWh/año; y Francia tiene en la isla
de Guadalupe una instalación de 4,7 MWe que produce unos 20 GWh/anuales.
Del resto del mundo destaca EE.UU., que con
unos 2.800 MW en operación es el país del planeta
con un mayor desarrollo de la energía geotérmica. Tie-
235
ne centrales como Heber (45 MWe), Salton (34 MWe)
y East Mesa (10 MWe). Otros países con notable potencia geotérmica son Filipinas (880 MWe), México (700
MWe), Japón (270 MWe) y Nueva Zelanda (264 MWe).
Islandia tiene 45 MWe instalados en centrales eléctricas geotérmicas, y además el 83% aproximadamente
del consumo residencial en calefacción y agua caliente
procede de esta misma fuente energética.
Respecto al aprovechamiento directo para suministro de calor de la energía geotérmica, puede señalarse que el número de naciones que en el mundo
poseen instalaciones de este tipo es bastante numeroso y entre ellos destacan Japón, China, Hungría, los
países de la antigua Unión Soviética e Islandia.
Por lo que se refiere a la Unión Europea, en 1997
un total de ocho países utilizaban directamente algún
aprovechamiento geotérmico para suministro de calor
(Italia, Francia, Alemania, Grecia, España, Dinamarca,
Bélgica y el Reino Unido), con una producción total
de unas 336.000 tep, de las cuales el 95% procedía de
instalaciones situadas en los dos primeros países.
236
¿Qué son las energías
de los océanos?
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.
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 muy importante de I+D para poner a punto esta tecnología.
La diferencia de temperatura entre las capas superficiales y profundas en los océanos se puede aprovechar para la generación de energía eléctrica. El principal problema de los sistemas experimentales de Conversión de Energía Térmica Oceánica (OTEC)
construidos hasta ahora es que tienen un bajo rendimiento –aproximadamente del 7%– y además es preciso realizar un elevado gasto de energía en el bombeo de agua fría de las profundidades para el condensado de los fluidos. Además, el aprovechamiento
Gráfico VI.20
Esquema de sistema de generación por gradiente
de temperatura
E
l potencial energético de los océanos y mares reside
en el hecho de que el agua es un inmenso colector
de energía solar. Este potencial energético se manifiesta,
fundamentalmente, de cuatro formas: la energía de las
mareas, la energía de las olas, la energía de las corrientes
marinas, la energía térmica de los océanos derivada
de los gradientes (diferencias) salinos o térmicos existentes entre las distintas profundidades de los mismos.
La energía de las mareas es la única que ha alcanzado un nivel de desarrollo de cierta madurez, con
algunas plantas comerciales en operación. El hecho de
que muchos de los emplazamientos mejores se encuentren en zonas alejadas de los centros de consumo, junto con los altos costes económicos y algunos problemas medioambientales, han limitado su
desarrollo.
En cuanto a la energía del oleaje, puede decirse que ya existe un cierto número de prototipos, pero
le queda un largo camino por recorrer hasta alcanzar
cierta madurez comercial. La magnitud del recurso en
Europa es importante y parece conveniente continuar
Fuente: UNESA.
223
de esta fuente de energía se enfrenta a problemas
técnicos aún no resueltos totalmente, como los relacionados con la resistencia de los materiales en
ambiente marino, la seguridad de las instalaciones,
etc. (Ver en el Gráfico VI.20 un esquema de su funcionamiento).
Por otro lado, han sido ya desarrollados procesos
para convertir en electricidad la energía del gradiente salino resultante de las diferencias de presión
osmótica existentes entre aguas de diferente salinidad,
así como para diluir agua salina y producir agua dulce. También le falta a esta energía mucho desarrollo
tecnológico en I+D para que pueda ser atractiva y competir con otras alternativas de producción eléctrica.
237
¿Qué es la energía maremotriz?
L
a utilización de las mareas como fuente de energía mecánica se remonta a los molinos de marea, de los que
se tienen noticias desde el siglo XI en Reino Unido, y
en España aún perduran algunos de estos molinos en
la costa cantábrica, con potencia de unos 50 CV.
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
y resonancia. Por eso los emplazamientos atractivos son
escasos, incluso a nivel mundial.
Por consiguiente, la energía maremotriz es una
energía renovable basada en los desniveles de las mareas que puede aprovecharse para producir energía
eléctrica. Para ello, en la bahía o estuario donde se
asiente la central, deberán tener lugar grandes mareas, con al menos cinco o seis metros de diferencia de
nivel entre la pleamar y la bajamar.
238
Gráfico VI.21
Esquema del emplazamiento de una central maremotriz
¿Qué es una central maremotriz?
E
s una instalación que aprovecha la energía maremotriz existente en una bahía o estuario con importantes
diferencias de nivel entre la pleamar y la bajamar.
224
En dicho estuario se construye un dique que permite retener grandes cantidades de agua y en el que
existen esclusas para que, con la subida de la marea,
se llene de agua el embalse. Al alcanzar la marea su
nivel más alto, se cierran las esclusas. Cuando baja el
mar y se alcanza cierta diferencia de altura entre el agua
del embalse y la del mar, se forma un salto de agua
que hace girar los álabes de una turbina que acciona,
a su vez, un alternador.
El tiempo durante el cual la central está en condiciones de producir electricidad puede duplicarse aprovechando el efecto contrario, es decir, manteniendo cerradas las esclusas cuando el embalse está casi vacío
y va a comenzar la pleamar. Cuando ésta llega a su
punto máximo, se abren las esclusas, formándose así
un salto de agua que acciona la turbina. Esta operación requiere que tanto la turbina como el alternador
puedan girar indistintamente en uno u otro sentido,
es decir sean reversibles.
En la elección de las turbinas se deben considerar los aspectos específicos de este tipo de planta,
entre los cuales 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.
En los análisis de factibilidad para un estuario
concreto deberán estudiarse los siguientes parámetros:
la longitud del dique, superficie embalsada, nivel mínimo del agua, coste y carrera de marea; este último
es el más importante. En los emplazamientos estudiados en el Reino Unido se ha supuesto que su valor
debe ser superior a cinco metros para poder tener via-
Fuente: UNESA.
Tabla VI.15
Centrales maremotrices existentes. Año 2000
Emplazamiento
La Ronce (Francia)
Kislaya-Guba (Rusia)
Jiangxia (Rep. Popular China)
Annapolis (Canadá)
Severn (Reino Unido)
Carrera media
de marea (m)
Superficie
embalsada (km2)
Potencia instalada
(MW)
Producción aproximada
(GWh/año)
8
2,4
7,1
6,4
7
17
2
2
6
520
240
0,4
3,2
17,8
—
540
—
11
30
—
Año de puesta
en servicio
1966
1968
1980 (*)
1984
2000
Fuente: Hammons, T.J. «Tidal Power» 1993.
(*) Primer grupo en 1980, sexto grupo en 1986.
bilidad económica. En España, los mayores valores están en el entorno de cuatro metros, por lo que será
muy difícil su aprovechamiento. (Ver en el Gráfico VI.21
el esquema en planta de una central maremotriz.)
Se han estudiado las condiciones de aprovechamiento en algunos puntos de la zona cántabra y
gallega, habiéndose analizado con cierta profundidad
algunos emplazamientos en las rías de Vigo.
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 que la implantación del dique
tiene en las mareas existentes originalmente en el
emplazamiento.
239
¿Qué posibilidades de desarrollo
tiene la energía maremotriz?
E
n la actualidad hay cinco centrales maremotrices produciendo en el mundo (aparte de algunos pequeños
grupos operando en China). La primera en instalarse
y de mayor potencia es la de La Ronce (Francia), situada en un estuario con una amplitud media de marea de ocho metros. La central fue inaugurada en 1966.
Posee una presa de 750 metros de longitud y 27 metros de altura y su potencia es de 240 MW. Su producción media anual está estimada en 540 millones
de kWh.
En agosto de 1984 entró en servicio el primer
grupo de la central maremotriz de Annapolis, en la bahía de Fundy (Canadá), de 17,8 MW de potencia y una
producción anual estimada de 50 millones de kWh. Las
otras dos centrales aludidas son las de Jiangxia, en Chi-
na, con 3,2 MW y la de Kislaya-Guba, en la antigua
URSS, con 0,4 MW. Finalmente, en octubre del año
2000, inició su funcionamiento la central de Severn,
situada en la isla escocesa del mismo nombre. (Tabla VI.15)
Aún cuando la energía potencial teórica contenida de las mareas es considerable –se estima en
TW/año la energía disipada por las mareas oceánicas
anualmente–, los requisitos naturales necesarios para
su aprovechamiento hacen que sólo en determinados
lugares del mundo pueda realmente plantearse la instalación de nuevas centrales maremotrices.
El potencial técnico mundial se estima actualmente entre 500 y 1.000 TWh/año, es decir, una fracción muy pequeña del potencial teórico. Para Europa
Occidental se cifra en unos 105 TWh/año. (Véase Tabla VI.16)
Una relación de los emplazamientos más importantes del mundo se recogen en la Tabla VI.17
adjunta.
Tabla VI.16
Potencial técnico de las mareas
en Europa Occidental
Recurso disponible técnicamente
País
GW
Reino Unido
Francia
Irlanda
Holanda
Alemania
España
25,2
22,8
4,3
1,0
0,4
0,07
TOTAL Europa Occidental
63,8
TWh/año
50,2
44,4
8,0
1,8
0,8
0,13
105,4
% del total
europeo
47,7
42,1
7,6
1,8
0,7
0,1
100
Fuente: Hammons. T.J. «Tidal Power» 1993.
225
Tabla VI.17
Emplazamientos mundiales más importantes para el desarrollo de centrales maremotrices
Emplazamiento
San José (Argentina)
Bahía de Secure (Australia)
Cobequid (Canadá)
Bahía de Mezen (Rusia)
Mar de Okhost (Peenzhinsk, Rusia)
Bahía de Tugur (Rusia)
Turnagain Arm (EE.UU.)
Golfo de Cambay (India)
Severn (Reino Unido)
Carrera media de marea (m.)
Superficie embalsada (km2)
Potencia instalada (MW)
Producción aproximada
(GWh/año)
5,9
10,9
12,4
6,76
11,4
6,81
7,5
6,8
7
—
—
240
2.640
20.530
1.080
—
1.970
520
6.800
—
5.338
12.160
87.400
7.800
6.500
7.000
8.640
20.000
7.800
14.000
45.000
190.000
16.200
16.600
15.000
17.000
Fuente: Hammons, T.J. «Tidal Power». 1993 y Bernshtein L.B. «Tidal Power development». 1995.
En España, varios estudios realizados por expertos en estas tecnologías sitúan el potencial técnico
en unos 140 GWh/año.
Entre los aspectos económicos destaca el elevado coste del kilovatio instalado, 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.
Por todo ello se calcula que sólo unos
200 TWh/año de la energía mundial de las mareas podrían ser recuperables desde el punto de vista técnico y económico. Además habría que valorar sus impactos medioambientales: en primer lugar conviene destacar la alteración del régimen hidrodinámico (menor
dispersión de efluentes; influencia en el transporte de
sedimientos). La carrera de marea en el estuario influye
en el medio ambiente; típicamente un aprovechamiento
reduce a aproximadamente un 50% la máxima marea
viva.
En definitiva, por razones técnicas, económicas
y medioambientales, el desarrollo de este tipo de centrales será forzosamente lento y tenderá a concentrarse en zonas muy determinadas. En efecto, se estima
que más de la mitad de la energía potencial con posibilidades de explotación se halla en sólo cinco áreas: la Bahía de Cobequid (Canadá), el estuario del Severn (Gran Bretaña), la costa noroccidental de Fran-
226
cia, la costa al sudeste de China y el mar de Okhotsk
y Bahía de Mezen en Rusia.
Serán necesarios, por tanto, importantes esfuerzos
en proyectos de I+D para resolver los principales problemas planteados hoy día en el campo tecnológico.
¿Qué es la energía de las olas?
L
a energía del oleaje de los océanos y mares proviene
de la energía cinética del viento y, teóricamente, tiene un gran potencial energético que podría generar
una importante cantidad de electricidad. Sin embargo,
esta conversión en electricidad de la energía mecánica que transporta una ola –entre 35 km/m en la costa del Reino Unido o Noruega– es técnica y económicamente difícil e implica pérdidas importantes en el
proceso de generación.
Para aprovechar este tipo de energía se necesitan, en general, estructuras bastante complejas y costosas, si se quiere obtener un rendimiento razonablemente alto. Además, el movimiento oscilatorio de las
olas oceánicas se encuentra en un rango de frecuencias de entre 3 y 30 ciclos por minuto, muy inferior a
los centenares de revoluciones por minuto que exige
la generación de energía eléctrica: la maquinaria necesaria para convertir este lento movimiento de las olas
en electricidad (convertidores) es, asimismo, costosa
e implica pérdidas adicionales. A su vez, el diseño de
un dispositivo eficaz capaz de soportar, con un coste
de mantenimiento pequeño, las condiciones climato-
240
lógicas del mar abierto, constituyen en sí mismo un
problema de difícil solución.
241
¿Cómo puede aprovecharse
la energía del oleaje?
S
e han diseñado varios dispositivos para convertir la
energía de las olas en electricidad y hacerla llegar a
la tierra. Unos están concebidos para ser instalados en
aguas poco profundas, o en tierra firme, el sistema de
Columna de Agua Oscilante (OWC), y otros para aguas
profundas: flotadores, boyas de ondulación, alerones,
bolsas elásticas, cilindros sumergidos... En este último
tipo, la idea consiste, básicamente, en exponer a las
olas dispositivos flotantes, en una amplia gama de frecuencias y direcciones, que están sometidos a complejos movimientos tridimensionales.
El sistema de Columna de Agua Oscilante (OWC)
es la instalación que está más próxima de 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; el aire
circula a través de una turbina que puede ser bidireccional. 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 de unos diez metros. (Ver
esquema de funcionamiento en Gráfico VI.22)
Se han construido ya varias plantas piloto.
Así, se cuenta con dispositivos de este tipo en Reino
Unido, Noruega, Japón, China e India. Entre ellos
destacan:
– Planta japonesa en Sakata: capacidad de generación limitada, 60 kW.
– Planta noruega en Tottstallen (350 kW) destruida por un fuerte temporal, tras varios años
de operación.
– Planta en Vizhinjam (India), de 150 kW, de
buen funcionamiento; se prevén instalar más
unidades.
– Aunque tiene otra concepción, destaca un prototipo de estructura flotante desarrollado en
Japón, denominado Mighty Whale, cuyo funcionamiento se basa también en el principio
de la columna de agua oscilante (OWC). Tiene tres cámaras y utiliza turbinas tipo Wells;
los generadores son de 50 kW.
Sin embargo, todavía la experiencia operativa
es limitada, sin que en la mayor parte de los casos se
hayan alcanzado suficientes logros como para abordar planes más ambiciosos.
¿Cuál es el nivel de desarrollo
de la energía del oleaje
en el mundo?
242
C
omo se ha visto en la pregunta anterior, hay un conjunto de problemas importantes que hacen que la energía de las olas realmente aprovechable en la actualidad no sea considerable; y el coste de la electricidad
generada con estos sistemas, muy superior al de la producida con fuentes energéticas convencionales.
Todas estas circunstancias explican que sólo un
pequeño número de instalaciones del tipo de ColumGráfico VI.22
Esquema del sistema de Columna Oscilante
para aprovechamiento del oleaje
Fuente: The Indian Wave Energy Programme. Indian Institute of Technology.
227
na de Agua Oscilante se encuentren actualmente en
funcionamiento: la central de Toftestallen en Noruega, los sistemas de Sakata, Honshu y Mashike en Japón... Otras instalaciones experimentales funcionaron
en Suecia, Dinamarca, Japón, etc. durante cortos periodos de tiempo. Existen, sin embargo, proyectos en
ejecución o desarrollo en un número relativamente amplio de países.
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. El potencial teórico de la Europa Occidental se cifra en aproximadamente 1.000.000
GWh/año.
La evaluación sistemática del recurso en Europa se lleva a cabo dentro del programa Joule de la UE.
Se trata en primer lugar de elaborar el Atlas Europeo
de la Energía del Oleaje (proyecto Weratlas) 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.
Aunque las consideraciones económicas y ambientales determinan ampliamente su viabilidad, sería
razonable llegar en Europa en el año 2010 a la cifra
de 1.000 GWh/año en instalaciones del tipo de Columna
de Agua Oscilante y de Canales de Paso, lo cual 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.
243
– A comienzos de los años ochenta se desarrolló
un proyecto de investigación en la costa santanderina que puso de manifiesto la importancia de los costes que se derivarían de la
realización de la importante obra civil necesaria para implantar una instalación de aprovechamiento de la energía del oleaje.
– Se desarrolló en España proyecto de investigación –llamado OLAS-1000– cuyo objetivo es
la construcción y experimentación de un prototipo de central de 1.000 kW para aprovechamiento de la energía de las olas de la costa atlántica.
Pertenece al tipo de Columna de Agua Oscilante, habiéndose 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. 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.
Este proyecto fue desarrollado dentro del Programa PIE, aprovechando la instalación hidráulica del sistema de refrigeración de uno
de los condensadores de la central térmica de
Sabón (A Coruña). En esta instalación se estudiaron las principales magnitudes operativas de este tipo de instalación.
¿Cómo está en España
el desarrollo de la energía
del oleaje?
A
pesar de ser un país con una extensa costa marítima,
España no cuenta con grandes posibilidades de aprovechar la energía de las olas que recibe. Dada la suavidad general del oleaje de la costa mediterránea, tan
sólo el Atlántico y el Cantábrico ofrecen oportunidades potenciales razonables desde el punto de vista
teórico.
228
La experiencia que existe en España sobre este
tipo de instalaciones puede resumirse, fundamentalmente, en la realización de los dos proyectos de investigación siguientes:
¿Cómo puede aprovecharse
la energía de las corrientes
marinas?
E
ntre los recursos energéticos contenidos en los océanos
se encuentra la energía cinética de las corrientes marinas. Su origen está ligado, entre otras causas, a las diferencias de temperatura o de salinidad, a las que se aña-
244
Gráfico VI.23
Turbina de flujo axial para aprovechamiento
de corrientes marinas
do rotores de 15 a 25 metros de diámetro, que corresponden a potencias comprendidas entre 200 y 800 kW.
Es conveniente notar que los esfuerzos que debe
absorber la turbina son mayores que en el caso eólico, debido a la citada densidad del agua; sin embargo este efecto viene contrarrestado en parte por la menor relación entre velocidad punta y velocidad media.
¿Qué posibilidades de desarrollo
tiene la energía de las corrientes
marinas?
245
E
Fuente: UNESA.
de la influencia de las mareas. Los efectos se amplifican cuando la corriente atraviesa zonas estrechas limitadas por masas de terreno, incrementándose su velocidad.
Las técnicas de aprovechamiento de esta energía 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. (Ver esquema
de funcionamiento en el Gráfico VI.23)
La velocidad de diseño más apropiada se estima en 2 ó 3 m/s; hay numerosos emplazamientos con
velocidades del orden de 2 m/s.
La potencia extraíble, sin embargo, por unidad
de área barrida, es inferior a los aerogeneradores
eólicos, en un factor entre 7 y 20 veces, dado que la
densidad del agua es unas 850 veces la del aire.
En la primera generación se están consideran-
n la década de los ochenta hubo muy poca actividad
en este tema. En 1982 se instaló 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 de 3,5 kW. Además se realizaron algunos
estudios en Reino Unido, Canadá y Japón.
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 Reino Unido. Se ha estimado que resulta accesible una energía de 20 TWh/año aproximadamente,
a un coste menor que 0,13 €/kWh. Además, se realizó una 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.
Asimismo, el proyecto de la Unión Europea UEJoule Con Ex (1995), hizo una evaluación de este recurso energético en Europa.
En él se han identificado más de 100 lugares con
corrientes marinas importantes. El potencial energético se estima en unos 48.000 GWh/año, equivalentes
a una potencia instalada de 12,5 GW con los factores
de capacidad esperados. Los emplazamientos más prometedores están en Reino Unido, Irlanda, Francia, España, Italia y Grecia. Hay bastantes lugares que ofrecen potencial energético del orden de 10 MW/km2.
229
Capítulo
VII
Aspectos económicos
y financieros
246
¿Cuál es el valor
de la infraestructura eléctrica
propiedad de las empresas
asociadas en UNESA?
C
omo consecuencia del proceso de separación jurídica
por actividades –generación, transporte y distribución
y comercialización–, emprendida en 1999 y terminada en el ejercicio 2000, se han producido algunos cambios estructurales en la dimensión de inmovilizado correspondiente a cada una de estas actividades.
De acuerdo con los balances consolidados a 31
de diciembre del año 2001, el valor del inmovilizado
material en instalaciones técnicas de energía eléctrica
de las empresas asociadas en UNESA asciende a 36.042
millones de euros.
La distribución de este inmovilizado por actividades es la siguiente:
Tabla VII.1
Distribución del inmovilizado material
en instalaciones técnicas. Año 2001
Actividad
Millones de euros.
%
Generación
Transporte y Distribución
Comercialización
20.138
15.686
218
55,8
43,5
0,7
TOTAL
36.042
100,0
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
¿Cuál es el nivel de facturación
del sector eléctrico español?
247
E
n el año 2001, la cifra de facturación de las actividades eléctricas, realizadas por las empresas asociadas
en UNESA, ascendió a 13.954 millones de euros.
La evolución de esta cifra a lo largo de los últimos años se presenta en la Tabla VII.2 adjunta.
La bajada de tarifas eléctricas registradas en los
últimos años es compensada en parte por los incrementos habidos en el consumo eléctrico, de ahí la aleatoriedad existente en las cifras de los últimos cinco
años.
Tabla VII.2
Evolución de la facturación de las empresas
de UNESA (1991-2001)
Año
Millones de euros
Variación s/año anterior (%)
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
10.772
11.303
11.537
12.138
12.692
13.043
13.102
12.663
12.292
13.170
13.954
—
4,9
2,0
5,2
4,5
2,7
1,4
–3,3
–3,0
7,1
5,9
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
233
248
¿Cómo ha evolucionado
la facturación de las empresas
de UNESA por componentes
y por niveles de tensión?
L
¿Cuál ha sido la evolución
económica de las actividades
eléctricas en las sociedades
de UNESA?
a Tabla VII.3 refleja la evolución (periodo 1991-2001)
de los distintos conceptos que integran la facturación
por venta de electricidad de las empresas que conforman UNESA, y que en el año 2001 ascendió a
13.953.920 miles de euros.
La Tabla VII.4 muestra la evolución de esta facturación por niveles de tensión.
249
E
l cash-flow operativo o margen bruto de explotación
(EBITDA, Beneficio antes de intereses, impuestos y
amortizaciones), alcanzó los 5.712 millones de euros
en el año 2001, lo que representa un 1,8% de incremento sobre el ejercicio de 2000.
Mientras que las actividades liberalizadas (generación y comercialización) no registran apenas variación, el transporte y distribución incrementan su valor en un 5,1%, debido a la reducción de sus costes
gestionables.
El resultado neto de explotación supuso para
el año 2001 los 3.672 millones de euros, es decir, un
8% superior al registrado en el año 2000. La caída en
Tabla VII.3
Valor de la facturación de electricidad por componentes (miles de euros)
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Facturación básica
Término de energía (*)
Término de potencia
Recargos/descuentos
Energía reactiva
Discriminación horaria
Interrumpibilidad
11.076.737
8.877.291
2.199.446
–304.262
–62.475
–49.241
–192.546
11.683.074
9.308.379
2.374.695
–379.575
–70.559
–112.582
–196.435
11.968.477
9.498.918
2.469.559
–431.004
–81.022
–148.378
–201.604
12.648.456
10.068.443
2.580.013
–510.103
–93.716
–178.278
–238.109
13.215.511
10.472.816
2.742.695
–523.884
–89.966
–166.787
–267.132
13.573.486
10.738.121
2.835.365
–530.778
–96.252
–161.997
–272.529
13.597.755
10.740.207
2.857.548
–495.318
–96.132
–106.463
–292.723
13.093.133
10.353.197
2.739.936
–430.186
–90.627
–44.595
–294.965
12.991.948
10.325.434
2.666.514
–362.743
–51.560
–31.817
–279.366
13.686.915
10.963.656
2.723.259
–357.199
–26.520
–49.401
–281.278
14.323.343
11.507.865
2.815.478
–369.423
–23.683
–59.053
–286.687
TOTAL
10.772.475 11.303.499 11.537.473 12.138.353 12.691.627 13.042.708 13.102.437 12.662.946 12.629.205 13.329.716 13.953.920
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
(*) Incluye el coste de la energía adquirida en el Mercado de Producción por los clientes cualificados.
Tabla VII.4
Valor de la facturación de electricidad por niveles de tensión (miles de euros)
1991
Baja tensión < 1 kV
Alta tensión:
>1 y < 36kV
> 36 y < 72,5 kV
> 72,5 y < 145 kV
> 145 kV
Tarifa G.4 (grandes
consumidores)
TOTAL
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
7.115.196
4.188.303
2.928.251
648.180
323.597
124.932
7.466.343
4.071.130
2.866.635
613.333
286.436
140.451
7.883.181
4.255.172
3.034.642
607.581
293.715
161.432
8.307.550
4.384.077
3.141.094
589.455
306.901
173.073
8.637.860
4.404.848
3.201.820
572.043
282.151
176.523
8.696.609
4.405.827
3.192.234
551.915
286.238
200.341
8.493.707
4.169.239
3.049.517
507.170
260.737
183.140
8.651.348
3.977.857
2.847.904
468.808
270.255
218.359
8.905.629
4.424.087
3.117.566
531.555
323.156
274.491
9.243.397
4.710.523
3.321.671
523.882
294.205
382.991
154.316
163.343
164.275
157.802
173.554
172.310
175.099
168.674
172.531
177.319
187.774
10.772.475 11.303.499 11.537.473 12.138.353 12.691.627 13.042.708 13.102.437 12.662.946 12.629.205 13.329.716 13.953.920
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
234
1992
6.638.239
4.134.236
2.817.587
642.626
366.563
153.144
un 7% de la cifra relativa a las amortizaciones explica
en gran medida el aumento de producción en el margen neto.
250
¿Cómo ha evolucionado
la rentabilidad de los activos
eléctricos propiedad
de las empresas de UNESA?
Tabla VII.5
Rentabilidad del activo propiedad
de las sociedades de UNESA
Beneficio antes de intereses y después del
impuesto (Baldl)
Baldl/Ventas
(A) (%)
Inversión neta (Activo neto)
Ventas/inversión neta
(B) (veces)
Rentabilidad del activo neto
(A × B) (%)
Total 2001
Total 2000
2.498
18,6
43.679
0,31
5,7
2.355
17,9
42.329
0,31
5,6
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
D
esde 1997, último ejercicio previo al inicio del proceso de liberalización del sector, la rentabilidad de las
inversiones de las actividades eléctricas nacionales (medida por el cociente entre el beneficio antes de intereses y después de impuestos y el activo neto de las
actividades) ha venido descendiendo continuadamente hasta el año 2000, situándose en el ejercicio 2001
en un porcentaje del 5,7%. (Ver Tabla VII.5 y Gráfico VII.1)
Distinguiendo por actividades, se aprecia una
tendencia a la convergencia de la rentabilidad del activo neto de los diferentes negocios. La rentabilidad
de las actividades liberalizadas (generación y comercialización) ha alcanzado, conforme a la estimación realizada del cierre del ejercicio, un 6% y la de las actividades reguladas (transporte y distribución) un 5,3%.
Gráfico VII.1
Rentabilidad sobre activos
de las actividades eléctricas (%)
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
¿Cómo han evolucionado
las inversiones de las empresas
de UNESA?
251
L
a industria eléctrica ha asumido históricamente su cuota de responsabilidad en el mantenimiento de un servicio eléctrico de calidad a un precio razonable para
los consumidores españoles. Por consiguiente, sus planes de inversiones se han ido adecuando en cada momento a las necesidades del sistema.
En el año 2001, las empresas eléctricas asociadas en UNESA invirtieron 2.714 millones de euros en
activos materiales, es decir, en instalaciones de producción, transporte y distribución de electricidad. De
esta cifra, 1.440 millones de euros se invirtieron en instalaciones de generación, y el resto fueron para las de
transporte y distribución.
La estructura de estas inversiones ha ido sufriendo, lógicamente, cambios en función de las necesidades del desarrollo eléctrico del país. Así, a lo largo de la primera mitad de los años ochenta, las instalaciones de producción absorbieron la mayor parte
del esfuerzo inversor debido, entre otras cosas, a la
necesidad de sustituir los derivados del petróleo por
carbón y energía nuclear en la generación de electricidad. De esta forma, en el periodo 1980-86, las inversiones en instalaciones de generación de electricidad superaron el 80% de la inversión total en inmovilizado material.
Por el contrario, las instalaciones de transporte, transformación y distribución, que suponían menos
del 15% de la inversión total en el periodo 1980-86,
se han situado en torno al 40% en la década de los
235
Tabla VII.6
Evolución de las inversiones materiales
de las empresas asociadas en UNESA (1991-2001)
Años
Millones de euros
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2.028
1.967
1.966
2.060
2.045
1.893
1.482
1.331
1.657
2.014
2.714
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
noventa, lo cual tiene un evidente efecto positivo en
el nivel de calidad alcanzado en el servicio eléctrico.
La evolución de las inversiones materiales realizadas por las empresas de UNESA en instalaciones
eléctricas a lo largo de los últimos años ha sido la recogida en la Tabla VII.6.
252
¿Cuáles son las previsiones
de inversiones de las empresas
de UNESA?
Así como la disponibilidad de una adecuada capacidad de generación es condición necesaria para asegurar la continuidad del suministro, también resulta imprescindible mantener una red de transporte y distribución adecuada al nivel y la estructura de la demanda
a la que atiende. Las inversiones en mejora de la calidad y seguridad del servicio obligarán a realizar importantes inversiones en las actividades de distribución
y transporte durante los próximos ejercicios.
Es necesario no olvidar que, para asegurar el futuro del suministro, resulta imprescindible que las señales económicas sean las adecuadas en todo momento,
que la regulación mantenga la confianza de los inversores y que se favorezca una adecuada rentabilidad de las cuantiosas inversiones de capital que el suministro eléctrico requiere.
Además, el alcanzar un desarrollo sostenido obliga a las sociedades de UNESA a realizar estrategias diversas, unas orientadas al liderazgo en mercados externos, otras al posicionamiento en sectores de alto crecimiento, y otras al aprovechamiento de las
complementariedades ofrecidas por sus infraestructuras de activos materiales.
El crecimiento de la demanda de energía eléctrica en España, unido a la necesidad en un entorno
competitivo de reemplazar los grupos más antiguos por
tecnologías más eficientes, forzará siempre a las empresas a incrementar su actividad inversora en nuestro país, sin olvidar las inversiones que la mejora de
la calidad y seguridad del servicio obligan a realizar
en la actividad de distribución.
L
as empresas asociadas en UNESA, debido al marco económico de los últimos ejercicios, han soportado una
disminución importante de los ingresos y de los márgenes de las actividades tradicionales desarrolladas en
España. Sin embargo, las empresas han desarrollado
estrategias de crecimiento sostenido, apoyadas en el
conocimiento y las capacidades adquiridas en las actividades eléctricas y guiadas por el principio de la
búsqueda de la máxima generación de valor para sus
accionistas.
A principios de esta década, las sociedades eléctricas iniciaron un nuevo ciclo inversor que supondrá
la incorporación en los próximos años de unos 14.000
MW en instalaciones de ciclo combinado y otras tecnologías, con una inversión en generación cercana a
los 6.000 millones de euros. (Ver Tabla VII.7)
236
Tabla VII.7
Inversión prevista en el negocio eléctrico en
España de las empresas asociadas en UNESA
(2002-2005) (Millones de euros)
Año
Generación
Transp. & Distrib.
Total
2002
2003
2004
2005
1.597
1.563
1.557
1.226
1.023
1.256
1.214
1.196
2.620
2.819
2.771
2.422
5.943
4.689
10.632
TOTAL
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
253
¿Cuánto invierten las empresas
de UNESA en el área
medioambiental?
te cubiertas con las pólizas de seguro de responsabilidad civil que tienen suscritas y con las provisiones
que a tal efecto tienen dotadas.
L
as sociedades de UNESA son conscientes de que la
provisión de un suministro eléctrico de calidad exige simultáneamente que éste se efectúe en condiciones
ambientalmente sostenibles. El compromiso asumido
por las sociedades de UNESA de desarrollar sus actividades con la mínima incidencia medioambiental
tiene ya una repercusión significativa en sus estados
financieros.
En primer lugar, se han realizado inversiones
materiales en centrales de generación para disminuir
y controlar las emisiones de gases, así como para minimizar los riesgos de contaminación en aguas por
emisiones líquidas. Se estima, por ejemplo, que aproximadamente el 30% de la inversión en las nuevas
centrales eléctricas se materializa en medidas relacionadas directa o indirectamente con la protección
medioambiental.
Asimismo, algunas de las inversiones efectuadas en las redes de transporte y distribución han tenido un propósito netamente medioambiental, como
las destinadas al enterramiento de líneas, a la protección de la avifauna o a la sustitución de transformadores para la eliminación de PCBs.
Así, por ejemplo, las inversiones dirigidas a asegurar la sostenibilidad de las actividades relacionadas
con el suministro eléctrico ascendieron, durante el ejercicio 2001, a 44 millones de euros.
Por otra parte, además de estas inversiones, las
actuaciones desarrolladas por las empresas en este ámbito han repercutido sobre el gasto corriente de las mismas, en particular las acciones dirigidas al control y
gestión de residuos, así como las operaciones de reparación y mantenimiento preventivo de instalaciones
con fines medioambientales. Adicionalmente, hay que
considerar las cantidades satisfechas en pago de
impuestos autonómicos relacionados con el medio
ambiente.
En el ejercicio de 2001, estos gastos supusieron
unos 90 millones de euros, frente a un importe de 73
millones de euros en el ejercicio anterior.
Por lo que respecta a posibles riesgos y contingencias en esta materia, las sociedades eléctricas de
UNESA consideran que se encuentran suficientemen-
¿Cómo se financian
las actividades de las empresas
de UNESA?
254
L
as necesidades financieras de las empresas eléctricas
se cubren mediante recursos autogenerados por las propias compañías, reinvirtiendo parte de los beneficios,
ampliaciones de capital, emisión de obligaciones y contratación de préstamos y créditos en los mercados financieros nacionales e internacionales.
La terminación a finales de los años ochenta de
un gran ciclo inversor en instalaciones de generación
les permitió incrementar sustancialmente su capacidad
de autofinanciación, sobre todo en la primera mitad
de la década de los noventa.
Por otra parte, en los primeros años de este siglo se ha iniciado un nuevo ciclo inversor, por lo que
la deuda financiera imputada a las actividades eléctricas nacionales ha pasado de un importe de 18.515 millones de euros a 31 de diciembre de 2000, a 19.052
millones de euros a 31 de diciembre de 2001.
En la composición de esta deuda se aprecia un
aumento de la participación relativa de la financiación
instrumentada a través de préstamos y créditos, en detrimento de la bajada en obligaciones, bonos y pagarés. (Véase Tabla VII.8)
Con respecto a la composición por divisas de
la deuda financiera de las actividades eléctricas, que
se muestra en el Gráfico VII.2, se ha producido una
importante reducción del peso de la deuda en dólaTabla VII.8
Composición de la deuda financiera
de las actividades eléctricas nacionales
(Millones de euros)
2001
%
2000
%
Obligaciones y bonos
Préstamos y créditos
Pagarés
2.836,8
13.534,5
2.680,7
14,9
71,0
14,1
3.214,2
12.318,1
2.982,8
17,4
66,5
16,1
TOTAL
19.052,0
100,0
18.515,0
100,0
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
237
res, de manera que el importe remanente de la deuda en divisas de la actividad eléctrica nacional es escasamente significativo.
Por otra parte, la tasa de coste de la deuda financiera imputada a las actividades eléctricas en el ejercicio 2001 fue de un 4,84%, tasa inferior a la registrada durante el ejercicio 2000, que fue de un 4,96%.
Estos importes no recogen el volumen correspondiente a la deuda de las empresas destinadas a financiar las actividades internacionales y de diversificación, ni la deuda eléctrica asignada a la actividad de
estructura corporativa. Incluyendo los importes asignados a estas actividades, la deuda total de los grupos eléctricos ascendió a 41.063 millones de euros en
el año 2001, frente a los 35.608 de 2000.
La tasa de coste de la deuda total de los grupos encabezados por las sociedades de UNESA ha sido
Gráfico VII.2
Composición de la deuda por divisas
durante 2000 de un 6,34%, sensiblemente superior a
la tasa de coste de la deuda de las actividades eléctricas nacionales. La razón fundamental de esta mayor
tasa de coste es el efecto sobre resultados de las diferencias de cambio negativas de la deuda de algunas
filiales iberoamericanas.
¿Cuál es la estructura
de costes del servicio
eléctrico?
E
l coste del servicio eléctrico es el resultado de la suma
de los costes reconocidos de los distintos conceptos
que lo integran. De acuerdo con la normativa establecida en el artículo 17 de la Ley del Sector Eléctrico, las tarifas que deberán pagar los consumidores incluirán en su estructura los siguientes conceptos:
– El coste de producción de energía eléctrica,
que supone actualmente alrededor del 60%
de los costes totales y está integrado por:
• La energía aportada por los generadores, valorada al precio medio previsto en el mercado de producción, incluyendo el coste de
los servicios complementarios y la retribución por garantía de potencia.
• La energía aportada por los autoproductores y por los generadores acogidos al Régimen Especial.
• La energía procedente de los contratos internacionales que fueron firmados por Red
Eléctrica de España con anterioridad a la
entrada en vigor de la Ley.
– Los denominados costes permanentes del sistema, que incluyen los siguientes conceptos:
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
238
• La compensación de las actividades llevadas a cabo en los territorios insulares y extrapeninsulares.
• Los costes correspondientes al Operador del
Sistema, al Operador del Mercado y a la Comisión Nacional de Energía.
• Los denominados costes de transición a la
competencia, correspondientes a la retribución fija que han de percibir los titula-
255
res de instalaciones de producción de energía eléctrica que a 31 de diciembre de 1997
estuvieran acogidas al Real Decreto
1538/1987, es decir, al sistema de retribución denominado Marco Legal Estable.
– El coste del transporte, que incluye la retribución concedida a Red Eléctrica de España
en concepto de transporte y al resto de las
empresas que están sometidas a liquidación.
– El coste de distribución y comercialización a
clientes sujetos a tarifa regulada. Actualmente no incluye importe alguno destinado a los
programas de incentivación de la gestión de
la demanda, los planes de mejora de la calidad del servicio, y la electrificación y la mejora de la calidad en el ámbito rural.
– Los denominados costes de diversificación y
seguridad de abastecimiento. Incluye los siguientes conceptos:
• La moratoria nuclear.
• La financiación del “stock” básico de uranio.
• La segunda parte del ciclo del combustible
nuclear.
En la tabla VII.9 adjunta figuran, a modo de ejemplo, los costes de todos estos conceptos que se incluyeron en las tarifas eléctricas de los años 2001 y 2002.
Conviene señalar que los consumidores cualificados pueden negociar por otras vías su suministro
de electricidad, bien adquiriendo la energía en el Mercado de Producción directamente y pagando además
las correspondientes tarifas de acceso por el uso de
las redes de transporte y distribución, bien negociando un contrato directamente con un comercializador.
¿Qué son los Costes de Transición
a la Competencia?
256
P
ara facilitar el proceso de transición a la competencia,
la Ley 54/1997 estableció en su disposición transitoria
sexta un plazo máximo de diez años desde la entrada en vigor de la Ley, durante el cual se reconoce, para
las sociedades titulares de instalaciones de producción
Tabla VII.9
Costes incluidos en la tarifa eléctrica de 2002-2001 (miles de euros)
Conceptos
1. Coste de la producción
1.1. Régimen Ordinario
1.2. Régimen Especial
1.3. Contrato REE-EdF y otros
2002
2001
Var 02/01
8.552.931
6.181.217
2.223.937
147.777
8.065.066
6.123.742
1.816.427
124.896
6,0%
0,9%
22,4%
18,3%
2. Costes permanentes del sistema
2.1. Extrapeninsulares
2.2. Operador del Sistema
2.3. Operador del Mercado
2.4. Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE)
2.5. Costes de Transición a la Competencia
718.156
201.219
12.940
9.195
8.955
485.847
856.214
129.855
9.015
9.015
9.015
699.314
–16,1%
55,0%
43,5%
2,0%
-0,7%
–30,5%
3. Coste del transporte
3.1. Red Eléctrica de España (REE)
3.2. Empresas distribuidoras
633.262
370.091
263.171
581.834
347.253
234.581
8,8%
6,6%
12,2%
4. Coste de la distribución
2.700.773
2.647.819
2,0%
5. Gestión comercial y de demanda
255.867
250.850
2,0%
6. Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento
6.1. Moratoria nuclear
6.2. «Stock» básico de uranio
6.3. 2.a parte del ciclo del combustible nuclear
6.4. Compensación de interrumpibilidad y régimen especial
601.878
476.392
0
108.657
16.828
583.541
459.678
745
103.885
19.232
3,1%
3,6%
–100,0%
4,6%
–12,5%
13.462.867
12.985.323
3,7%
COSTE TOTAL DEL SERVICIO
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
239
de energía eléctrica, la existencia de unos costes de
transición al régimen de mercado competitivo (CTC’s).
Estos costes se registran en la contabilidad de
las sociedades a través de una serie de elementos del
activo, integrados en el inmovilizado material y en el
subgrupo de «Gastos a distribuir en varios ejercicios»,
cuya amortización se efectúa a medida que se perciben los ingresos acreditados a las compañías eléctricas en concepto de retribución fija por tránsito a la
competencia.
Sin embargo, debido a la bajada de tarifas de
los últimos años y el alza de los precios del mercado
de producción, se ha producido un significativo descenso en el importe de los ingresos en concepto de
CTC’s, que son el «colchón» en la estructura de costes
del servicio eléctrico.
Por ello, en la modificación introducida por el
Real Decreto Ley 2/2001, se alargó el periodo de cobro de los CTC’s hasta el año 2010, razón por la cual
las empresas van adecuando en cada ejercicio la recuperación de este concepto.
257
¿Cuál es el precio medio
de la electricidad en el sistema
eléctrico español?
E
s el resultado de dividir el Coste Total del Servicio del
año entre la energía eléctrica total suministrada en el
sistema eléctrico.
En el año 2001 se estableció un Coste Total del
Servicio de 12.985 millones de euros, lo que supone
un precio medio para la electricidad o tarifa de referencia de 6,89 cent€/kWh.
258
¿Cómo ha evolucionado
el precio medio de la electricidad
en España?
L
a tarifa eléctrica española ha crecido menos que el Índice de Precios de Consumo (IPC) en 23 de los 28 ejercicios transcurridos entre 1973, año en que se implantó
el Sistema Integrado de Facturación (SIFE), y 2001. Esto
quiere decir que el precio de la electricidad ha contribuido significativamente a la moderación del índice
general de precios a lo largo de este periodo.
240
Medido en términos constantes de 1973, es decir, eliminando el efecto de la inflación registrada desde dicho año, el precio medio de la electricidad en
2001 se situó en 0,65 cent€/kWh, lo que supone un
descenso del 26,3% en el conjunto del periodo 19732001. Es decir, el precio medio de la electricidad ha
crecido en España un 26,3% menos que el Indice de
Precios al Consumo (IPC) desde el año 1973.
Tabla VII.10
Evolución de los incrementos medios
de la tarifa eléctrica y del IPC (1973-2001)
% variación
Tarifas * (%)
IPC ** (%)
1973
1974
1975
1975
Mayo
Marzo
Febrero
Noviembre
5,00
15,86
15,00
16,50
14,65
17,62
–
14,23
1977
1977
1979
1980
Marzo
Julio
Julio
Enero
13,80
5,36
21,19
17,00
–
26,30
15,43
–
1980
1981
1981
1982
Julio
Enero
Abril
Enero
19,50
19,17
7,68
12,60
15,14
–
14,55
13,92
1983
1983
1984
1985
Enero
Octubre
Abril
Febrero
7,50
6,00
8,75
6,80
–
12,33
8,97
8,14
1986
1987
1988
1989
Marzo
Febrero
Febrero
Enero
7,25
4,01
5,50
4,10
8,34
4,56
5,86
6,89
1990
1991
1992
1993
Enero
Enero
Enero
Enero
5,50
6,80
3,20
2,90
6,51
5,58
5,34
4,96
1994
1995
1996
1997
Enero
Enero
Enero
Enero
2,06
1,48
0,00
–3,00
4,30
4,30
3,20
2,00
1998
1999
2000
2001
Enero
Enero ***
Enero
Enero
–3,63
–5,57
–1,00
–2,20
1,40
2,90
2,40
2,70
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2000.
(*) Incremento medio de las tarifas aprobado por el Gobierno.
(**) Aumento acumulado en el conjunto del año.
(***) Incluye la bajada del 1,5 en los domésticos de abril de 1999.
Tabla VII.11
Evolución del precio medio de la electricidad y del IPC (Variaciones en % anual)
IPC
Precio medio
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Variación del periodo
5,3
2,88
4,9
2,8
4,3
0,33
4,3
0,89
3,2
–1,02
2
–3,5
1,4
–4,73
2,9
–6,22
4
–0,76
2,70
–1,98
41,0
–11,2
Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Nota: Los precios están corregidos del efecto del impuesto de la electricidad.
Gráfico VII.3
Evolución del precio medio anual
de la electricidad y del IPC desde 1996
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
La Tabla VII.10 recoge los incrementos medios
de las subidas en tarifas aprobadas desde 1973, y el
porcentaje de aumento del IPC que tuvo lugar en cada
año.
Contemplando un periodo de tiempo más cercano, esta tendencia a la moderación del precio de la
electricidad se hace aún más patente. Así, en el último decenio (1992-2001), el precio medio del kWh ha
descendido un 11,2% frente a un incremento del Índice de Precios al Consumo del 41,0%, tal y como puede verse en la Tabla VII.11 y el Gráfico VII.3 adjuntos.
259
¿Qué son las tarifas eléctricas
integrales?
S
on los precios de la electricidad que se aplican a cada
tipo de consumo, cuando se trata de consumidores que
no quieran ejercer su derecho a elegir suministrador.
Las tarifas incluyen en su estructura los siguientes
conceptos de coste:
a) El coste de producción de energía eléctrica,
que se determinará atendiendo al precio medio previsto del kilovatio hora en el Mercado Mayorista de producción durante el periodo que reglamentariamente se determine.
b) Los peajes que correspondan por el transporte
y la distribución de energía eléctrica.
c) Los costes de comercialización.
d) Los costes permanentes del sistema.
e) Los costes de diversificación y seguridad de
abastecimiento.
Estas tarifas eléctricas tienen estructura binomia,
es decir, están integradas por dos elementos: un término de potencia, de acuerdo con el cual el cliente
paga una cantidad por cada kW de potencia contratada, y un término de energía, según el cual paga un
precio por cada kWh consumido. El precio final es el
que resulta de la aplicación de ambos términos.
Por otro lado, existen descuentos a los que los
consumidores pueden acogerse por diversos conceptos, como son los consumos en horas nocturnas, rebajas por interrumpibilidad, estacionalidad, etc.
En la actualidad, el sistema español está compuesto por 28 tipos de tarifas, cada una de las cuales
se aplica a un tipo diferente de consumo: doméstico
en baja tensión, industrial en alta tensión y utilización
normal, industrial en alta tensión y larga utilización,
alumbrado público, tracción, riegos agrícolas, grandes
consumidores, etc.
Desde el 1 de enero de 2003, todos los consumidores de gas y electricidad en España pueden acceder al mercado. Este importante hito en la historia
del sector eléctrico español está exigiendo importantes inversiones en el sistema. Por ejemplo, en el Reino Unido se estimó este coste en torno a los 1.500 millones de euros.
241
No obstante, parece recomendable mantener
cierta cautela a la hora de hacer desaparecer la tarifa
integral, ya que ésta es una opción para aquellos consumidores con menor poder de negociación o que no
quieran ejercer su derecho de elección de suministrador. Por ello, no existe previsión de desaparición de
las tarifas de baja tensión. Sí está fijada la fecha del 11-2007 para la desaparición de las de alta tensión.
Las tarifas eléctricas integrales son únicas para todo
el territorio nacional, para cada uno de sus tipos. La Ley
54/97 del Sector Eléctrico no les da el carácter de máximas, sólo habla de tarifas únicas. Esta Ley prevé también suplementos territoriales en el caso de que las actividades eléctricas sean gravadas con tributos de carácter
autonómico y local, cuya cuota se obtenga mediante reglas no uniformes.
260
¿Cuáles son los principios
básicos de una metodología
de tarifas?
L
a tarificación, bien sea entendida como Tarifa integral
o como Tarifa de acceso a una red o instalación básica, ha de basarse en los siguientes principios generales:
– Objetividad significa que debe existir una metodología para el cálculo de la retribución por
el bien/servicio ofertado, que recoja aquellos
componentes de costes en los que necesariamente se debe incurrir y que no presente
discriminaciones entre tipos de usuarios o tipos de proveedores del bien/servicio.
– Transparencia significa que cualquier usuario, real o potencial, nacional o extranjero,
debe tener total información de la metodología y de los importes correspondientes
a tales costes. Para ello la metodología y
los precios tarifados deben ser públicos y
publicados.
– Simplicidad. La transparencia seguramente está
bastante relacionada con la sencillez metodológica: debe haber pocos parámetros y que
éstos sean razonables, fáciles de conocer y medir y, por lo tanto, auditables.
242
– Predictibilidad significa que el grado de incertidumbre acerca de la vigencia de la metodología y de la evolución de los precios tarifados en relación a los costes sea mínima
para cualquier utilizador del servicio o de la
red, real o potencial, nacional o extranjero.
– Eficiencia económica significa que la metodología debe proporcionar una solución óptima entre una calidad y alcance mínimo de
dicho servicio a un coste mínimo.
– Suficiencia económica significa que los proveedores del bien/servicio deben percibir una
remuneración suficiente para garantizar su viabilidad económica.
– Eficiencia asignativa significa que cada agente pague los costes que le corresponden y que
cada parte de los proveedores perciba una remuneración ajustada a los costes incurridos,
siempre y cuando éstos sean mínimos.
En el Gráfico VII.4 se sintetiza la aplicación de
estos principios al sector eléctrico.
Debe existir, por tanto, una metodología transparente, estable y homologable con la de otros países
de la UE, asegurando la recuperación normal de los
costes regulados.
El Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre
de 2002, establece una nueva metodología para el cálculo de la tarifa eléctrica media o de referencia. Esta
Gráfico VII.4
Principios básicos de una metodología de tarifas
Fuente: Unión Fenosa.
¿Quién establece en España
las tarifas eléctricas integrales?
nueva regulación contiene elementos positivos, tanto
para los consumidores como para las empresas eléctricas, ya que hace más previsibles los riesgos del sector vía tarifa, y permite, asimismo, una mayor transparencia y objetividad en las actividades del mismo.
Según este Real Decreto, hasta el año 2010, la tarifa
eléctrica media podrá subir entre un 1,4% y un 2%, de
acuerdo con la evolución seguida por las variables técnicas y macroeconómicas más importantes para las actividades del sector.
261
A
ctualmente, y de acuerdo con lo establecido en la Ley
54/1997 del Sector Eléctrico, los fija el Gobierno, mediante Real Decreto, con carácter anual o cuando circunstancias especiales así lo aconsejen.
Cabe señalar que hasta 1987 el ministerio responsable de este tema, el Ministerio de Industria y Ener-
Tabla VII.12
Disposiciones Oficiales sobre tarifas eléctricas desde la implantación del Marco Legal Estable
Disposiciones oficiales
B.O.E.
Variación (%)
Entrada en vigor
Observaciones
1.o Aplicación del Marco Legal
REAL DECRETO 36/1988 de 3 enero
ORDEN de 9 febrero 1988
30-01-88
16-02-88
5,50
31-01-88
REAL DECRETO 61/1989 de 20 enero
ORDEN de 23 enero 1989
21-01-89
24-01-89
4,10
22-01-89
REAL DECRETO 58/1990 de 19 enero
ORDEN de 23 enero 1990
20-01-90
24-01-90
5,50
21-01-90
1,85%, corresponde a desviaciones de 1989
REAL DECRETO 1678/1990 de 28 diciembre
ORDEN de 7 enero 1991
31-12-90
8-01-91
6,80
1-01-91
3,11%, corresponde a desviaciones de 1990
REAL DECRETO 1821/1991 de 27 diciembre
ORDEN de 7 enero 1992
28-12-91
15-01-92
3,2
1-01-92
1,4%, corresponde a desviaciones de 1991
REAL DECRETO 1594/1992 de 23 diciembre
30-12-92
2,9
1-01-93
2,3%, corresponde a desviaciones de 1991
y 1992
ORDEN de 13 enero 1993
14-01-93
REAL DECRETO 2320/1993 de 29 diciembre
ORDEN de 1 enero 1994
31-12-93
5-01-94
2,06
1-01-94
1,98%, corresponde a desviaciones de 1993
REAL DECRETO 2550/1994 de 29 diciembre
ORDEN de 12 enero 1995
31-12-94
14-01-95
1,48
1-01-95
–1,26%, corresponde a desviaciones de 1994
REAL DECRETO 2204/1995 de 28 diciembre
29-12-95
0,00
1-01-96
–2,44%, corresponde a desviaciones de 1994;
–0,25%, a desviaciones de 1995
REAL DECRETO 2657/1996 de 27 diciembre
28-12-96
–3,0
1-01-97
Protocolo eléctrico
REAL DECRETO 2016/1997 de 26 diciembre
27-12-97
–8,32
1-01-98
Se suprime el recargo de la minería del carbón
y se crea el Impuesto sobre la Electricidad.
La reducción neta resultante es del 3,63%.
REAL DECRETO 2821/1998 de 23 diciembre
30-12-98
–2,5
1-01-99
Tarifas integrales
REAL DECRETO 2820/1998 de 23 diciembre
30-12-98
–25,0
1-01-99
Tarifas de acceso. Nueva estructura para
facilitar el acceso al mercado
REAL DECRETO-LEY 6/1999 de 16 abril
17-04-99
–1,5
18-04-99
Tarifas de usos domésticos
REAL DECRETO 2066/1999 de 30 diciembre
31-12-99
–1,0
1-01-2000
Tarifas integrales
REAL DECRETO 3490/2000 de 29 diciembre
30-12-00
–2,22
1-01-2001
Tarifas integrales
REAL DECRETO 1164/2001 de 26 diciembre
08-11-01
REAL DECRETO 1483/2001 de 27 diciembre
28-12-01
0412
1-01-2002
Nueva estructura de Tarifas de acceso
1-01-2002
Tarifas integrales y acceso
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
243
244
1990
1991
1992
1993
1994
1995-1996
1997
1998
1999
Abril
1999
2000
Evolución de la tarifa integral según tipo de suministro (Término de energía: Pta./kWh) (Término potencia: Pta./kW)
2001
203
321
0
46
2.0*
3.0
4.0
B.0
R.0
10,95
10,33
10,80
11,77
11,83
11,17
50
48
284
276
267
600
565
548
533
1.550
1.450
1.404
1.362
1.2
1.3
1.4
2.1
2.2
2.3
2.4
3.1
3.2
3.3
3.4
6,16
6,35
6,57
7,01
7,85
8,09
8,35
8,91
8,88
9,19
9,47
10,08
1.415
1.459
1.507
1.611
554
569
587
624
277
287
295
311
78
76
69
66
63
1.320
T.2
T.3
R.1
R.2
R.3
G.4
1,40
8,59
8,88
9,44
8,59
8,88
9,44
1.320
65
69
72
79
81
86
284
276
267
D.2
D.3
D.4
5,70
5,85
6,05
6,34
277
287
295
311
5,92
6,08
6,29
6,59
1,40
8,93
9,23
9,81
8,93
9,23
9,81
6,40
6,60
6,83
7,28
8,16
8,41
8,68
9,26
9,23
9,55
9,84
10,48
11,38
10,73
11,24
12,25
12,36
11,17
50
294
304
313
330
1.399
69
73
76
84
86
91
1.500
1.546
1.597
1.707
587
603
622
661
294
304
313
330
51
0
355
224
224
6,26
6,43
6,65
6,96
1,48
9,43
9,74
10,36
9,43
9,74
10,36
6,76
6,97
7,22
7,69
8,62
8,89
9,17
9,79
9,75
10,09
10,40
11,08
12,04
10,73
11,91
12,97
13,11
11,17
50
314
324
334
352
1.500
73
78
81
89
91
97
1.600
1.649
1.704
1.821
626
643
664
705
314
324
334
352
54
0
379
239
243
6,68
6,86
7,10
7,43
1,64
10,04
10,37
11,03
10,02
10,35
11,00
7,21
7,44
7,70
8,20
9,20
9,49
9,78
10,45
10,40
10,77
11,10
11,82
12,83
11,47
12,73
13,87
13,93
11,17
50
323
333
343
362
1.542
75
80
83
91
93
100
1.645
1.696
1.752
1.872
644
661
683
725
323
333
343
362
56
0
391
246
254
6,87
7,05
7,30
7,64
1,69
10,31
10,65
11,33
10,28
10,62
11,29
7,41
7,65
7,92
8,43
9,46
9,76
10,06
10,74
10,69
11,07
11,41
12,15
13,19
11,83
13.13
14,37
14,37
11,17
50
338
349
359
379
1.588
76
81
84
92
94
102
1.657
1.708
1.764
1.885
649
666
688
730
325
335
345
365
57
0
403
253
265
7,20
7,39
7,65
8,01
1,74
10,46
10,81
11,50
10,43
10,78
11,46
7,46
7,70
7,98
8,49
9,53
9,83
10,13
10,82
10,76
11,15
11,49
12,24
13,39
12,36
13,53
14,81
15,02
11,17
50
347
358
368
389
1.629
77
82
85
94
96
104
1.654
1.705
1.760
1.881
648
665
687
729
324
334
344
364
58
0
412
259
274
7,38
7,58
7,85
8,22
1,79
10,63
11,01
11,70
10,65
10,99
11,69
7,45
7,68
7,96
8,47
9,51
9,81
10,11
10,80
10,74
11,13
11,47
12,22
13,62
12,63
13,82
15,14
15,55
11,17
50
356
367
377
399
1.653
78
83
86
95
97
106
1.624
1.674
1.728
1.847
636
653
675
716
318
328
338
357
59
0
424
267
282
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante la noche 7,38 Pta./Wh (1997)
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante la noche 6,81 Pta./Wh (1998)
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante la noche 6,64 Pta./Wh (1999)
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante el día 15,41 Pta./kWh. Energía consumida durante la noche 6,54 Pta./kWh (Abril 1999)
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante el día 14,10 Pta./kWh. Energía consumida durante la noche 6,40 Pta./kWh (2000)
Tarifa 2.0 N: Energía consumida durante el día 13,54 Pta./kWh. Energía consumida durante la noche 6,14 Pta./kWh (2001)
* A estas tarifas le son aplicables, cuando procede, descuentos o recargos por energía reactiva, discriminación horaria, estacionalidad e interruptibilidad.
299
D.1
Alta tensión (tarifas distribuidores)
83
T.1
Alta tensión (tarifas especiales)
229
1.1
0
334
211
212
Alta tensión (tarifas generales)
50
203
1.0
Baja tensión
7,56
7,77
8,05
8,43
1,82
10,79
11,17
11,87
10,81
11,15
11,86
7,32
7,54
7,82
8,32
9,34
9,63
9,93
10,61
10,55
10,93
11,26
12,00
13,82
13,01
14,23
15,59
16,02
11,17
348
359
368
390
1.653
76
81
84
93
95
104
1.575
1.624
1.676
1.792
608
624
645
684
299
308
318
336
58
0
399
251
11,17
7,39
7,59
7,86
8,24
1,82
10,57
10,95
11,63
10,59
10,93
11,62
7,10
7,31
7,59
8,07
8,92
9,20
9,49
10,14
9,92
10,27
10,58
11,28
13,54
12,75
13,38
14,65
279(*) 15,84
50
306
315
323
343
1.573
69
73
76
84
86
94
1.437
1.482
1.529
1.635
549
563
582
617
270
278
287
303
53
0
368
231
257
46
6,49
6,67
6,91
7,24
1,73
9,54
9,88
10,49
9,55
9,86
10,48
6,48
6,67
6,93
7,36
8,05
8,30
8,56
9,15
8,95
9,27
9,55
10,18
12,49
11,76
12,34
13,51
14,61
10,30
298
307
315
334
1.573
69
73
76
84
86
94
1.437
1.482
1.529
1.635
549
563
582
617
266
274
283
299
52
0
357
224
251
45
6,33
6,50
6,74
7,06
1,73
9,54
9,88
10,49
9,55
9,86
10,48
6,48
6,67
6,93
7,36
8,05
8,30
8,56
9,15
8,82
9,14
9,41
10,03
12,18
11,47
11,97
13,10
14,24
10,04
298
307
315
334
1.573
69
73
76
84
86
94
1.437
1.482
1.529
1.635
549
563
582
617
266
274
283
299
52
0
357
224
247
44
6,33
6,50
6,74
7,06
1,73
9,54
9,88
10,49
9,55
9,86
10,48
6,48
6,67
6,93
7,36
8,05
8,30
8,56
9,15
8,82
9,14
9,41
10,03
12,18
11,47
11,97
13,10
14,03
9,89
298
307
315
334
1.573
70
74
78
86
88
96
1.466
1.512
1.560
1.668
560
574
594
629
271
279
289
305
52
0
357
224
242
44
6,33
6,50
6,74
7,06
1,73
9,73
10,08
10,70
9,74
10,06
10,69
6,61
6,80
7,07
7,51
8,21
8,47
8,73
9,33
9,00
9,32
9,60
10,23
12,18
11,47
11,97
13,10
13,73
9,89
302
312
320
339
1.597
71
75
79
87
89
97
1.488
1.535
1.583
1.693
568
583
603
638
275
283
293
310
52
0
357
224
232
44
6,42
6,60
6,84
7,17
1,76
9,88
10,23
10,86
9,89
10,21
10,85
6,71
6,90
7,18
7,62
8,33
8,60
8,86
9,47
9,14
9,46
9,74
10,38
12,18
11,47
11,97
13,10
13,18
9,89
T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ. T. pot. T. energ.
*1989
Tabla VII.13
gía, elaboraba su propuesta al Gobierno en base a una
petición de subida de tarifas que era formulada por el
sector eléctrico periódicamente, casi siempre con carácter anual. En esta propuesta se hacía un análisis pormenorizado de los costes a los que debía hacer frente el sector para asegurar el suministro del año siguiente.
A finales de 1987, y como resultado de un proceso de diálogo entre el Sector Eléctrico y la Administración, se llegó a la elaboración de un nuevo sistema de determinación de las tarifas eléctricas llamado Marco Legal y Estable (MLE), más automático y
objetivo, que empezó a ser aplicado al año siguiente,
es decir, 1988. Este método estaba basado en costes
estándares. (Ver pregunta correspondiente)
En la Tabla VII.12 se han recogido las disposiciones oficiales que han regulado el nivel de la tarifa
eléctrica desde 1988, año en el que se implantó el Marco Legal Estable, hasta el año 2001.
262
¿Cómo han evolucionado los
precios medios de la electricidad
por niveles de tensión?
263
L
a evolución de los precios medios de la electricidad
por niveles de tensión para el periodo 1988-2001 se
refleja en la Tabla VII.14.
¿Qué son las tarifas de acceso a la
red de transporte y distribución y
quién las establece en España?
264
L
as Tarifas de Acceso a la red de transporte y distribución son los precios regulados que se establecen
para compensar los peajes correspondientes a la utilización de esta red.
Al igual que ocurre con las Tarifas Integrales,
es el Gobierno quien fija, mediante Real Decreto, las
Tarifas de Acceso a la red de transporte y distribución,
todo ello de acuerdo con la Ley 54/1997 del Sector
Eléctrico.
El Ministerio de Economía aprobó el Real Decreto 1164/2001, por el que establece la definición
de estas tarifas y su nueva estructura, así como las
condiciones generales que deben cumplir los contratos.
El cambio de estructura afectó básicamente a la
baja tensión, donde permanecen únicamente tres tarifas: la 2.0A, de aplicación a consumos con una potencia contratada inferior a 15 kW; la 2.0NA, derivada
de la anterior y aplicable a aquellos consumos con dis-
¿Cómo han evolucionado
los precios de las Tarifas
Integrales en España?
T
ienen estructura binominal y actualmente existen 29
clases de tarifas aplicables según el tipo de consumo
realizado. Son iguales para todo el territorio nacional,
salvo suplementos territoriales gravados por las autoridades autonómicas o locales.
La evolución de los precios para cada tipo de
consumo durante el periodo 1989/2001 se refleja en
la Tabla VII.13 adjunta.
Tabla VII.14
Precio medio por niveles de tensión (céntimos de euro/kWh)
Baja tensión < 1 kV
Alta tensión:
>1 y < 36kV
> 36 y < 72,5 kV
> 72,5 y < 145 kV
> 145 Kv
Tarifa G.4 (grandes
consumidores)
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
9,11
5,12
6,30
4,88
4,01
3,17
9,45
5,21
6,48
5,03
4,01
2,94
10,01
5,54
6,88
5,32
4,19
3,43
10,49
5,82
7,29
5,67
4,44
3,07
10,85
5,99
7,43
5,73
4,36
3,19
11,28
5,99
7,47
5,72
4,28
3,20
11,63
5,91
7,36
5,52
4,10
3,10
12,01
5,74
7,19
5,34
3,89
3,00
11,98
5,72
7,19
5,23
3,75
2,88
11,82
5,42
6,86
4,92
3,60
2,69
10,77
4,90
6,19
4,39
3,12
2,48
10,24
4,48
5,55
3,98
2,95
2,50
9,97
4,53
5,49
4,22
3,16
2,77
9,72
4,50
5,39
4,26
3,21
2,89
1,85
1,82
1,93
2,10
2,17
2,23
2,28
2,31
2,31
2,32
2,20
2,20
2,20
2,24
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
245
criminación nocturna; y la 3.0A, que es la tarifa general de baja tensión aplicable en tres periodos.
Respecto a las tarifas de alta tensión, se mantuvo en general la estructura existente, excepto en el
escalón entre 1 y 36 kV en que se unificaron los dos
niveles anteriores.
265
¿Qué recargos tiene
la facturación de energía
eléctrica?
E
l sistema tarifario español incluye recargos que se aplican, o pueden aplicarse, a la facturación por la venta
de energía suministrada a los clientes finales, tanto a
los clientes cualificados como a los de tarifa integral
regulada.
Entre estos recargos, está el impuesto de la electricidad para subvencionar la minería del carbón nacional, que supone del orden del 5% del importe de
la factura, así como el IVA de ámbito nacional.
En el caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos de carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uniformes para el conjunto del territorio nacional, al precio de la electricidad resultante del mercado de ofertas
o a tarifa se le podrá incluir un suplemento territorial,
que podrá ser diferente en cada comunidad autónoma o entidad local.
Con el fin de que exista la mayor transparencia en los precios del suministro de energía eléctrica,
se desglosan en la facturación al cliente. Al menos se
especifican los importes correspondientes a los costes
de diversificación y seguridad de garantía de abastecimiento, los costes permanentes del sistema y los tributos que graven el consumo de electricidad, así como
los suplementos territoriales cuando correspondan.
266
¿Cuáles son los precios
de la electricidad
como clientes «cualificados»?
D
esde el 1 de enero de 2003, todos los consumidores
eléctricos tienen la calificación de «cualificado», es decir, pueden adquirir la electricidad directamente o
246
acogerse a la Tarifa Integral. En el Real Decreto
1435/2002, de 27 de diciembre, se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes de baja tensión. Todos los
consumidores de electricidad tienen, por tanto, dos
opciones para adquirir la electricidad:
1) Acogerse a la Tarifa Integral a través de la
empresa distribuidora.
2) Acudir al mercado eléctrico como cliente «cualificado».
Como cliente «cualificado» tiene tres opciones
para adquirir la energía:
a) Comprar a un comercializador, pagando el
precio pactado entre las partes en función de
las características de su consumo.
b) Adquirir energía directamente en el mercado mayorista de producción o a productores de Régimen Especial, abonando, además
del precio resultante en este mercado, las tarifas de acceso a la red de transporte y distribución y los costes permanentes y de diversificación del sistema.
c) Comprar energía eléctrica mediante contratos físicos bilaterales o importar electricidad
de terceros países. En estos supuestos también deberán abonar las tarifas de acceso a
redes y los costes permanentes y de diversificación del sistema.
¿Cómo han evolucionado
los precios medios
de la electricidad en el Mercado
Mayorista de producción?
D
esde su creación en 1998, el Mercado Mayorista de producción eléctrica ha mantenido su línea ascendente en
cuanto a volumen de energía negociado, a tenor del
crecimiento de la demanda final experimentado en
España.
Los resultados del funcionamiento de dicho mercado reflejan de un modo consistente el desarrollo que
define el marco regulatorio en cuanto a presencia de
nuevos agentes compradores y los relativos al proceso acelerado de apertura de nuestro mercado.
267
Así, la energía contratada en el mercado mayorista alcanzó en el año 2001 el volumen de 178.337
GWh, un 4% más que en el año precedente, y en 2002
entraron en el mercado más de 20 nuevos comercializadores y una gran parte de los clientes cualificados
que compran directamente su consumo eléctrico.
En el año 2001, la contratación de energía con
destino a comercializadores, clientes cualificados y agentes externos alcanzó la cifra de 62.362 GWh, frente a
los 50 765 GWh en el año 2000, lo que representa un
crecimiento del 23% y un porcentaje respecto al volumen total de energía contratada en el mercado mayorista del 35%.
Los precios del Mercado Mayorista son, asimismo, un reflejo coherente de un variado conjunto
de factores externos a los agentes que actúan en el
mismo y a las modificaciones habidas en el marco regulatorio. Cada vez tienen una significación mayor estos precios y, por tanto, aumenta la credibilidad de
este mercado.
Analizando, por ejemplo, la evolución anual en
el año 2001 de los precios medios mensuales en el mercado diario –que se recoge en la Tabla VII.15 adjunta– se pone en evidencia el correcto funcionamiento
de éste y la consistente incidencia en dichos precios
de un complejo conjunto de circunstancias no vinculadas a las decisiones de los agentes ofertantes, sino
de naturaleza aleatoria –hidraulicidad y climatología–
o dependientes de factores económicos de gran amplitud –crecimiento de la actividad económica general–.
La mencionada evolución de los precios medios
mensuales del Mercado Diario muestra un periodo inicial que abarca los cuatro primeros meses del año 2001,
en el que dichos precios se situaron en niveles muy bajos, en torno a los 2 cent €/kWh, coincidiendo con unos
índices de producible hidráulico muy altos, un nivel de
reservas hidráulicas embalsadas que en general no bajaron del 70% de la capacidad total de los embalses y
una estructura de la generación en la que la contribución de la energía hidroeléctrica nunca bajó del 30%.
A continuación, los precios del Mercado Diario
español pasan del mencionado nivel medio de los 2
cent€/kWh en los cuatro primeros meses del año, a
un nivel en torno a los 3,6 cent€/kWh entre junio y
noviembre, con un mínimo de 2,99 en agosto y un máximo de 4,05 en octubre. La estructura de la generación se modifica también sustancialmente. La contribución de la producción hidráulica cae a un 13% como
promedio entre junio y noviembre y la contribución
de la generación térmica con fuelóleo y gas natural,
indicativa del recurso obligado a medios de generación caros, sube al 17%.
Finalmente, el mes de diciembre de 2001 se singulariza como un periodo en el que concurren circunstancias externas a la propia gestión del sistema eléctrico, excepcionalmente adversas. A la extrema sequedad del mes ya comentada, se unieron condiciones
climatológicas tan negativas que determinaron la superación en dos ocasiones de la máxima demanda horaria histórica y a unos crecimientos de la demanda
respecto al mes de diciembre del año anterior que se
estiman en un 10,7%. El precio medio del mercado diario español acusó lógicamente los efectos de estas condiciones extremas, situándose en 4,89 cent€/kWh, un
nivel elevado pero que fue amortiguado en su cuantía por los propios mecanismos de mercado en los periodos más adversos.
Debe señalarse que las condiciones climatológicas muy desfavorables y las altas demandas también
afectaron a otras regiones europeas, con la consiguiente
repercusión en los precios de la electricidad. Así, por
ejemplo, los precios medios de los «Power Exchange»
holandés y alemán se situaron en diciembre de 2001
en niveles similares o superiores al precio medio del
Mercado Diario español (4,61 cent€/kWh para APX y
5,91 cent€/kWh para EEX), respondiendo también, de
un modo consistente, a las circunstancias externas que,
bajo el correcto funcionamiento de los mecanismos de
mercado, condicionan de un modo a veces decisivo
los niveles de precios.
Tabla VII.15
Mercado Mayorista de la electricidad. Precios medios mensuales. Año 2001 (cent €/kWh)
Enero
Feb.
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agos.
Sept.
Oct.
Nov.
Dic.
2,18
2,04
1,83
2,09
2,74
3,68
3,60
2,99
3,79
4,05
3,65
4,89
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
247
Otro tema importante para el Mercado Mayorista es la constitución próxima del Mercado Ibérico
de la electricidad, aunque la tarea de crear un Mercado Único no es sencilla debido a las diferencias regulatorias entre España y Portugal.
En definitiva puede decirse que el Mercado Mayorista español está funcionando de manera satisfactoria y comparable al de otros mercados eléctricos europeos. La creación de un mercado a plazos –elevaría las competencias y simplificaría el acceso de los
pequeños consumidores– y el incremento de las interconexiones con Francia fortalecerán de forma importante el funcionamiento de este mercado.
268
Gráfico VII.5
Precios de la electricidad para usos domésticos
con tarifa nocturna (cent €/kWh)
¿Cómo son los precios
de la electricidad
en España comparados
con los de los países
de la Unión Europea?
E
s preciso advertir, en primer lugar, que los estudios comparativos de los precios eléctricos internacionales son
difíciles de elaborar, ya que deben tenerse en cuenta
ciertos parámetros si se quieren obtener resultados con
una significación real. Una parte importante de esas
dificultades procede de los diversos factores que influyen en la determinación de los precios eléctricos de
cada país, entre los que cabe citar los costes reales de
producción del kWh, los sistemas tarifarios nacionales o si utilizan todos los descuentos y ventajas contractuales que le permite su respectivo sistema tarifario nacional.
La continuada tendencia a la moderación de los
precios eléctricos españoles en términos reales, que
ha tenido lugar en los últimos años, ha permitido mejorar la situación comparativa con respecto al resto de
los países de la Unión Europea.
De acuerdo con datos de la Oficina de Estadística
de las Comunidades Europeas (EUROSTAT) y de la
«Union of Electricity Industry EURELECTRIC» referidos
a los 15 países que integran la Unión Europea (UE),
la situación comparativa de los precios españoles de
la electricidad para usos domésticos a 1 de enero de
2001, de manera resumida, es la siguiente (véase Gráfico VII.5):
248
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
– Para 600 kWh de consumo anual, España ocupa el sexto puesto entre los 13 de los que se
dispone información.
– Para 1.700 kWh, 3.500 kWh y 7.500 kWh de
consumo anual, de los cuales 2.500 kWh utilizando tarifa nocturna, en este último caso,
España se sitúa en cuarto lugar.
– Para 20.000 kWh de consumo anual, de los
cuales 15.000 kWh utilizando tarifa nocturna,
siete países aplicaban precios superiores a los
españoles.
En lo referente a consumos industriales, la situación puede resumirse como sigue:
– Para 160.000 kWh de consumo anual y 100
kW de potencia contratada, España presenta
el segundo precio más barato, tras Finlandia.
– Para 1,25 millones kWh de consumo anual y
500 kW de potencia contratada, y para cua-
tro millones kWh de consumo anual y 1.000
kW de potencia contratada, España ocupa el
cuarto lugar, tras Finlandia, Grecia y Francia.
– Para 16 millones kWh de consumo anual y
4.000 kW de potencia contratada, España ocupa el quinto puesto entre los 11 que han facilitado información.
– Finalmente, para 70 millones de kWh de
consumo anual y 10.000 kW de potencia contratada, de los diez países que han facilitado
información sólo dos presentan unos precios
superiores a los españoles, si bien, es significativo que en la mayoría de los casos la diferencia en precio, entre este nivel y el anterior, supera el 20% y en tres de los casos el
30%. (Véase Gráficos VII.6 y VII.7)
Gráfico VII.6
Gráfico VII.7
Precios de electricidad para empresas de
pequeña, mediana y gran dimensión (cent €/kWh)
Precios de electricidad para empresas
de elevado consumo y precios de referencia
para grandes clientes industriales
(cent €/kWh)
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
249
269
¿Cuáles son las actividades
de diversificación (no eléctricas)
e internacionales de las empresas
asociadas en UNESA?
E
n un contexto de descenso de la rentabilidad de las
actividades eléctricas nacionales, la aportación de las
actividades no eléctricas e internacionales, que hasta
ahora parecía indispensable para mantener los resultados de las empresas del sector, ha sufrido un estancamiento, debido básicamente a la situación de inestabilidad de los mercados latinoamericanos.
En la cifra de negocios de las empresas, las actividades internacionales y de diversificación han pasado de un porcentaje de participación de un 7% en
1998 a un 37% en el ejercicio 2001.
Por lo que se refiere a la aportación de las distintas actividades al resultado neto de explotación
(EBIT) del sector, hay que señalar que las inversiones
realizadas en actividades internacionales y otras no eléctricas en el ejercicio 2001 reflejan el mismo porcentaje que en 2000, un 31% de participación con respecto al resultado total de las empresas del sector.
2000, 2001 y 2002. Las estadísticas bursátiles nos muestran que los valores eléctricos tienen, en general, un
comportamiento menos volátil que la media, por lo que
suponen para los inversores un refugio más seguro a
la espera de nuevas oportunidades, o bien una inversión a medio plazo hasta que se produzcan mejoras
en la tendencia de los mercados de capitales.
La capitalización total del sector eléctrico español, a 31 de diciembre de 2001, fue de 40.322 millones de euros. En los Gráficos VII.8 y VII.9 puede observarse la evolución de la cotización sectorial de las
sociedades eléctricas (Iberdrola, Endesa, Hidrocantábrico y Unión Fenosa) en comparación con el Ibex 35,
y con el índice de Utilities Europeas recogidas por el
Financial Times.
En cuanto al volumen de contratación de las acciones eléctricas, ha seguido una senda muy alcista,
pues de los 453 y 1.463 millones de títulos que se contrataron en 1990 y 1995, respectivamente, se ha pasado a los 2.755 millones en el año 2000 y 2.969 en 2001.
Así, es posible entender cómo la inversión en acciones eléctricas puede servir de refugio en tiempos de
comportamiento a la baja de los mercados de valores.
Gráfico VII.8
270
¿Cuál es la situación
de las acciones de las empresas
eléctricas españolas
en los mercados de valores?
Evolución del precio de la acción
de empresas eléctricas españolas
(Índice base 100: diciembre 1999)
E
n los primeros años del siglo XXI, existe un marco de
significativa desaceleración económica internacional,
especialmente intensa en EE.UU., pero que ha afectado también a los países europeos, entre ellos España.
El notable deterioro de las expectativas, agudizado por
la inestabilidad en el plano político internacional, ha
producido, entre otros hechos, una gran volatilidad en
los mercados bursátiles, acompañada de fuertes caídas en la mayoría de los valores. La economía española no ha podido, lógicamente, quedar al margen de
esta coyuntura.
Por consiguiente, las acciones de las empresas
eléctricas asociadas en UNESA han mostrado, en general, un comportamiento defensivo durante los años
250
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
Gráfico VII.9
Evolución del precio de la acción de empresas
eléctricas españolas y su comparación con Utilites
Europeas (Índice base 100: diciembre 1999)
presas eléctricas españolas, ya que la globalización de
los mercados conduce a que continuamente se produzcan cambios en las estructuras de propiedad, motivadas por adquisiciones, fusiones o alianzas que de
un día para otro hacen variar la composición del accionariado.
Al cierre del ejercicio 2001, puede estimarse que
el 32% del volumen total de las acciones del sector se
encontraba en manos de personas físicas.
El 68% restante de las acciones son propiedad
de inversores institucionales que ejercen el dominio
sobre las sociedades o se posicionan en los distintos
mercados con fines meramente estratégicos. Poco menos de la mitad de estos inversores (28,5%) están domiciliados en el territorio español, mientras que el resto (39,4%) son instituciones con domicilio social fuera de España.
¿Cuántas personas
trabajan en el sector
eléctrico español?
Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.
271
¿Quiénes son los accionistas
de las empresas eléctricas
españolas?
L
a propiedad de las empresas eléctricas asociadas en
UNESA está en manos de cientos de miles de accionistas, que incluyen tanto a las principales entidades
financieras españolas y a prestigiosas instituciones internacionales, como a un número elevado de accionistas particulares.
Es muy complicado hacer un análisis pormenorizado de la estructura del accionariado de las em-
272
E
l número de empleados en las empresas asociadas en
UNESA era, para el año 2000, de 29.111 personas que
suponen, aproximadamente, el 80% del total de personas que trabajan en este sector.
Por actividades están repartidas así: 10.493 en
la actividad de generación, 18.102 en transporte y distribución y 516 en comercialización.
Además, conviene señalar que el sector eléctrico genera un importante volumen de empleo indirecto
como consecuencia de la construcción de sus instalaciones de producción, transporte y distribución de electricidad y de los servicios derivados de su operación
y mantenimiento.
251
Capítulo
VIII
Aspectos regulatorios
273
¿Por qué la industria eléctrica
ha estado siempre regulada?
L
a energía eléctrica es un elemento básico tanto para
el desarrollo de las actividades económicas de un país,
como para el bienestar de sus habitantes. Por ello, la
electricidad ha tenido siempre un carácter estratégico
en todos los países y ha estado regulada por los gobiernos sucesivos. Esta regulación se instrumentaba,
fundamentalmente, a través de políticas de planificación de los medios de generación y transporte y del
establecimiento de la tarifa eléctrica.
Este modelo tradicional contribuyó a la creación,
desde los años de la postguerra europea, de estructuras empresariales fuertemente estabilizadas y de actividades verticalmente integradas, abarcando todas las
formas de producción, transporte, distribución y suministro de electricidad.
En este marco regulatorio, el estado solía dar
a una empresa la concesión de un servicio público
en régimen de monopolio, con la obligación de dar
servicio a todos los peticionarios al menor precio
posible.
Este modelo estructural de la industria eléctrica de la mayoría de los países comenzó a cambiar en
los primeros años de la década de los noventa, cuando se ponen en marcha los procesos de privatización
de las empresas públicas y de gradual liberalización
en las actividades de generación y comercialización de
energía eléctrica.
¿Cómo ha evolucionado el marco
regulatorio en España?
274
L
a evolución del marco regulatorio en España ha sido
muy parecida a la de la mayoría de los países del entorno europeo y, como hemos dicho, seguía las líneas fundamentales del modelo tradicional. Asimismo, la estructura empresarial del sector era reflejo de
la evolución histórica que hasta el momento había vivido nuestro sistema. Podía resumirse, a grandes rasgos, esta evolución de la siguiente forma:
– En el año 1944 se creó Unidad Eléctrica, S.A.
con el objetivo primero de desarrollar una red
de transporte que permitiera unir los diversos sistemas eléctricos aislados que habían ido
apareciendo en nuestra geografía. Después,
en UNESA se coordinaba la explotación del
sistema y se hacía la planificación de nuevos
medios de producción, siempre bajo el modelo regulatorio tradicional, es decir, dentro
de un marco regulatorio con fuerte intervención pública.
– La construcción de grandes grupos -sobre todo
las centrales nucleares- en los años setenta y
255
–
–
–
–
ochenta exigió hacer grandes inversiones que
sólo empresas de un determinado tamaño podían afrontar. Este hecho, unido a un entorno económico difícil (altos tipos de interés,
costes elevados del petróleo, endeudamiento en divisas con alto riesgo de tipo de cambio, etc.), propició diversos procesos de concentración empresarial.
El número de empresas eléctricas asociadas
en UNESA en la década de los ochenta y primeros de los noventa era de aproximadamente
una decena, unas de titularidad privada y otras
de titularidad pública, estando integradas verticalmente todas las actividades del negocio
en la mayoría de ellas.
En los años ochenta se creó Red Eléctrica de
España, de mayoría pública y participada por
las empresas, responsable de la explotación
unificada del sistema y de la actividad del
transporte eléctrico.
Por otra parte, la actividad de distribución se
consideraba un servicio público y, como tal,
era objeto de fuerte intervención por parte de
las administraciones públicas.
Por último, la complejidad técnica de diversas actividades para llevar a cabo el suministro hacía muy difícil la introducción de un mercado de electricidad liberalizado, como el que
se está desarrollando actualmente. El acceso
a terceros a la red, la imposibilidad de almacenamiento de la electricidad, el concepto de
servicio público, etc., eran barreras para esta
introducción. Gracias a los extraordinarios
avances que en los últimos tiempos han logrado la informática y las telecomunicaciones,
ha sido posible la liberalización en un mercado de millones de clientes con miles de kilómetros de líneas de transporte y distribución
y centenares de instalaciones de generación.
Las principales características del marco regulador anterior al nuevo modelo liberalizador en desarrollo, se resumen de la siguiente manera:
– Remuneración de las distintas actividades según costes estándares reconocidos a las empresas titulares. Este método garantizaba a las
empresas determinados niveles de recuperación de los costes fijos, aunque a muy largo
256
plazo, e incentivaba la eficiencia en las inversiones reales frente a los valores estándares como única vía para aumentar la rentabilidad del inmovilizado.
– Existencia de unas tarifas únicas fijadas con
carácter anual que, como se calculaban en
base a costes estándares, garantizaban la recuperación de la inmensa mayoría de los costes dado que se hacían correcciones a final
de año para tener en cuenta las desviaciones que los diversos parámetros básicos (IPC,
costes de combustibles, tipos de interés, …)
habían sufrido respecto las previsiones iniciales. Y estas desviaciones eran tenidas en
cuenta en el cálculo de la tarifa del año siguiente. Esta normativa se conoce como Marco Legal Estable.
– Planificación centralizada de la nueva capacidad por parte de la Administración. Existencia de Planes Eléctricos dentro de la Planificación Energética Nacional (Planes Energéticos). De esta forma se conseguía
asegurar el suministro de un servicio considerado estratégico.
– Explotación unificada y despacho centralizado limitado por consideraciones de política
energética con reconocimiento de los costes
reales de combustible. Existencia de un único agente capacitado –Red Eléctrica de España– para realizar intercambios internacionales de electricidad.
Desde el punto de vista de los consumidores,
esta regulación presentaba unas posibilidades de gestión muy limitadas.
¿Qué era el Marco
Legal Estable?
E
l Marco Legal Estable (MLE) fue el conjunto de normas que reguló, desde 1988 hasta 1997, la determinación de las tarifas eléctricas españolas. En él se detallaba la metodología que debía aplicarse para el cálculo del precio medio de venta de la energía eléctrica.
El MLE estaba basado en la asignación de valores estándares a cada uno de los costes a los que
debían hacer frente las empresas eléctricas para efec-
275
tuar el suministro. De manera general, puede decirse
que estos costes estándares serían los que, según la
Administración, habrían tenido que afrontar dichas empresas si hubieran realizado una gestión razonablemente
eficaz de sus recursos.
Así, el MLE recogía cuál era el valor estándar
de cada una de las instalaciones de producción, transporte y distribución del sector eléctrico. Una vez establecidos estos valores, la Administración se comprometía a garantizar la recuperación total del mismo
–actualizado a través del índice de precios y remunerado mediante la aplicación de una tasa de retribución–
a lo largo de la vida útil de las instalaciones –25 años
en el caso de las centrales termoeléctricas clásicas y
nucleares y 65 años en el caso de las hidroeléctricas–
merced a un sistema de amortización anual.
Como complemento de esta recuperación de costes fijos, cada año se calculaban, asimismo, los costes variables del sector (es decir, los de combustibles, personal, operación y mantenimiento de las instalaciones, etc.).
Algunos costes variables y otros parámetros que
influían en la determinación de la tarifa (por ejemplo,
la estimación de cuál sería la demanda de electricidad
o el crecimiento del índice de precios) no podían tener la consideración de estándares. Por ello, el MLE
incluía un sistema de corrección de las desviaciones
que podían producirse entre las estimaciones iniciales de los costes y parámetros no estándares y los valores reales que finalmente tenían dichos conceptos al
término del ejercicio, de manera que los excesos o defectos que hubieran tenido lugar eran compensados
en la modificación de las tarifas que se aprobaban en
ejercicios posteriores.
La suma de los costes fijos y variables que debían ser recuperados cada año, dividida entre la demanda de energía eléctrica estimada para el mismo,
daba el precio medio que debía tener el kWh para que
las empresas pudieran recuperar sus costes.
276
¿Qué es el Nuevo Sistema Eléctrico
español?
E
l proceso que se inició, en términos prácticos, el 1 de
enero de 1998 –y que empezó a ser diseñado en 1996
con la firma del llamado «Protocolo Eléctrico»– no consiste en una mera transformación del sistema eléctri-
co que hasta ahora existía, sino en el establecimiento
de unas nuevas reglas para las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización de
electricidad. En este proceso son más las cosas que
cambian del antiguo sistema, que las que permanecen.
Por ello, puede afirmarse que el 1 de enero de 1998
se comenzó la implantación y desarrollo de un Nuevo Sistema Eléctrico.
Este nuevo sistema se basa, desde el punto de
vista legal, en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico de
27 de noviembre de 1997, aprobada por el Parlamento español, y en la numerosa normativa que se está
desarrollando. Los elementos del nuevo marco regulador abarcan multitud de aspectos, tales como la nueva metodología para el cálculo de la Tarifa Integral,
funcionamiento de un Mercado Mayorista de producción, el tratamiento de la energía procedente de
autoproductores, actividades en nuestro sistema de
agentes eléctricos extranjeros, Tarifas de Acceso, etc.
En el Gráfico VIII.1 puede observarse la complejidad
de la normativa necesaria para el establecimiento del
nuevo sistema liberalizador.
Esta nueva normativa supone una radical transformación del sector eléctrico español, introduciendo la competencia en las actividades de generación
y comercialización y dando lugar a un vuelco conceptual respecto a la regulación existente en periodos precedentes.
La nueva Ley del Sector Eléctrico 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 la Unión Europea sobre «Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad».
La exposición de motivos de la nueva Ley 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.
La industria eléctrica de los países de la Unión
Europea, entre ellos España, deberán tener en cuenta además la normativa generada a nivel internacional
o mundial, en otras materias como es, por ejemplo, la
257
Gráfico VIII.1
Normativa del Nuevo Sistema Eléctrico
Ley 54/1997 del Sector Eléctrico
Ley 50/1998: Modificaciones:
Art. 33 Ley 54/97 - D.ªT.ª 6.ª Ley 54/97
Ley 9/2001: Modificaciones:
D.ªT.ª 6.ª Ley 54/97 - Art. Ley 46/98 Introd. Euro
Ley 66/1997
Impuesto sobre la electricidad
R.D. Ley 6/2001 de Medidas Urgentes de la
competencia en Mercados de Bienes y Servicios
R.D. Ley 6/1999 de Medidas Urgentes de
Liberalización e incremento de la competencia
R.D. 2018/1997
Puntos de
Medida
R.D. 2020/1997
Régimen
Ayudas Minería
R.D. 2019/1997
Mercado de
Producción
O.M. 12/04/99
ITC
R.D. Ley 2/2001 por el que se modifica la
D.T.6.ª de la Ley 54/97 del Sector Eléctrico
R.D. 2018/1998
Régimen
Especial
R.D. 2819/1998
Transporte y
Distribución
R.D. 437/1998
Adaptación
P.G.C.
R.D. 2017/1997
Liquidaciones
O.M. 29/12/97
Desarrollo
R.D. 2019/97
Orden 19/10/00
Normas present.
Inf. Contable
O.M. 22/02/99
Inf. Contable
Trimestral
O.M. 14/07/98
Agentes
Externos
Orden 28/03/01
Desarr. D.F. 1.ª
R.D. 437/1998
Orden 21/11/00
Precedencia
reperc. déficit
O.M. 17/12/98
Garantía de
Potencia
Resol. 31/5/01
Model. Contrato Tipo y Factura
Inst. solares fotovoltaicas
R.D. 277/2000
Separ. Jurídica
de Actividades
R.D. 1464/1999
1.ª parte Ciclo
Comb. Nuclear
R.D. 1663/2000
Conexión Inst.
Fotovoltaicas
Orden 14/06/99
Retribución de
la Distribución
Orden 10/03/00
Modif. ITC
Resol. 11/5/01
Tratam. datos
consumo inf.
750 MWh/año
Resol. 30/7/98
Procedimientos
de Operación
Resol. 24/6/99
Procedimientos
Carácter Técnico
Resolución 5/4/01
Modif. Reglas Mercado
Prorroga Cont. Adhesión
Circular 5/1998
Procedimiento
Operación p.o. 4
Fuente: UNESA. 2001.
258
Resol. 10/3/00
Procedimiento
P.O. - 7.4
Resolución 10/5/01
Complementa
Resol. 5/4/01
Circular 1/1998
Cuentas
Abiertas
R.D. 1955/2000
Transp. Distr.
Comerc.
R.D. 1164/2001
Tarifas de
Acceso
R.D. 1483/2001
Tarifa eléctrica
2002
R.D. 1232/2001
Proced. Autoriz.
Art. 34 6/2000
O.M. 30/05/01
Proced.
Desarrollo Real
Transporte
O.M. 25/4/01
Prima 2000
Carbón Autóctono
O.M. 10/10/01
Plan Financ.
Extr. CTC Elcogás
Resol. 15/1/99
Moratoria
Nuclear
O.M. 26/11/01
Prima 2001
Carbón Autóctono
Circular 3/1998
Obtención de
Información
Circular 4/1998
Inf. Contable y
Eco-Fin
Resol. 26/12/01
Conversión
Euros
Circular 1/1999
Cta. abierta
CTC
Circular 2/1999
Información
OMEL
¿Cuáles son los referentes
principales del Nuevo Sistema
Eléctrico español?
del medio ambiente, que limita las emisiones de gases de efecto invernadero que figura en el Protocolo
de Kioto.
277
¿En qué consistió el Protocolo
eléctrico?
L
a Administración y las empresas eléctricas españolas
firmaron en diciembre de 1996 el documento denominado Protocolo para el Establecimiento de una Nueva Regulación del Sistema Eléctrico Nacional. Este Protocolo incluía un paquete de medidas de liberalización
y competencia que constituyó una referencia muy importante para el establecimiento de la Ley del Sector
Eléctrico.
278
¿Cuáles son los principios
básicos del Nuevo Sistema
Eléctrico?
E
l Nuevo Sistema Eléctrico español se basa en la implantación de criterios de liberalización y competencia, de manera compatible con la conservación del medio ambiente y la seguridad del suministro eléctrico,
al que se define como «esencial para el funcionamiento
de nuestra sociedad».
El desarrollo práctico de las medidas contenidas en la Ley del Sector Eléctrico supone pasar de un
sistema eléctrico fuertemente intervenido por los poderes públicos, a un sistema en el que las actividades eléctricas se realizan sobre la base de criterios de
mercado, sin otras limitaciones fundamentales que las
que imponen determinados factores técnicos, económicos y materiales al transporte y la distribución de
electricidad.
El objetivo principal que se formula con la implantación del nuevo sistema eléctrico es incrementar la calidad del servicio y la competitividad de los precios de la electricidad. Su planteamiento básico es que
las medidas de liberalización y la competencia, unidas a la capacidad de gestión de las empresas eléctricas, permitirán conseguir tal objetivo.
279
E
l Nuevo Sistema Eléctrico tiene como referentes principales, a nivel nacional, la Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN) de diciembre de 1994,
el Protocolo para el Establecimiento de una Nueva Regulación del Sistema Eléctrico Nacional de diciembre
de 1996, y la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico de noviembre de 1997. En el ámbito de la Unión Europea
hay numerosas iniciativas desreguladoras pero, fundamentalmente, deben citarse la Directiva 90/547/CEE
relativa al Tránsito de Electricidad por las grandes redes de 1990 y, sobre todo, la Directiva 96/92/CE sobre Normas Comunes para el Desarrollo del Mercado
Interior de la Electricidad, aprobada por el Consejo de
Ministros de la Unión Europea del 19 de diciembre de
1996. Asimismo, se han tenido en cuenta los numerosos procesos de liberalización eléctrica realizados en
un amplio número de países europeos.
La Ley del Sector Eléctrico que da lugar al establecimiento del nuevo sistema no es un hecho aislado en el ámbito nacional ni de la Unión Europea.
Desde hacía ya varios años, un conjunto amplio de
países desarrollados de diferentes zonas del mundo
pusieron también en marcha procesos de reestructuración de sus respectivos sistemas eléctricos siguiendo criterios de liberalización y competencia. Entre los
países que están desarrollando este tipo de procesos,
se hallan Noruega, Nueva Zelanda, Argentina, varios
estados de EE.UU., Canadá y Australia, algunos países del Este de Europa, etc.
¿Qué es el Mercado Interior
de la Electricidad?
280
S
in existir propiamente una política energética comunitaria, por tratarse este tema de forma marginal en el
Tratado de Roma, puede afirmarse que el desarrollo
de la política energética comunitaria se basa en la mejora del medio ambiente y en la creación de un mercado único europeo en materia energética, de forma
que mediante la introducción de la competencia y la
liberalización de las distintas actividades encuadradas
en el ámbito de la energía, se produzca una reduc-
259
ción de los precios energéticos. De la misma forma,
existe otra línea de actuación dentro de la política energética de la UE dirigida a conseguir una mejora del
uso de la energía mediante la búsqueda del ahorro y
la eficiencia energética.
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
Unión Europea.
En el año 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
Unión Europea.
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 y distribución) y la exigencia a los estados miembros de que adopten «las medidas necesarias para garantizar una apertura de sus mercados de
electricidad».
Los principios de regulación de esta Directiva
son los siguientes:
– Libertad de establecimiento y construcción de
líneas. En orden a permitir el establecimiento libre de nuevos grupos de generación, la
Directiva ofrece a la elección de los estados
260
–
–
–
–
dos posibilidades: autorización reglada o concurso, mediante licitación (arts. 5.o y 6.o).
Libertad de acceso a las redes. El contenido
de esta libertad se manifiesta, de una parte,
en el derecho de los sujetos o empresas de
acceder –mediante el pago del correspondiente precio– a la red propiedad de un tercero; y, de otra, en la correspondiente obligación del titular de la red de ceder el paso,
salvo casos especiales o excepcionales debidamente motivados, al eventual peticionario.
El ATR no agota este principio básico del modelo de apertura eléctrica a la competencia,
ya que la autoridad comunitaria permite a los
estados que organicen las fórmulas de acceso tanto a través del citado ATR (que puede
ser negociado o regulado), como mediante el
reconocimiento de un sistema de Comprador
Único.
Gestión independiente de la red. La Directiva
subraya que la red de transmisión debe contar con un gestor independiente de las empresas que actúan por ella, pero permite, en
aplicación del principio de subsidiariedad, que
los estados decidan las formas de implementación –responsable del nombramiento,
plazo del mandato, etc.– de esta exigencia.
Libertad de importación y exportación.
Separación de las actividades eléctricas, a fin
de evitar subvenciones cruzadas.
Los plazos de apertura, definidos en la propia
Directiva, determinan actuaciones de transposición de
la misma 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 el Libro Verde, aprobado en noviembre del
año 2000, sobre estrategia europea para la seguridad
de abastecimiento energético, se considera que el establecimiento del Mercado Interior de la Energía en la
UE es un componente fundamental para la seguridad
del suministro energético. El funcionamiento de este
enorme mercado de electricidad y gas deberá tener progresos significativos a corto plazo, dado el grado de
convergencia que a este respecto tienen el Consejo Europeo, el Parlamento Europeo y la Comisión.
En la práctica se ha conseguido que en el año
2002 los 2/3 de la demanda de electricidad y casi el
80% de la demanda de gas estén abiertos a la competencia a escala comunitaria, y los precios han bajado
de forma notable, especialmente los de la electricidad.
Los impulsos dados últimamente a este proceso por parte de la Comisión y el Parlamento Europeo,
y sobre todo por el Consejo Europeo de Barcelona en
el año 2002 (reforzamiento, entre otras medidas, de
las interconexiones), hará que a nivel de comunidad,
quede abierto totalmente el mercado para los clientes
empresariales en 2004, y en breve plazo se adopte un
plazo claro para la apertura total del mercado.
Los órganos rectores de la UE consideran que
la apertura del mercado y la protección del servicio
público son objetivos complementarios, dado que la
competencia mejora la calidad del servicio, tal y como
se ha podido comprobar en el sector de las Telecomunicaciones, y se está viendo hoy día igualmente con
carácter general en los mercados de la electricidad y
del gas.
Respecto al fomento de las interconexiones internacionales, como ya se ha indicado, es una de las
actuaciones comunitarias prioritarias para acelerar la
creación del Mercado Interior de la Electricidad. En el
Gráfico VIII.2 se recoge la interconexión actual de los
diversos sistemas eléctricos existentes en Europa.
¿Qué es el Mercado Ibérico
de la Electricidad?
281
U
n aspecto reseñable es la promoción de un Mercado
Ibérico de Electricidad y, seguramente más adelante,
para el gas. El logro de tal mercado no está exento de
dificultades, dadas las desigualdades entre los procesos de liberalización llevados en ambos países.
El acuerdo firmado en noviembre de 2001 por
los ministros responsables de la energía de España y
Portugal tiene como objetivo la entrada en funcionamiento, a partir del 1 de enero de 2003, de un mercado eléctrico conjunto, entre los dos países, basado
en los principios de competencia, transparencia, objetividad y eficiencia.
Entre los compromisos recogidos en el documento, cabe mencionar:
– La creación de un Operador del Mercado
Ibérico.
– La coordinación de ambos países en el seno
de la UE a fin de promover el desarrollo de
las redes transeuropeas.
– Favorecer el desarrollo de las interconexiones
eléctricas entre España y Portugal.
– Promover que los operadores del sistema coordinen la planificación y la expansión de las
Gráfico VIII.2
Sistemas eléctricos interconectados
Fuente: IBERDROLA.
261
redes de transporte mediante el intercambio
regular y fluido de información.
Este mercado abastecerá en su momento a una
población de unos 50 millones de habitantes, con 27 millones de clientes, un consumo eléctrico de unos
250.000 GWh, una capacidad instalada de unos 66.000
MW y una punta de demanda de unos 42.000 MW.
Deberán tenerse en cuenta las diferencias existentes entre ambos sistemas, como son las estructuras
del mix de generación (la hidráulica en Portugal es mayor), el nivel de liberalización alcanzado o el grado
de concentración empresarial, diferencias en el marco de la situación regulatoria, etc.
Un punto fundamental será también la ampliación de interconexión entre ambos sistemas, que está
recogida en el Gráfico VIII.3. Ya se saben las dificultades de todo tipo que conlleva el desarrollo de estas
infraestructuras.
Por ello, parece que los plazos de tiempo previstos en el acuerdo deberán ser ampliados dada la
complejidad de este tema.
¿Cuáles son las características
fundamentales del Nuevo Sistema
Eléctrico español?
L
as características fundamentales del proceso de liberalización y competencia en el que se basa el Nuevo
Sistema Eléctrico español pueden resumirse del siguiente modo:
– Se sustituye el concepto de servicio público
por la expresa «garantía de suministro eléctrico a todos los consumidores» dentro del territorio español.
– La explotación unificada del sistema eléctrico nacional deja también 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 las centrales eléctricas desaparece, siendo sustituida
Gráfico VIII.3
Interconexión Portugal-España. Previsión de desarrollo
Fuente: REE (año 2002).
262
282
–
–
–
–
–
por la libertad de instalación sometida solamente a autorizaciones administrativas. No
obstante, el gobierno puede establecer una
planificación indicativa en este área.
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 de ordenación del territorio.
Se establece el principio de la separación jurídica entre «actividades reguladas» –transporte
y distribución– y «no reguladas» –generación
y comercialización–.
El funcionamiento de las centrales generadoras
deja de estar sometido a una gestión económica conjunta 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 a 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 en principio para que tal libertad llegue a todos los clientes se fijó en diez años;
sin embargo, este plazo ha sido acortado posteriormente por el gobierno.
Libertad de comprar o vender electricidad a
empresas y consumidores de otros países
miembros de la Unión Europea.
¿Existe actualmente libertad
de construcción para las nuevas
centrales eléctricas?
283
S
í, totalmente. Anteriormente, las únicas centrales eléctricas de dimensión significativa que se podían instalar en España eran las que estaban contempladas en
los Planes Energéticos Nacionales (PEN) vigentes en
cada momento. El PEN era un documento elaborado
por el gobierno y aprobado por el Parlamento, en el
que se concretaban los objetivos de la política energética española y las medidas necesarias para conseguirlos. En el caso del sector eléctrico, solía ser extremadamente detallado en cuanto a las centrales que
había que construir, potencia, ubicación, tipo de energía primaria que tenían que utilizar, año de entrada
en servicio, etc.
En el Nuevo Sistema Eléctrico, cualquier empresa
puede instalar nuevas centrales eléctricas, del tipo, potencia y localización que considere más convenientes,
sin otras condiciones que las que la legislación española establece, de manera general, para la puesta en
marcha de cualquier otra instalación industrial. Estas
condiciones se refieren, entre otras cuestiones, a la eficiencia y seguridad de la instalación; su adecuación a
los criterios de protección del medio ambiente; la idoneidad de su ubicación; y la suficiente capacidad legal, técnica y económica de la empresa solicitante.
¿Cómo funciona el nuevo Mercado
Mayorista de Producción?
284
E
n el anterior sistema eléctrico, el funcionamiento diario de las centrales eléctricas era determinado por Red
Eléctrica de España (REE), de acuerdo con los criterios de política energética elaborados por el Ministerio de Industria y Energía, y sobre la base de la optimización de los costes de explotación del sistema eléctrico, definida a través de valores estándares. Ninguna
central podía enviar electricidad a la red si no estaba
incluida en la programación de REE.
263
En el nuevo sistema, y desde el 1 de enero de
1998, el funcionamiento de las instalaciones de producción de electricidad es el resultado de la «casación»
de las ofertas y demandas de energía eléctrica que se
lleva a cabo diariamente en el mercado de producción.
En él, como se describe a continuación, las empresas
productoras comunican cada día libremente las condiciones de cantidad y precio a las que están dispuestas
a vender la electricidad de sus instalaciones en cada
una de las 24 horas del día siguiente. La selección del
funcionamiento de estas instalaciones se lleva a cabo
teniendo en cuenta los precios ofertados para cada periodo horario, hasta cubrir la demanda existente en el
mismo.
Este 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.
El nuevo mercado de producción de electricidad está compuesto por lo que podríamos denominar
tres «submercados»: el mercado diario, el mercado intradiario y el mercado de servicios complementarios,
y está complementado por un sistema de contrataciones bilaterales que se formalizan libremente entre clientes cualificados, agentes productores y comercializadores. Además, deben tenerse en cuenta todos las posibles restricciones técnicas de la Red de Transporte.
(Véase Gráfico VIII.4)
Gráfico VIII.4
Esquema general del Mercado de Electricidad
Gráfico VIII.5
Secuencia diaria del Mercado de Producción
Fuente: OMEL.
Los tres mercados funcionan con los mismos
criterios: seleccionar para cada hora la entrada en funcionamiento de las unidades dando siempre prioridad, sucesivamente, a las ofertas más baratas hasta
cubrir las necesidades del mercado; y retribuir la energía o los servicios seleccionados en cada sesión horaria de acuerdo con el coste marginal de la última
unidad cuyo funcionamiento haya sido necesario para
cubrir la demanda.
El esquema operativo de funcionamiento de este
Mercado de Producción está reflejado en el Gráfico VIII.5.
¿Qué es el Mercado Diario?
E
Fuente: OMEL.
264
ste mercado recoge las transacciones de compraventa de energía correspondientes a la producción y suministro del día siguiente de cada sesión de contratación. La mecánica del 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 ca-
285
sación, 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. (Véase Gráfico VIII.6)
Una vez efectuadas las «casaciones» de ofertas
y demandas en el Mercado Diario y tenidos en cuenta los contratos físicos bilaterales y los intercambios internacionales de electricidad, el Operador del Mercado define el programa diario base de funcionamiento de las unidades de producción y lo comunica al
Operador del Sistema.
Este sistema de ofertas competitivas es un importante incentivo para reducir el precio de la electricidad, ya que los generadores tratarán de ofrecer su
energía al precio más bajo que les sea posible a fin
de asegurarse que sus centrales sean seleccionadas para
funcionar.
La gestión del Mercado Diario –así como la del
Intradiario– es realizada por el Operador del Mercado, entidad encargada de recibir las ofertas, efectuar
la casación, publicar sus resultados y efectuar las liquidaciones, tanto del Mercado Diario como del Intradiario y del de Servicios Complementarios.
Estas funciones son realizadas por una empresa privada –Compañía Operadora del Mercado Interior de Electricidad Español (OMEL)– cuya distribución
accionarial está sometida a severas restricciones que
evitan cualquier indicio de posición de dominio entre
los agentes.
286
¿Cómo se tienen en cuenta
las restricciones técnicas debidas
a la red de transporte
en el Mercado de Producción?
E
l Operador del Sistema recibe del OMEL el programa diario base del día siguiente. Si existen restricciones
en la red de transporte que hacen imposible llevar a
cabo algunas de las «casaciones» de ofertas y demandas inicialmente definidas en esta programación, el
Operador del Sistema efectúa las modificaciones que
sean imprescindibles, retirando de la programación las
Gráfico VIII.6
Mercado diario: Curvas de Oferta y Demanda
Fuente: OMEL.
unidades necesarias y sustituyéndolas por otras que
permitan superar dichas restricciones de manera adecuada y compatible con los criterios de funcionamiento
del mercado. Se llega así al programa diario viable
provisional.
Las unidades de generación que entran en funcionamiento como consecuencia de restricciones técnicas reciben por la energía entregada no el precio marginal resultante del proceso de «casaciones», sino el precio al que ellas mismas han ofrecido su energía para
ese periodo horario.
¿En qué consiste el Mercado
de Servicios Complementarios?
287
L
os Servicios Complementarios son servicios de la operativa del sistema, necesarios para que el suministro
eléctrico tenga lugar en condiciones de seguridad, fiabilidad y calidad adecuadas.
Para su gestión, la Ley 54/1997 creó una nueva
figura, 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 (REE), empresa que
obligatoriamente quedó sometida a un proceso de transformación accionarial para eliminar la participación del
Estado y evitar posiciones dominantes de los agentes
265
del sistema, mediante el establecimiento de rigurosas
restricciones a su participación accionarial. En la etapa actual, el Operador del Sistema recibe del Operador del Mercado el programa diario de generación resultante de la casación del Mercado Diario.
A partir del programa diario viable, el Operador del Sistema tiene 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 mencionadas. Para ello debe gestionar la Regulación Primaria, la Regulación Secundaria (Control de Frecuencia), la Regulación Terciaria (Control de Tensión) y la Reposición de Servicios.
Algunos de ellos son considerados como obligatorios y deben ser prestados inexcusablemente en
todo momento por las instalaciones que operan en el
mercado.
La Ley 54/1997 define que, en la medida de lo
posible, estos servicios deberán ser prestados utilizando
mecanismos del mercado.
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, asignando el Operador del Sistema
las necesidades de una y otra reserva a los distintos
ofertantes mediante subastas reguladas. Sin embargo,
la Regulación Primaria se considera en la actualidad
un servicio de prestación obligatorio.
Además de estos servicios básicos, 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. (Ver pregunta 284)
En definitiva, sobre la base de los ajustes que
puedan ser necesarios por restricciones técnicas y de
los resultados del mercado de servicios complementarios, el Operador del Sistema elabora el programa
diario viable definitivo.
288
¿Qué es el Mercado Intradiario?
P
uede ocurrir que, una vez establecido el programa viable provisional, los agentes que operan en el mercado diario tengan necesidad de efectuar algunos ajustes en sus ofertas o demandas.
266
Se pondrá en marcha, a tal fin, el denominado
Mercado Intradiario, que se abrirá para cada una de
las sesiones horarias establecidas y funcionará básicamente con los mismos criterios del Mercado Diario. Actualmente hay seis sesiones del Mercado Intradiario cada
día.
Podrán participar en este Mercado Intradiario,
para efectuar ofertas de venta, todos los agentes que
están autorizados para operar en el Mercado Diario;
y, para realizar ofertas de compra, los agentes que ya
hubieran participado en la sesión horaria en la que haya
que efectuar ajustes.
Una vez definidas las «casaciones» de ofertas y
demandas del mercado intradiario, éstas serán agregadas al programa diario viable y se determinará así
la programación horaria final de funcionamiento del
sistema.
¿Cómo se forma cada día
el precio final de la electricidad
en el Mercado de Producción?
E
l precio diario de la electricidad que paga el comprador y obtiene el vendedor por las transacciones de energía efectuadas en el mercado de producción está integrado por los siguientes elementos:
– El precio resultante de las «casaciones» de ofertas y demandas en el Mercado Diario.
– El precio resultante de las «casaciones» de ofertas y demandas que tienen lugar en el Mercado Intradiario.
– El precio resultante de los ajustes que hayan
sido necesarios por restricciones técnicas en
la red de transporte.
– El precio resultante del Mercado de Servicios
Complementarios.
– El coste de la Garantía de Potencia. Este coste tiene como objetivo asegurar un nivel suficiente de garantía de potencia en el sistema. Se reconoce a las instalaciones de producción el derecho a recibir una retribución
por la garantía de potencia que prestan al sistema, es decir, por el hecho de que su presencia en el sistema garantiza la posibilidad
de atender adecuadamente en todo momen-
289
Gráfico VIII.7
El precio de la electricidad
lada sea igual o inferior a 50 MW y superior a 1 MW;
los autoproductores, por lo que se refiere a la energía excedentaria que deseen entregar al sistema; y los
llamados agentes externos, es decir, los agentes de sistemas eléctricos extranjeros que tomen o entreguen
energía eléctrica al sistema español.
¿Quiénes pueden realizar ofertas
de compra en el Mercado
de Producción?
291
L
Fuente: OMEL.
to los máximos niveles de demanda previstos y anticiparse a la evolución que ésta vaya
a registrar.
Esta retribución depende, fundamentalmente,
de la potencia de la instalación, de su nivel
probado de disponibilidad, de su tecnología
y de las necesidades de potencia a largo plazo del sistema.
– Recargos e Impuestos (moratoria nuclear, IVA
e Impuesto especial de la electricidad). Un esquema de esta composición del precio final
de la electricidad en el Mercado de Producción se recoge en el Gráfico VIII.7.
290
¿Quiénes pueden ofertar energía
en el Mercado de Producción?
D
e manera obligatoria, tienen que presentar ofertas de
venta de energía eléctrica en el mercado de producción los Titulares de unidades de producción de más
de 50 MW de potencia y, en cualquier caso, las empresas eléctricas que estaban anteriormente acogidas
al sistema de precios eléctricos conocido como Marco Legal Estable.
De forma voluntaria, pueden hacerlo los Titulares de unidades de producción cuya potencia insta-
as empresas generadoras, las distribuidoras, las comercializadoras y, desde el 1 de enero de 2003, todos
los consumidores de electricidad pueden realizar demandas al mercado, es decir, ofertas de compra de electricidad.
Estas ofertas de compra de energía han de indicar la cantidad de electricidad que se desea adquirir y el periodo horario en el que se quiere efectuar
la transacción. Y, desde principios del mes de abril de
1998, pueden, asimismo, incluir el precio máximo al
que se está dispuesto a comprar la energía demandada. En tal caso, no obstante, si en el proceso de funcionamiento del mercado diario que antes se ha descrito la oferta no resulta casada, el suministro no se
lleva a efecto.
Una vez formulada la oferta de compra de energía, ésta adquiere categoría de compromiso firme de
suministro en cuanto que ha transcurrido el plazo fijado para la admisión de ofertas.
¿Qué son los contratos
bilaterales físicos?
292
T
ambién son posibles contratos bilaterales físicos entre los
consumidores, por un lado, y generadores de electricidad o agentes externos, por otro; es decir, contratos de
suministro que se establecen por mutuo acuerdo de ambas partes y que no necesitan pasar por el sistema de
ofertas competitivas del mercado diario de producción.
Estos contratos han de tener una duración mínima de un año y han de ser comunicados al Operador del Mercado a fin de ser tenidos en cuenta en la
elaboración de los programas diarios de funcionamiento
de las instalaciones de producción.
267
Las unidades de producción afectadas por ellos
quedan eximidas de la necesidad de presentar ofertas
en el Mercado Diario mientras dure el contrato y por
la cantidad de energía comprometida en él.
Tabla VIII.1
Niveles de consumo y calendario
para apertura del mercado eléctrico
Consumo anual
mínimo (GWh)
293
¿Qué son los contratos
financieros?
L
a nueva legislación permite la firma de «contratos financieros» entre los consumidores de electricidad y determinados agentes. Estos contratos tratan de responder al deseo que puedan tener algunos de estos consumidores de evitar los efectos de las oscilaciones de
precios que se registren en el mercado diario de producción; o de eludir la posibilidad de que sus ofertas
de compra de energía no resulten casadas en dicho
mercado.
Uno de los ejemplos de este tipo de contratos
es el denominado «contrato por diferencias». En él, el
consumidor acuerda libremente con el generador un
precio determinado. Al final, el suministro se liquida
al sistema por el precio que realmente haya establecido el mercado; y la diferencia existente entre el precio real del mercado y el precio acordado por agente y consumidor se distribuye entre éstos en la forma
que previamente hayan acordado.
294
U
15
5
3
2
1
>1 kV
–
Apertura de mercado
(%)
564
1.926
3.254
4.706
8.274
65.000
23.000.000
27
33
37
39
42
54
100
Fuente: UNESA.
En los primeros años del nuevo sistema, la posibilidad de elección de suministrador estaba reservada a los «clientes cualificados» que sobrepasen un determinado umbral de consumo anual medido por instalación o por punto de suministro. Después, a partir
del 1 de enero de 2003, todos los consumidores pueden elegir el suministrador que deseen. Los plazos habidos para poder elegir suministrador están recogidos
en la Tabla VIII.1.
Por tanto, desde el 1 de enero de 2003, todos
los consumidores pueden elegir suministrador.
Cabe subrayar que estos plazos para el ejercicio del derecho a elegir suministrador del sistema eléctrico español han sido más cortos y han afectado a un
volumen mayor de mercado que los fijados por la Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad de la Unión Europea.
¿Qué libertad tienen
los consumidores
para elegir su suministrador
de electricidad?
no de los principios básicos del Nuevo Sistema Eléctrico es el reconocimiento del derecho de los consumidores a elegir el suministrador que les parezca más
conveniente y acordar con éste el precio y demás condiciones de contratación del servicio.
Al igual que en la mayoría de los países que han
decidido reconocer este mismo derecho a sus consumidores de electricidad, su aplicación práctica se ha
realizado, por razones técnicas y económicas, de manera progresiva.
268
1 enero 1998
1 enero 1999
1 abril 1999
1 julio 1999
1 octubre 1999
1 julio 2000
1 enero 2003
Nº Consumidores
cualificados
¿Quién podía ser cliente
cualificado?
E
n el nuevo sistema, recibían la denominación de «consumidores cualificados» o «consumidores elegibles» los
clientes que en cada momento tenían reconocida la
capacidad para elegir suministrador y decidían ejercerla. El resto seguía adquiriendo la electricidad sobre la base de las tarifas aprobadas por la Administración, hasta que la extensión del derecho de elección les permitía acceder al sistema de contratación
libre.
295
296
¿Qué es la libertad de acceso
a las redes de transporte
y distribución de electricidad?
H
ay dos actividades eléctricas en las cuales la introducción de medidas de liberalización y competencia
se halla fuertemente limitada por razones físicas y técnicas: la de transporte y la de distribución de electricidad.
Es evidente que una multiplicación de redes de
transporte y distribución en una misma zona conduciría a una incorrecta asignación de recursos, a una ilógica multiplicación de los costes de inversión, operación y mantenimiento de estas instalaciones y, por tanto, a un encarecimiento irracional del suministro de
electricidad.
No obstante, existe una vía para hacer posible
la liberalización del suministro sin caer en un innecesario encarecimiento de los costes de suministro: mantener la existencia de redes únicas de transporte y distribución en cada territorio, pero reconociendo al mismo tiempo el derecho de todos los agentes del sistema
a tener libre acceso a las mismas, es decir, a poder utilizarlas a cambio de un peaje razonable y que no sea
discriminatorio para ninguno de ellos.
El libre acceso a las redes de transporte y distribución es la alternativa que han elegido todos los
países que han liberalizado su sistema eléctrico, entre
ellos España, para hacer compatible la implantación
de criterios de libre mercado con las limitaciones físicas y técnicas propias del transporte y la distribución
de energía eléctrica. En consecuencia, todos los agentes que operan en el Nuevo Sistema Eléctrico español
pueden acceder libremente a las redes de transporte
y distribución mediante el pago de un peaje establecido por la Administración.
297
¿La actividad de
comercialización de
la electricidad está totalmente
liberalizada?
tratación del servicio eléctrico a los consumidores que
pueden elegir suministrador. La comercialización está
considerada en la Ley del Sector Eléctrico como una
actividad con naturaleza propia, al igual que la generación, el transporte y la distribución; ésta debe ser desarrollada de forma liberalizada. En particular, no se
podrá realizar en régimen de monopolio ni dará lugar al disfrute de derechos exclusivos.
No obstante, la Ley prohíbe expresamente que
un agente que efectúa en el sistema actividades reguladas (es decir, transporte o distribución) pueda realizar también actividades no reguladas, es decir, las actividades que se realizan en régimen de competencia
(generación o comercialización). Unas y otras han de
ser ejecutadas por empresas jurídicamente diferentes.
Sí permite, en cambio, que una empresa que realiza
actividades reguladas y otra que lleva a cabo actividades no reguladas pertenezcan a un mismo holding
empresarial; y también que una misma empresa lleve
a cabo las dos actividades no reguladas, es decir, generación y comercialización.
La liberalización de la actividad de comercialización permitirá la creación de un nuevo tipo de empresas, las comercializadoras, dedicadas exclusivamente
al suministro de electricidad a través de la contratación con los consumidores.
Las comercializadoras no necesitarán disponer
de redes propias para entregar la electricidad, ya que
se ocuparán fundamentalmente de las relaciones contractuales, en términos económicos y legales, con los
clientes que pueden elegir suministrador: contratación
de las condiciones del suministro, facturación, cobro,
otros servicios, etc.
Además, las empresas comercializadoras fomentarán el uso racional de la energía y pondrán en
práctica los planes de gestión de la demanda que apruebe en el futuro la Administración. Asimismo, podrán
exigir a sus clientes que sus instalaciones cumplan condiciones técnicas y de uso adecuadas, a fin de que su
utilización no perjudique la calidad del servicio que
se suministra a otros consumidores.
U
na de las bases principales del Nuevo Sistema Eléctrico es la liberalización de la actividad de comercialización, es decir, de todo lo relacionado con la con-
269
298
¿Existe libertad para comprar o
vender electricidad a agentes de
otros países de la Unión Europea?
H
asta ahora, todos los intercambios internacionales de
electricidad eran realizados por Red Eléctrica de España. Ningún otro agente del sistema adquiría electricidad directamente de otro país o la vendía a consumidores extranjeros.
En el Nuevo Sistema Eléctrico, todos los productores, distribuidores, comercializadoras y consumidores en general están autorizados para adquirir electricidad directamente en cualquier país comunitario. La
Administración española sólo podrá negar la autorización correspondiente si el país comunitario en cuestión no reconoce a sus respectivos agentes eléctricos
la misma capacidad de contratación.
Además, los productores y comercializadores españoles podrán vender directamente electricidad a los
demás países comunitarios, a no ser que dichas operaciones supongan un riesgo para el abastecimiento
nacional.
En el nuevo sistema, reciben el apelativo de
agentes externos los agentes de sistemas eléctricos extranjeros que toman o entregan electricidad del sistema español.
Aparte de este tipo de transacciones internacionales de electricidad, seguirán existiendo intercambios internacionales a corto plazo destinados a mantener o incrementar la seguridad en el suministro, los
cuales serán gestionados por el Operador del Sistema.
Además, los contratos de intercambios internacionales de electricidad suscritos por Red Eléctrica de España (REE) que estaban en vigor en el momento en
el que empezó a aplicarse la nueva legislación eléctrica serán respetados hasta el término de la duración
que estaba inicialmente acordada en ellos.
299
¿Cuántos tipos de precios
de la electricidad hay
en el Nuevo Sistema Eléctrico?
E
n el nuevo sistema coexisten dos tipos de precios: los
que se establecen libremente en el Mercado de Producción y los fijados por el Gobierno a través de ta-
270
rifas reguladas. Así, los consumidores pueden pagar
la energía al precio libremente pactado con su comercializador, o el derivado del sistema de ofertas competitivas del Mercado de Producción, al que se añade
una Tarifa de Acceso al mercado establecida por la Administración. Asimismo, pueden pagar el suministro a
la empresa distribuidora de acuerdo con tarifas reguladas fijadas por la Administración del Estado.
El incremento de competidores en el mercado
de producción y el adecuado juego de la competencia en el seno del mismo deben presionar en favor del
establecimiento de precios más competitivos.
¿Cuáles son las opciones
de compra de electricidad
que tienen los consumidores?
L
os consumidores españoles han visto aumentada su capacidad de elección y en la actualidad tienen las tres
alternativas siguientes:
a) Acudir directamente al sistema de ofertas
competitivas del Mercado de Producción para comprar
su energía, es decir, que formulen ofertas de adquisición de energía para cada periodo horario; pagarán un
precio basado en los conceptos siguientes:
– La cifra que resulte de aplicar, a las cantidades
de energía que el consumidor desea adquirir en cada periodo horario -más las pérdidas de transporte y distribución, que se calculan de manera estándar-, el precio resultante del mercado de producción.
– Una Tarifa de Acceso fijada por el Gobierno,
que cubre:
• El coste del uso de las redes de transporte.
• El coste del uso de las redes de distribución.
• Los denominados Costes Permanentes del
sistema.
• Los denominados Costes de Diversificación
y Seguridad del abastecimiento.
Además, es posible que haya consumidores
que, para evitar los efectos de las oscilaciones de precios que pueden darse en el Mercado de Producción o eludir la posibilidad
300
¿Qué son los Costes
Permanentes del sistema
de precios de la electricidad?
de que sus ofertas de compra de energía no
resulten casadas, deseen suscribir «contratos
financieros», como se ha señalado en el apartado correspondiente a estos contratos.
b) Contratar el suministro de electricidad a través de un comercializador y acordar con éste libremente el precio del servicio.
c) Adquirir la electricidad de la empresa distribuidora en su área, con precios regulados en base de
la Tarifa Integral vigente.
d ) Adquirir la energía de una empresa productora a través de los contratos físicos bilaterales, es
decir, contratos establecidos directamente entre el productor y el consumidor, sin necesidad de pasar por el
sistema de ofertas del mercado de producción. En tal
caso, el consumidor habrá de pagar:
E
n los dos tipos de precios de la electricidad se han mencionado dos clases de costes que habrán de ser necesariamente cubiertos por todos los consumidores eléctricos: los «Costes Permanentes» del funcionamiento del
sistema y los «Costes de Diversificación y Seguridad de
abastecimiento».
Los Costes Permanentes del funcionamiento del
sistema son los siguientes:
– Los costes que, por el suministro de electricidad en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla,
puedan ser integrados en el sistema. Estos
costes se justifican por el hecho de que los
sistemas insulares y extrapeninsulares no están conectados actualmente con la red eléctrica peninsular, por lo que el establecimiento
en ellos de condiciones de competencia se
encuentra, de momento, objetivamente limitado.
– Los costes de mantenimiento de las actividades del Operador del Mercado.
– Los costes de mantenimiento de las actividades del Operador del Sistema.
– Los costes de mantenimiento de las actividades de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
– Los Costes de Transición a la Competencia
(CTCs).
– El precio de la energía libremente acordado
entre ambas partes.
– Los costes por Servicios Complementarios y
Garantía de potencia.
– La Tarifa de Acceso al mercado.
301
¿Cómo se forma el precio
de la electricidad adquirida
a Tarifa regulada?
L
os consumidores que opten por adquirir su energía a
la empresa distribuidora, lo harán de acuerdo con las
tarifas reguladas por la Administración.
Estas tarifas son, para cada tipo de consumo, las
mismas en todo el territorio nacional y cubren los siguientes conceptos:
– El Coste de Producción de la energía eléctrica, que se determinará en función del precio medio previsto del kWh en el mercado
de producción.
– Los accesos y peajes por transporte de energía eléctrica.
– Los accesos y peajes por distribución de energía eléctrica.
– Los Costes de Comercialización.
– Los Costes Permanentes del sistema.
– Los Costes de Diversificación y Seguridad de
abastecimiento.
302
¿Qué son los Costes
de Diversificación y Seguridad
en el abastecimiento?
303
L
os Costes de Diversificación y Seguridad de abastecimiento, al igual que los Costes Permanentes, deberán
ser pagados por todos los consumidores eléctricos. Son
los siguientes:
– Las primas a la producción en Régimen Especial para promover el desarrollo de la generación de electricidad mediante sistemas de
cogeneración y de aprovechamiento de energías renovables.
271
– Los costes asociados a la moratoria nuclear.
– Los costes derivados de la financiación del segundo ciclo del combustible nuclear.
– Los costes del stock estratégico del combustible nuclear.
304
¿Cuáles son las razones que
justifican los Costes de Transición
a la Competencia (CTCs)?
E
ntre los costes permanentes que han de pagar todos
los consumidores eléctricos se hallan los denominados «Costes de Transición a la Competencia» (CTCs).
Los CTCs son costes que aparecen, o pueden
aparecer, cuando un sistema eléctrico regulado cambia a un régimen de competencia, o cuando coexisten en él diversas empresas eléctricas con regulaciones diferentes.
Las empresas eléctricas españolas han pasado
de un sistema de intervención administrativa, en el marco del cual se acometieron grandes inversiones que
fueron programadas mediante planificación centralizada
y cuya recuperación –según el Marco Legal Estable basado en valores estándares– estaba garantizada por el
propio sistema, a uno basado en el precio del mercado, en el que no tiene por qué estar necesariamente
garantizada la recuperación íntegra de esas inversiones a través del libre juego de dicho mercado.
Además, pueden existir otros compromisos regulatorios cuya recuperación completa tampoco quede asegurada por el nuevo sistema, como es la obligación de adquirir energía eléctrica de autogeneradores a un precio primado; o la de aceptar determinados
contratos de compra de energía o de combustibles autóctonos, como el carbón nacional, etc. También pueden existir costes derivados de determinadas decisiones regulatorias, cuya recuperación fue diferida en el
tiempo para atenuar su impacto en las tarifas eléctricas; o los originados por razones sociales, medioambientales, de gestión de la demanda, segunda parte del
ciclo del combustible nuclear, etc.
En suma, los CTCs aparecen porque se cambian
las reglas del juego. Así, la Directiva de la UE relativa
a las Normas Comunes para el Mercado Interior de la
electricidad reconoce, en su artículo 24, apartado 1, la
necesidad de recuperar los CTCs.
272
En cuanto a la legislación española, la Disposición Transitoria Sexta de la Ley del Sector Eléctrico
54/1997, y el Decreto 2017 de 26 de diciembre de 1997
que la desarrolla, reconocen la existencia de unos costes derivados del «tránsito de un sistema de retribución
regulado, a otro en el que el funcionamiento de la generación eléctrica está organizado bajo el principio de
libre competencia».
En consecuencia, reconoce a las empresas eléctricas el derecho a percibir una retribución en concepto
de CTCs; y calcula esta retribución como la diferencia
existente entre los ingresos medios que hubieran obtenido a través de la tarifa eléctrica del anterior sistema intervenido –reducidos en un 32,5%, como contribución de dichas empresas a la implantación del nuevo sistema– y lo que se estima que obtendrán a través
del modelo de retribución establecido en la nueva Ley.
El periodo de recuperación de estos costes se halla detallado en la Memoria Económica anexa a la Ley del
Sector Eléctrico.
La Ley señala también que estos CTCs habrán
de ser cubiertos por todos los consumidores.
Además, la Ley del Sector Eléctrico señala que,
si el coste medio anual de generación resulta ser superior a las 3,61 cent.€/kWh, el exceso se deducirá
del valor de los CTCs; y fija para la recuperación de
esa retribución un plazo de diez años, a partir de la
entrada en vigor de dicha Ley.
¿Hay que pagar también
impuestos por la compra
de electricidad?
S
í. Además de pagar por todos los conceptos definidos
en cada tipo de tarifa, todos los consumidores están
sujetos a pagar los impuestos o tasas que la Administración Central decida aplicar al consumo eléctrico,
como es el impuesto recientemente establecido sobre
el consumo destinado a obtener fondos para la reconversión de la minería del carbón nacional.
Para contribuir a la transparencia de los precios
eléctricos, en el recibo que se entrega a los consumidores que pagan el suministro a través de tarifas eléctricas reguladas, están claramente reflejados y desglosados los importes correspondientes a todos estos conceptos de impuestos o tasas.
305
306
¿Cuáles son los agentes
principales que actúan
en el Nuevo Sistema Eléctrico?
E
n el nuevo sistema, el número de empresas y entidades que juegan un papel relevante en el desarrollo del
sistema es más numeroso que en el pasado. Esto es
debido a diversos factores como son: la creación de
nuevos órganos de gestión y regulación del sistema;
la liberalización de los intercambios internacionales de
electricidad; la separación entre las actividades de transporte y distribución de las de generación o comercialización, etc.
De manera esquemática, las empresas y entidades que van a actuar en el Nuevo Sistema Eléctrico
son, fundamentalmente, los siguientes:
– Los agentes productores de energía eléctrica,
tanto los que formaban ya parte del sistema
eléctrico, como los nuevos que se implanten
en el marco de libertad de nuevas instalaciones
de producción. Su función es generar energía eléctrica para entregarla al Mercado de Producción, y por tanto, deberán construir, operar y mantener las instalaciones necesarias para
ello.
– Los agentes autoproductores. Se trata de empresas de otras ramas de la industria que poseen unidades de producción para cubrir, fundamentalmente, sus propias necesidades
energéticas. Deben estar autorizadas para entregar al sistema la energía excedentaria que
generen con dichas unidades. Para ser considerados como tales, han de autoconsumir
al menos el 30% de la energía que producen
si sus instalaciones tienen menos de 25 MW;
y el 50% si tienen una potencia igual o superior a 25 MW.
– Los agentes productores acogidos al denominado Régimen Especial. Son titulares de instalaciones de potencia no superior a 50 MW
que generan electricidad a partir de sistemas
de cogeneración, energías renovables, residuos, etc. y que tienen una consideración específica. La energía procedente de estas instalaciones está excluida de las reglas de competencia del mercado de producción: ha de
–
–
–
–
–
–
–
ser integrada obligatoriamente en el sistema,
sin necesidad de pasar por el sistema de ofertas competitivas de dicho mercado y, en la
mayoría de los casos, retribuida a través de
un precio primado para fomentar su desarrollo.
Los denominados agentes externos, es decir,
sujetos de sistemas eléctricos extranjeros que
venden o compran electricidad del sistema
eléctrico español, en el marco de la liberalización de los intercambios internacionales de
energía eléctrica.
Las empresas distribuidoras. Empresas cuya
función es distribuir energía eléctrica; desarrollar, operar y mantener las instalaciones necesarias para tal fin; y vender electricidad a
los consumidores sujetos a tarifa regulada o
a otras empresas distribuidoras.
Las empresas comercializadoras. Empresas encargadas de vender energía eléctrica a los consumidores o a otros agentes del sistema (generadoras, distribuidoras y otras empresas comercializadoras).
Los consumidores cualificados. Clientes finales que han tenido en cada momento reconocida la capacidad de elegir suministrador
en función de su volumen anual de consumo, medido por instalación o por punto de
suministro. A partir del 1 de enero de 2003,
todos los consumidores de electricidad tienen
esta capacidad.
Los consumidores sujetos a tarifa regulada.
Consumidores que optan por elegir a la empresa distribuidora de su área, y pagan en base
a las tarifas establecidas públicamente por la
Administración.
Los órganos de gestión: el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL) y el Operador del Sistema. Organismos encargados de la gestión
de su funcionamiento económico y técnico,
respectivamente.
Empresa gestora de la red de transporte, Red
Eléctrica de España. Está encargada de la extensión, operación y mantenimiento de las líneas, transformadores, etc. de tensión igual o
superior a 220 kV, así como de las interconexiones internacionales y de las que puedan
establecerse en el futuro con los sistemas nacionales insulares y extrapeninsulares.
273
Gráfico VIII.8
Esquema de transacciones en el Mercado de Electricidad
Fuente: OMEL.
Nota: También pueden realizar contratos bilaterales los agentes productores con agentes externos compradores,
y los agentes externos vendoreres con los consumidores, así como agentes externos vendedores y compradores
entre sí.
– Órganos de regulación del sistema. Fundamentalmente, la Administración General del
Estado, a través del Ministerio responsable en
materia energética, y la Comisión Nacional de
Energía (CNE). Además, las comunidades autónomas tienen una participación en el desarrollo y funcionamiento del sistema mayor
que la que tenían anteriormente.
Un esquema del flujo de transacciones que son
posibles entre los agentes del Mercado de Electricidad
viene reflejado en el Gráfico VIII.8.
307
¿Cómo funciona el Operador
del Mercado (OMEL)?
E
l Operador del Mercado (OMEL) gestiona la «casación»
de las ofertas y las demandas en el mercado de producción de electricidad. En primer lugar, OMEL recibe
las ofertas de venta de energía que formulan, para cada
hora del día siguiente, los productores de electricidad
que operan en el sistema y las demandas de energía
274
de los agentes autorizados para hacerlas y los consumidores en general.
Una vez recibidas estas informaciones, OMEL selecciona para cada hora la entrada en funcionamiento de las unidades de generación, empezando por las
que han comunicado las ofertas de energía más baratas, hasta cubrir la totalidad de la demanda. A partir
de estas «casaciones», y teniendo en cuenta los contratos físicos bilaterales suscritos entre agentes cualificados y los intercambios internacionales de electricidad, elabora el «programa diario base» de funcionamiento del sistema, que ha de comunicar a continuación
al Operador del Sistema y a los agentes que operan
en el mercado.
Asimismo, el Operador del Mercado determina
los precios finales resultantes para cada periodo horario en el mercado de producción e informa a los agentes de las liquidaciones de cobros y pagos que, como
consecuencia de dichos precios, tienen que hacerse entre ellos. Además, ha de poner a disposición de los
agentes del sistema toda la información relativa a las
ofertas y demandas casadas y no casadas en cada sesión horaria; y publicar en los medios de difusión nacional toda la información de carácter público sobre
el mercado que sea de interés general.
Para supervisar el funcionamiento de la gestión
económica del mercado, existirá un Comité de Agentes del Mercado. Sus funciones primordiales serán comprobar los procesos de «casación» y liquidación del mercado de producción, asesorar al OMEL y proponer medidas regulatorias que puedan redundar en un mejor
funcionamiento del mismo. El Comité de Agentes del
Mercado está integrado por 18 miembros que representan a los diversos agentes que operan en el sistema (productores, distribuidores, comercializadores, generadores en régimen especial, autoproductores y consumidores cualificados), al Operador del Mercado y al
Operador del Sistema.
El OMEL es una sociedad mercantil en la que,
a fin de garantizar su neutralidad e independencia, ningún accionista puede poseer más de un 10% del capital social; además, la suma de las participaciones directas o indirectas de los sujetos que llevan a cabo actividades eléctricas no pueden superar el 40% del
mismo.
308
¿Cómo funciona el Operador
del Sistema?
E
l Operador del Sistema está encargado de garantizar
una correcta coordinación del sistema de producción
y transporte de electricidad, a fin de asegurar la calidad y la seguridad en el suministro de energía. Las funciones del Operador del Sistema han sido encomendadas por la Ley 54/1997 a Red Eléctrica de España
(REE), a la que encarga, asimismo, de las funciones
de Operador de la Red, es decir, de la gestión de la
red de transporte de electricidad.
El Operador del Sistema elabora el funcionamiento diario de las instalaciones de producción de
electricidad a partir del «programa diario base» elaborado por el operador del mercado. Para ello, ha de tener en cuenta las restricciones técnicas existentes en
la red de transporte, o las derivadas de decisiones de
política energética nacional, que pueden obligar a efectuar modificaciones en las «casaciones» entre ofertas y
demandas de energía, así como los resultados del Mercado de Servicios Complementarios. Sobre la base de
todo ello, elabora el «programa diario viable provisional»
del funcionamiento del sistema.
Asimismo, gestiona los programas de intercambios internacionales de electricidad, a corto plazo, con
otros países que son necesarios para mantener o incrementar la seguridad y calidad del suministro.
Tiene también que informar de la capacidad de
transporte e interconexión del sistema eléctrico, así
como de las necesidades de interconexión con otras
redes eléctricas; analizar todas las nuevas solicitudes
de conexión a la red y limitar el acceso a ésta cuando no se disponga de capacidad suficiente o existan
riesgos para la seguridad del suministro; y establecer,
en coordinación con los agentes del sistema, planes
de maniobra para garantizar la reposición del servicio
en caso de interrupciones.
Como puede deducirse fácilmente, el Operador
del Mercado y el Operador del Sistema han de funcionar con un elevado grado de coordinación. Esto
es de especial importancia para hacer frente adecuadamente a situaciones excepcionales que puedan tener lugar en las redes de transporte o en el sistema
de generación.
¿Continúa garantizada
la seguridad del suministro
de electricidad en el Nuevo
Sistema Eléctrico?
309
L
a Ley del Sector Eléctrico señala que «todos los consumidores tendrán derecho al suministro de energía
eléctrica en el territorio nacional, en las condiciones
de calidad y seguridad que reglamentariamente se establezcan por el Gobierno, con la colaboración de las
comunidades autónomas».
El nuevo sistema se basa en el funcionamiento
de un mercado liberalizado y competitivo, en el que
los poderes públicos no van a actuar directamente, pero
sobre el cual van a ejercer una supervisión, a través
de entidades y mecanismos claramente definidos, destinada a garantizar el adecuado funcionamiento de las
reglas de dicho mercado.
Así, por ejemplo, la Ley autoriza al Gobierno para
que adopte las medidas necesarias para garantizar el
suministro eléctrico en caso de riesgo grave para el mismo, como podrían ser situaciones de falta de disponibilidad de una o varias fuentes de energía, o circunstancias excepcionales en las que pueda estar en
peligro la integridad física de personas o instalaciones.
Otras medidas especiales que puede aplicar el
Gobierno son, por ejemplo, el establecimiento de limitaciones o modificaciones en el funcionamiento del
Mercado de Producción; la supresión temporal de los
derechos de autoproductores y generadores acogidos
al Régimen Especial de producción; la suspensión temporal del libre acceso de terceros a las redes de transporte y distribución, y la limitación del uso de determinadas fuentes energéticas por parte de los generadores (o, por el contrario, la obligación de éstos de
utilizar determinadas fuentes).
En suma, el Nuevo Sistema Eléctrico ha dado
lugar a un mercado liberalizado y competitivo en el
cual los poderes públicos van a ejercer una supervisión compatible con los criterios de mercado. Esta supervisión podría, en casos excepcionales, llegar a la
suspensión temporal de algunos de los fundamentos
del sistema si ello fuera necesario para garantizar el
derecho de los consumidores a recibir el suministro
en condiciones adecuadas de calidad y seguridad.
275
310
¿Qué función tiene
la Administración General
del Estado en la regulación
del Nuevo Sistema Eléctrico?
Ley del Sector Eléctrico encomienda a la Comisión, entre otras, las funciones siguientes:
– Actuar de árbitro en los conflictos que puedan surgir entre los agentes del sistema, siempre y cuando las partes así lo decidan voluntariamente.
– Velar para que las actividades energéticas se
lleven a cabo en régimen de libre competencia.
– Inspeccionar las condiciones técnicas en las que
se encuentran las instalaciones energéticas.
– Participar en la elaboración de normas o proyectos, informar sobre cualquier aspecto relacionado con el funcionamiento del nuevo
sistema, hacer propuestas para mejorarlo e iniciar o informar expedientes sancionadores.
D
esde el punto de vista ejecutivo, la responsabilidad máxima en materia de regulación del sistema eléctrico la
ejerce la Administración General del Estado, a través
del ministerio competente en materia energética, a quien
la nueva legislación define como el «Órgano Regulador Principal» del sistema. Algunas de las responsabilidades más importantes que la Ley del Sector Eléctrico le encomienda son:
– Establecer la regulación básica de las actividades eléctricas.
– Regular la organización y funcionamiento del
Mercado de Producción de electricidad y los
mercados que puedan derivarse de él.
– Autorizar las instalaciones eléctricas cuando
su aprovechamiento afecte a más de una comunidad autónoma.
– Fijar las tarifas eléctricas y los peajes por el
uso de las redes, y regular la estructura de los
precios eléctricos.
– Establecer los requisitos mínimos de calidad
y seguridad del suministro.
311
¿Cuál es la función
de la Comisión Nacional
de Energía (CNE)?
L
a Comisión Nacional de Energía (CNE) es un organismo adscrito a la Administración General del Estado,
que tiene como objetivo «velar por la competencia efectiva en el sistema y por su objetividad y transparencia,
en beneficio de todos los sujetos que operan en él y de
los consumidores».
La primera de las funciones que la Ley asigna
a la CNE es la de actuar como órgano consultivo de
la Administración en materia energética. Asimismo, la
276
Para asesorar a la CNE e informar acerca de sus
actuaciones, existe un Consejo Consultivo. Éste está formado por representantes de la Administración Central,
de las comunidades autónomas, de las empresas energéticas, del Operador del Mercado, del Operador del
Sistema, de los consumidores y de agentes implicados
en la conservación del medio ambiente. Está prevista
la existencia de una Comisión Permanente más reducida para facilitar los trabajos de este Consejo.
¿Qué función tienen
las comunidades autónomas
en el Nuevo Sistema Eléctrico?
E
l Nuevo Sistema Eléctrico español reconoce y concede competencias significativas a las comunidades autónomas. Entre ellas, se encuentra el desarrollo reglamentario de la nueva Ley en el ámbito de competencia de cada comunidad, la inspección de las
instalaciones eléctricas cuando su funcionamiento no
afecte a otra comunidad autónoma, etc. También tienen un elevado nivel de participación en la promoción de la producción con instalaciones de cogeneración y energías renovables, y en la elaboración de planes de ahorro y eficiencia energética en su ámbito
territorial.
312
313
¿Cómo se están adaptando
las empresas de UNESA
a la implantación del Nuevo
Sistema Eléctrico?
L
as empresas eléctricas de UNESA promocionaron, desde el principio, la introducción del nuevo modelo de
liberalización del sector eléctrico en España, mediante la firma del Protocolo Eléctrico en 1996. Este nuevo sistema supone un cambio estructural muy importante, determinado por la desregulación y apertura de
los mercados, la innovación tecnológica y la penetración de nuevas formas de energía primaria. Las empresas eléctricas están realizando un esfuerzo enorme
para conseguir una mejora de la eficiencia de sus estrategias. Éste ha hecho posible que la misión que tienen encomendada por la Ley del Sector Eléctrico de
suministrar el kWh en todo el territorio nacional y con
una calidad adecuada se esté cumpliendo de forma
satisfactoria.
Para asegurar el suministro de electricidad con
la calidad de servicio apropiada es necesario que las
señales económicas enviadas al sistema sean las adecuadas en todo momento. Aunque, en un mercado
liberalizado, los incentivos a la inversión deben venir determinados por las expectativas de rentabilidad
ofrecidas por el propio mercado, el hecho de que una
parte sustancial de las actividades eléctricas estará
siempre sujeta a la regulación supone que las tarifas
eléctricas seguirán jugando un papel esencial en las
decisiones de inversión de las sociedades. Por lo tanto, el marco regulatorio que se establezca deberá ser
claro, previsible y estable para que ofrezca confianza a los agentes económicos en la toma de decisiones empresariales.
El ámbito comunitario está ampliando la escala geográfica de los mercados, teniendo en cuenta que
el establecimiento del Mercado Interior de la energía
no está exento de grandes dificultades, básicamente
derivadas de la necesaria homogeneización de los sistemas energéticos en los países de la Unión Europea
(elegibilidad de los consumidores, requerimiento de
servicio público, grado de segregación de las actividades, etc.) y de las reglas del mercado, ya que éstas
son aún bastante dispares.
En definitiva, la posición de las empresas eléctricas de UNESA es clara, tanto en el marco español
como en el contexto internacional: apoyar las acciones encaminadas a asegurar el suministro eléctrico futuro en base a fuentes diversificadas, en un mercado
liberalizado y con un marco regulatorio que permita
atraer la realización de nuevas inversiones. Es importante, por ello, que las Administraciones Públicas
promuevan acciones para agilizar los trámites administrativos necesarios para el desarrollo de nuevas infraestructuras energéticas, ganándose la aceptación social a través de información abundante, transparente
y objetiva.
277
Índices
Índice de preguntas
CAPITULO I. Sector energético.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
¿Qué es la energía?......................................................................................................................................
¿Qué son las fuentes de energía?...............................................................................................................
¿Cómo se clasifican las fuentes de energía? ..............................................................................................
¿Cómo se mide la energía? .........................................................................................................................
¿Cómo se mide la potencia? .......................................................................................................................
¿Existe relación entre el consumo de energía y el bienestar económico de un país? ...........................
¿Cómo se mide la relación entre el bienestar económico y el consumo de energía? ...........................
¿Cuáles son las principales fuentes de energía primaria?.........................................................................
¿Pueden competir entre sí las fuentes energéticas? ..................................................................................
¿Cómo ha evolucionado el consumo mundial de energía primaria?.......................................................
¿Cómo afectó la crisis energética de los años setenta a las economías occidentales?...........................
¿Cuáles son las reservas mundiales de carbón? ........................................................................................
¿Cuáles son las reservas mundiales de petróleo?......................................................................................
¿Cuáles son las reservas mundiales de gas natural? .................................................................................
¿Cuáles son las reservas de uranio en el mundo? ....................................................................................
¿Cuáles son los recursos hidroeléctricos y los de otras energías renovables en el mundo? .................
¿Hay escasez de energía en el mundo? .....................................................................................................
¿Cuál es el consumo de energía primaria en España?..............................................................................
¿Cuál es la producción de energía primaria en España? ..........................................................................
¿Cuál es la dependencia energética de España? .......................................................................................
¿Cómo es la dependencia energética en España con relación a los países de la Unión Europea?......
¿Cuáles son las reservas de carbón en España?........................................................................................
¿Cuáles son las reservas de petróleo en España? .....................................................................................
¿Cuáles son las reservas de gas natural en España? .................................................................................
¿Cuáles son las reservas de uranio en España?.........................................................................................
¿Cuáles son los recursos hidroeléctricos en España?................................................................................
¿Cuáles son los recursos de energías renovables en España?..................................................................
¿Cuál es la previsión del consumo de energía primaria en España hasta el año 2011? ........................
¿Cómo se definía la política energética en España? .................................................................................
¿Cómo se define actualmente la política energética en España? .............................................................
9
9
9
10
11
11
11
12
13
13
14
15
17
18
20
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21
23
24
25
26
26
27
27
27
28
28
30
31
32
CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales.
31.
32.
33.
34.
35.
¿Cúando se inició en España la producción de energía eléctrica para suministro a los consumidores?
¿Cuándo se inició en España el transporte de electricidad a larga distancia? ........................................
¿Cuántas centrales eléctricas hay en España y cuál es su distribución por comunidades autónomas?
¿A partir de qué fuentes energéticas se produce la electricidad en España? .........................................
¿Cuál es la potencia del parque generador en España? ...........................................................................
37
37
37
38
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63.
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65.
66.
67.
68.
69.
70.
71.
72.
¿Cómo ha evolucionado la potencia del parque generador en España? ................................................
¿Cuáles son las principales centrales eléctricas de España? .....................................................................
¿Cómo se distribuye la potencia eléctrica por comunidades autónomas? ..............................................
¿Cuál es la producción de energía eléctrica de España? ..........................................................................
¿Cómo ha evolucionado la producción de energía eléctrica en España? ...............................................
¿Cómo se distribuye la estructura de la producción de electricidad por comunidades autónomas?....
¿Qué paralelismo existe entre producción y consumo de electricidad? .................................................
¿Cuál es la relación entre actividad económica y demanda de electricidad? .........................................
¿Cuánta energía eléctrica se consume en España?....................................................................................
¿Cómo ha evolucionado el consumo de electricidad en España? ...........................................................
¿Cómo ha evolucionado el consumo eléctrico por niveles de tensión en España?...............................
¿Cuántos consumidores de energía eléctrica hay en España?..................................................................
¿Cuál es la potencia contratada por los consumidores españoles de electricidad?................................
¿Cuál es el consumo de electricidad por habitante en España y en la Unión Europea?.......................
¿Cuál es la distribución del consumo de electricidad por actividades económicas?..............................
¿Cómo se distribuye el consumo eléctrico por comunidades autónomas? .............................................
¿Continuará creciendo el consumo de energía eléctrica en España en los próximos años?.................
¿Se hallan interconectados todos los centros de producción y consumo de energía eléctrica en España? ................................................................................................................................................................
¿Qué es la red eléctrica? .............................................................................................................................
¿Cómo ha evolucionado la red de transporte de alta tensión en España? .............................................
¿Realiza España intercambios de electricidad con otros países?..............................................................
¿Cuál es la garantía de suministro del sector eléctrico español? .............................................................
¿Cómo es la calidad de servicio en el sector eléctrico español? .............................................................
¿Cuáles son las previsiones de generación del sistema eléctrico español?.............................................
¿Cómo se planificaba el sector eléctrico español anteriormente al nuevo modelo liberalizador? ........
¿Qué actividades desarrolla el sector eléctrico español en las áreas de normalización y certificación
de materiales y servicios eléctricos?...........................................................................................................
¿Qué actividades realiza el sector eléctrico español en el área de la prevención de riesgos laborales?
¿Tiene el sector eléctrico español tradición en el área de la investigación?...........................................
¿Qué era el Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE)? ......................
¿Cuáles han sido los proyectos más significativos desarrollados en el marco del PIE?.........................
¿Cuáles son los principales proyectos de I+D desarrollados actualmente por el sector eléctrico español? ...............................................................................................................................................................
¿Qué hacen las empresas eléctricas en el área del uso eficiente de la electricidad?.............................
¿Cuántas empresas eléctricas existen en España? .....................................................................................
¿Qué es la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA)?.......................................................
¿Con qué organismos españoles está relacionado el sector eléctrico?....................................................
¿Qué es la Unión de la Industria Eléctrica-EURELECTRIC?......................................................................
¿En qué organismos internacionales está presente el sector eléctrico español?.....................................
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CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.
73.
74.
75.
76.
77.
78.
282
¿Qué características presenta el agua como fuente de energía? ..............................................................
¿Qué es una central hidroeléctrica? ...........................................................................................................
¿Cómo funciona una central hidroeléctrica convencional? ......................................................................
¿Qué es una central de bombeo?...............................................................................................................
¿Cómo funciona una central de bombeo? .................................................................................................
¿Qué es una minicentral hidroeléctrica? ....................................................................................................
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79. ¿Cuáles son las principales ventajas de la producción hidroeléctrica?....................................................
80. ¿Qué características presenta la energía hidroeléctrica con relación a otras tecnologías de generación? .............................................................................................................................................................
81. ¿Qué suponen los embalses respecto a la disponibilidad del recurso «agua»? .......................................
82. ¿Qué influencia tienen las centrales hidroeléctricas sobre el medio ambiente?.....................................
83. ¿Cuándo se comenzó a aprovechar la energía hidroeléctrica?.................................................................
84. ¿Cuándo se inició la construcción de centrales hidroeléctricas en España? ...........................................
85. ¿Cómo ha evolucionado el sistema hidroeléctrico español? ....................................................................
86. ¿Cuál es la situación actual de la producción hidroeléctrica en España? ...............................................
87. ¿Cuáles son las características hidroeléctricas de las cuencas hidrográficas españolas? ........................
88. ¿Cómo es la distribución por comunidades autónomas de las centrales hidroeléctricas españolas?....
89. ¿Cuáles son las principales centrales hidroeléctricas españolas? .............................................................
90. ¿Cuántas centrales de bombeo hay en España?........................................................................................
91. ¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales hidráulicas en España?..............................................
92. ¿Cuántos embalses hidroeléctricos hay en España?..................................................................................
93. ¿Cuál es la distribución geográfica de los embalses españoles?..............................................................
94. ¿Cuáles son los embalses hidroeléctricos españoles de mayor capacidad? ............................................
95. ¿Cuáles son los embalses hidroeléctricos españoles con mayor altura de sus presas?..........................
96. ¿Cuál ha sido el régimen de explotación de los embalses hidroeléctricos españoles?..........................
97. ¿Cuáles son las características de la pluviosidad en España?...................................................................
98. ¿Cuál es la pluviosidad en las distintas cuencas hidrográficas españolas? .............................................
99. ¿Cómo afectan al sistema eléctrico español los periodos de sequía?......................................................
100. ¿Cuál es el nivel de desarrollo del sistema hidroeléctrico español?........................................................
101. ¿Cómo ha sido el desarrollo hidroeléctrico de España en el contexto internacional?...........................
102. ¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales en España en el contexto internacional? ................
103. ¿Cuál es el marco administrativo del desarrollo hidroeléctrico en España?............................................
104. ¿Qué es la Ley de Aguas? ...........................................................................................................................
105. ¿En qué consiste el Plan Hidrológico Nacional y los Planes Hidrológicos de Cuenca? ........................
106. ¿Cuáles son las perspectivas de la producción hidroeléctrica en España y en otros países?................
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CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.
107.
108.
109.
110.
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121.
122.
123.
¿Qué es una central térmica convencional? ..............................................................................................
¿Cómo funciona una central térmica convencional?.................................................................................
¿Qué es una central de gas de ciclo combinado y cuál es su funcionamiento? ....................................
¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en el parque eléctrico de España? ..............................
¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en la producción eléctrica de España? .......................
¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en los países de la Unión Europea?............................
¿Cuántas centrales térmicas existen en España?........................................................................................
¿Cuál es el papel del carbón en la producción española de electricidad? .............................................
¿Qué fue el Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón?..............................................................
¿Cuáles son las principales centrales de carbón en servicio en España?................................................
¿Cuánto carbón se consume en España para la producción de electricidad? ........................................
¿Cuánto carbón se importa en España para la producción de electricidad? ..........................................
¿Cuántas centrales de carbón son propiedad de las empresas asociadas en UNESA?...........................
¿Dónde se instalan las centrales térmicas de carbón? ..............................................................................
¿Cuál es el impacto de las centrales térmicas de carbón en el medio ambiente?..................................
¿Qué son las nuevas tecnologías «limpias» de combustión del carbón?..................................................
¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido? ................................................................................
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¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido atmosférico? ............................................................
¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido a presión? ...............................................................
¿Qué es la gasificación del carbón? ...........................................................................................................
¿En qué consiste la tecnología de gasificación del carbón y ciclo combinado integrados? ..................
¿Cómo funciona una central de gasificación del carbón y ciclo combinado integrados?......................
¿Investigan las empresas eléctricas españolas en nuevas tecnologías de combustión del carbón? ......
¿Qué perspectivas presenta España para la producción de electricidad con carbón?...........................
¿Cómo se adecúan las nuevas tecnologías del carbón a las cuencas carboníferas españolas?.............
¿Qué son las centrales térmicas bicombustibles? ......................................................................................
¿Qué grupos térmicos convencionales se han convertido para poder quemar gas natural?.................
¿Cuál es la situación actual de la producción de electricidad con gas natural en España? ..................
¿Cuáles son las principales ventajas de una central de gas de ciclo combinado? .................................
¿Cuáles son las perspectivas de producción de electricidad con centrales de ciclo combinado? ........
¿Cómo afectan las centrales termoeléctricas de gas al medio ambiente?................................................
¿De dónde viene el gas natural que consume España actualmente? ......................................................
¿Cuál es la situación actual de la producción de energía eléctrica con derivados del petróleo? .........
¿Cuáles son las principales centrales españolas que consumen derivados del petróleo?......................
¿Cómo ha evolucionado en España el consumo de fuelóleo para la producción de electricidad?......
¿Cuáles son las perspectivas de producción de electricidad con derivados del petróleo en España? .
¿En qué medida inciden las centrales térmicas de fuelóleo sobre el medio ambiente? ........................
¿Qué es la cogeneración? ...........................................................................................................................
¿Cuántas instalaciones de cogeneración existen en España? ...................................................................
¿Cuáles son las perspectivas de la cogeneración en España?..................................................................
¿Cuál es la política energética de la UE respecto a la cogeneración? .....................................................
¿Qué son las células o pilas de combustible? ...........................................................................................
¿Cuáles son los diversos tipos de pilas de combustible? .........................................................................
¿Cuáles son los aspectos medioambientales de las pilas de combustible? .............................................
¿Cuáles son los principales países y empresas que están investigando las pilas de combustible?.......
¿Cuáles son las perspectivas de uso comercial de las pilas de combustible?.........................................
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134
CAPITULO V. Centrales nucleares.
153.
154.
155.
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¿Qué es la energía nuclear? ........................................................................................................................
¿Qué es la fisión nuclear? ...........................................................................................................................
¿Qué es un reactor nuclear de fisión? .......................................................................................................
¿Qué tipos de reactores nucleares se utilizan en las centrales nucleares?..............................................
¿Qué es una central nuclear y cuál es su funcionamiento? .....................................................................
¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares al sistema energético mundial? .............................
¿Cuántas centrales nucleares en servicio tiene España? ...........................................................................
¿Han aumentado su potencia las centrales nucleares españolas?............................................................
¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares al sistema eléctrico español? .................................
¿Qué es el factor de carga de una central eléctrica? ................................................................................
¿Cuál es el factor de carga medio del parque electronuclear español? ..................................................
¿Qué nivel tecnológico tiene España en el ámbito nuclear?....................................................................
¿En qué consistió la moratoria nuclear en España? ..................................................................................
¿Qué consecuencias se derivarían del cierre prematuro de nuestras centrales nucleares? ...................
¿Son seguras las centrales nucleares?.........................................................................................................
¿Qué medidas se toman en el ámbito de la Seguridad Nuclear en una central nuclear? .....................
¿Cuántos accidentes nucleares ha habido en el mundo? .........................................................................
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200.
¿Podría producirse un accidente igual al de Chernobyl en las centrales nucleares españolas?............
¿Existe colaboración internacional para la prevención de accidentes nucleares? ..................................
¿Cuáles son los tipos de radiaciones ionizantes? ......................................................................................
¿A qué radiaciones ionizantes está expuesto el ser humano? .................................................................
¿Qué efectos producen en los seres vivos las radiaciones ionizantes? ...................................................
¿Cómo se miden las dosis de radiación? ...................................................................................................
¿Qué es la Protección Radiológica?............................................................................................................
¿Cuáles son los principios básicos de la Protección Radiológica?...........................................................
¿Qué dosis reciben normalmente las personas?........................................................................................
¿Cuál es la reglamentación española sobre Protección Radiológica? ......................................................
¿Cuáles son las medidas de Protección Radiológica que se tienen en una central nuclear y su entorno? ................................................................................................................................................................
¿Quién es responsable del control de la Seguridad Nuclear y Protección Radiológica en España?.....
¿Qué es el ciclo del combustible nuclear? ................................................................................................
¿Cómo cubre España sus necesidades de uranio? ....................................................................................
¿Se fabrican elementos combustibles en España? .....................................................................................
¿Qué son y de dónde proceden los residuos radiactivos? .......................................................................
¿Cómo se clasifican los residuos radiactivos?............................................................................................
¿Qué se entiende por Gestión de los residuos radiactivos?.....................................................................
¿Qué residuos radiactivos se generan en la producción de electricidad?...............................................
¿Qué se hace con los residuos producidos en una central nuclear?.......................................................
¿Cómo se almacenan los residuos de baja y media actividad en España? .............................................
¿En qué consiste el desmantelamiento de las centrales nucleares y qué residuos se producen?.........
¿Qué organismo es responsable en España de la gestión de residuos radiactivos? ..............................
¿Cómo afectan las centrales nucleares al medio ambiente? .....................................................................
¿Cuál es la reglamentación específicamente nuclear que se aplica en España?.....................................
¿Cuáles son los principales organismos internacionales que formulan recomendaciones sobre Seguridad Nuclear y Protección Radiológica? ...................................................................................................
¿Qué es un Plan de Emergencia de una central nuclear? ........................................................................
¿Cómo se informa a la población sobre una emergencia nuclear? .........................................................
¿Qué son los reactores nucleares avanzados? ...........................................................................................
¿Qué es la fusión nuclear? ..........................................................................................................................
¿Cuáles son las perspectivas de la energía nuclear? .................................................................................
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CAPITULO VI. Energías renovables para la producción
de electricidad.
201.
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203.
204.
205.
206.
207.
208.
209.
210.
¿Qué son las llamadas energías renovables? .............................................................................................
¿Por qué se les llama algunas veces «nuevas» energías renovables? .......................................................
¿Cuál es la contribución de las energías renovables en los países de la Unión Europea?....................
¿Cuál es la contribución de las energías renovables en España? ............................................................
¿Cuáles son los mecanismos de fomento de energías renovables en los países de la UE? ..................
¿Cuáles han sido en España los mecanismos de fomento de energías renovables para la generación
de electricidad?............................................................................................................................................
¿Cómo inciden las nuevas energías sobre el medio ambiente? ...............................................................
¿Qué es el Plan de Fomento de Energías Renovables de España?..........................................................
¿Cuál es la contribución de las centrales pequeñas hidroeléctricas al sistema eléctrico español?........
¿Qué es la energía solar? ............................................................................................................................
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238.
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240.
241.
242.
243.
244.
245.
¿Cómo se utiliza la energía solar? ..............................................................................................................
¿Cuál es el desarrollo actual del aprovechamiento de la energía solar térmica?....................................
¿Qué es una central termosolar? ................................................................................................................
¿Cómo funciona una central solar de tipo torre central? .........................................................................
¿Cuál es el nivel de desarrollo de las centrales termosolares en España y en otras áreas geográficas?..
¿Cómo son hoy en día las instalaciones fotovoltaicas? ............................................................................
¿Cómo funciona una central eléctrica fotovoltaica? ..................................................................................
¿Cuál es el nivel de desarrollo de las instalaciones fotovoltaicas en España y en otras áreas geográficas? .............................................................................................................................................................
¿Qué es y cómo se aprovecha la energía eólica? .....................................................................................
¿Cómo funciona una central eólica? ..........................................................................................................
¿Cuál es el desarrollo de la energía eólica en la Unión Europea? ..........................................................
¿Cómo ha sido el desarrollo de la energía eólica en España? .................................................................
¿Cuáles son las perspectivas futuras de la energía eólica en España? ....................................................
¿Qué es la biomasa? ....................................................................................................................................
¿Cómo puede aprovecharse energéticamente la biomasa? ......................................................................
¿En qué se diferencia la biomasa del resto de las energías renovables? ................................................
¿Cómo se utiliza la biomasa para la producción eléctrica? ......................................................................
¿Cómo funciona una central eléctrica de biomasa? ..................................................................................
¿Cómo funciona una Central Incineradora de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)?..................................
¿Cuál es el nivel de desarrollo de la biomasa en España?.......................................................................
¿Cuál es el nivel actual de aprovechamiento de la biomasa a nivel mundial?.......................................
¿Qué es la energía geotérmica? ..................................................................................................................
¿Cómo se aprovecha la energía geotérmica para la producción de electricidad? ..................................
¿Cuál es la situación de la energía geotérmica en España? .....................................................................
¿Qué aprovechamientos de energía geotérmica existen en el mundo? ..................................................
¿Qué son las energías de los océanos?......................................................................................................
¿Qué es la energía maremotriz? .................................................................................................................
¿Qué es una central maremotriz? ...............................................................................................................
¿Qué posibilidades de desarrollo tiene la energía maremotriz?...............................................................
¿Qué es la energía de las olas? ..................................................................................................................
¿Cómo puede aprovecharse la energía del oleaje? ...................................................................................
¿Cuál es el nivel de desarrollo de la energía del oleaje en el mundo?...................................................
¿Cómo está en España el desarrollo de la energía del oleaje? ................................................................
¿Cómo puede aprovecharse la energía de las corrientes marinas?..........................................................
¿Qué posibilidades de desarrollo tiene la energía de las corrientes marinas?........................................
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229
CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.
246. ¿Cuál es el valor de la infraestructura eléctrica propiedad de las empresas asociadas en UNESA? .....
247. ¿Cuál es el nivel de facturación del sector eléctrico español? .................................................................
248. ¿Cómo ha evolucionado la facturación de las empresas de UNESA por componentes y por niveles
de tensión?...................................................................................................................................................
249. ¿Cuál ha sido la evolución económica de las actividades eléctricas de las sociedades de UNESA?.....
250. ¿Cómo ha evolucionado la rentabilidad de los activos eléctricos propiedad de las empresas de UNESA? ................................................................................................................................................................
251. ¿Cómo han evolucionado las inversiones de las empresas de UNESA?..................................................
252. ¿Cuáles son las previsiones de inversiones de las empresas de UNESA? ...............................................
253. ¿Cuánto invierten las empresas de UNESA en el área medioambiental? ................................................
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265.
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267.
268.
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270.
271.
272.
¿Cómo se financian las actividades de las empresas de UNESA? ............................................................
¿Cuál es la estructura de costes del servicio eléctrico?.............................................................................
¿Qué son los Costes de Transición a la Competencia?.............................................................................
¿Cuál es el precio medio de la electricidad en el sistema eléctrico español? ........................................
¿Cómo ha evolucionado el precio medio de la electricidad en España?................................................
¿Qué son las tarifas eléctricas integrales? ..................................................................................................
¿Cuáles son los principios básicos de una metodología de tarifas? ........................................................
¿Quién establece en España las tarifas eléctricas integrales? ...................................................................
¿Cómo han evolucionado los precios de las Tarifas Integrales en España? ...........................................
¿Cómo han evolucionado los precios medios de la electricidad por niveles de tensión?.....................
¿Qué son las tarifas de acceso a la red de transporte y distribución y quién las establece en España?
¿Qué recargos tiene la facturación de energía eléctrica?..........................................................................
¿Cuáles son los precios de la electricidad como clientes «cualificados»?.................................................
¿Cómo han evolucionado los precios medios de la electricidad en el Mercado Mayorista de producción?
¿Cómo son los precios de la electricidad en España comparados con los de los países de la Unión
Europea? ......................................................................................................................................................
¿Cuáles son las actividades de diversificación (no eléctricas) e internacionales de las empresas asociadas en UNESA? .......................................................................................................................................
¿Cuál es la situación de las acciones de las empresas eléctricas españolas en los mercados de valores? ...............................................................................................................................................................
¿Quiénes son los accionistas de las empresas eléctricas españolas? .......................................................
¿Cuántas personas trabajan en el sector eléctrico español? .....................................................................
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251
CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.
273.
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279.
280.
281.
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294.
295.
¿Por qué la industria eléctrica ha estado siempre regulada?....................................................................
¿Cómo ha evolucionado el marco regulatorio en España? ......................................................................
¿Qué era el Marco Legal Estable?...............................................................................................................
¿Qué es el Nuevo Sistema Eléctrico español? ...........................................................................................
¿En qué consistió el Protocolo eléctrico?...................................................................................................
¿Cuáles son los principios básicos del Nuevo Sistema Eléctrico? ............................................................
¿Cuáles son los referentes principales del Nuevo Sistema Eléctrico español?........................................
¿Qué es el Mercado Interior de la Electricidad?........................................................................................
¿Qué es el Mercado Ibérico de la Electricidad? ........................................................................................
¿Cuáles son las características fundamentales del Nuevo Sistema Eléctrico español?............................
¿Existe actualmente libertad de construcción para las nuevas centrales eléctricas?...............................
¿Cómo funciona el nuevo Mercado Mayorista de Producción? ...............................................................
¿Qué es el Mercado Diario?........................................................................................................................
¿Cómo se tienen en cuenta las restricciones técnicas debidas a la red de transporte en el Mercado
de Producción? ............................................................................................................................................
¿En qué consiste el Mercado de Servicios Complementarios? .................................................................
¿Qué es el Mercado Intradiario?.................................................................................................................
¿Cómo se forma cada día el precio final de la electricidad en el Mercado de Producción?.................
¿Quiénes pueden ofertar energía en el Mercado de Producción? ...........................................................
¿Quiénes pueden realizar ofertas de compra en el Mercado de Producción?........................................
¿Qué son los contratos bilaterales físicos?.................................................................................................
¿Qué son los contratos financieros? ...........................................................................................................
¿Qué libertad tienen los consumidores para elegir su suministrador de electricidad?...........................
¿Quién podía ser cliente cualificado?.........................................................................................................
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296.
297.
298.
299.
300.
301.
302.
303.
304.
305.
306.
307.
308.
309.
310.
¿Qué es la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad? .......................
¿La actividad de comercialización de la electricidad está totalmente liberalizada? ................................
¿Existe libertad para comprar o vender electricidad a agentes de otros países de la Unión Europea?
¿Cuántos tipos de precios de la electricidad hay en el Nuevo Sistema Eléctrico? .................................
¿Cuáles son las opciones de compra de electricidad que tienen los consumidores? ............................
¿Cómo se forma el precio de la electricidad adquirida a Tarifa regulada? .............................................
¿Qué son los Costes Permanentes del sistema de precios de la electricidad?........................................
¿Qué son los Costes de Diversificación y Seguridad en el abastecimiento?...........................................
¿Cuáles son las razones que justifican los Costes de Transición a la Competencia (CTCs)?.................
¿Hay que pagar también impuestos por la compra de electricidad?.......................................................
¿Cuáles son los agentes principales que actúan en el Nuevo Sistema Eléctrico?...................................
¿Cómo funciona el Operador del Mercado (OMEL)?................................................................................
¿Cómo funciona el Operador del Sistema?................................................................................................
¿Continúa garantizada la seguridad del suministro de electricidad en el Nuevo Sistema Eléctrico? ....
¿Qué función tiene la Administración General del Estado en la regulación del Nuevo Sistema Eléctrico? .............................................................................................................................................................
311. ¿Cuál es la función de la Comisión Nacional de Energía (CNE)? ............................................................
312. ¿Qué función tienen las comunidades autónomas en el Nuevo Sistema Eléctrico?...............................
313. ¿Cómo se están adaptando las empresas de UNESA a la implantación del Nuevo Sistema Eléctrico?
288
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270
270
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276
276
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277
Índice de tablas
CAPITULO I. Sector energético.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
I.1.
I.2.
I.3.
I.4.
I.5.
I.6.
I.7.
I.8.
I.9.
I.10.
I.11.
I.12.
I.13.
I.14.
I.15.
I.16.
Relación entre las principales unidades de energía.......................................................................
Evolución del consumo mundial de energía primaria por regiones económicas .......................
Consumo de energía primaria por regiones económicas per cápita en 1998 .............................
Evolución del consumo mundial por tipos de energía primaria ..................................................
Reservas probadas de carbón por regiones económicas. Año 1999 ............................................
Reservas probadas de petróleo por regiones económicas. Año 2000 ..........................................
Reservas probadas de gas natural por regiones económicas. Año 1999......................................
Reservas de uranio en el mundo por países. Año 1999................................................................
Evolución de la producción de concentrados de uranio ..............................................................
Producción hidroeléctrica mundial por regiones económicas ......................................................
Evolución del consumo de energía primaria en España (1973-2001) ..........................................
Evolución de la producción de energía primaria en España (1983-2000) ...................................
Evolución del grado de autoabastecimiento de energía primaria en España..............................
Evolución del nivel de dependencia energética en los países de la Unión Europea .................
Potencial Adicional (s/nivel 1998) de Recursos de Energías Renovables en España..................
Previsión de consumo de energía primaria....................................................................................
10
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20
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31
CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales.
Tabla II.1. Número de centrales eléctricas por comunidades autónomas. Año 2000 ..................................
Tabla II.2. Producción estimada de España por tipo de instalación .............................................................
Tabla II.3. Potencia instalada en España .........................................................................................................
Tabla II.4. Evolución de la potencia del parque eléctrico de España...........................................................
Tabla II.5. Potencia eléctrica por comunidades autónomas...........................................................................
Tabla II.6. Producción de energía eléctrica en España. Año 2001 ................................................................
Tabla II.7. Evolución de la producción de electricidad en España ...............................................................
Tabla II.8. Distribución de la producción eléctrica media por comunidades autónomas. Año 1999 .........
Tabla II.9. Evolución del consumo neto de electricidad en España .............................................................
Tabla II.10. Evolución de la estructura del consumo eléctrico por niveles de tensión. Régimen Ordinario..
Tabla II.11. Evolución del número de clientes por niveles de tensión. Régimen Ordinario.........................
Tabla II.12. Evolución de la potencia contratada por niveles de tensión. Régimen Ordinario.....................
Tabla II.13. Consumo de electricidad per cápita en la Unión Europea. Año 2000........................................
Tabla II.14. Estructura del consumo eléctrico por comunidades autónomas en el sistema UNESA. Año 2001...
Tabla II.15. Instalaciones de la red eléctrica de transporte y distribución en España por niveles de tensión. Año 1998 ................................................................................................................................
Tabla II.16. Evolución de la red eléctrica de transporte y distribución de alta tensión en España..............
Tabla II.17. Evolución del sistema de transporte y transformación ................................................................
Tabla II.18. Evolución de los intercambios internacionales de España ..........................................................
38
38
38
40
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51
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289
Tabla II.19. Evolución de los principales indicadores de la accidentabilidad laboral en el sector eléctrico
español ............................................................................................................................................
Tabla II.20. Distribución por áreas técnicas del presupuesto del PIE. Año 1995 ..........................................
61
63
CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
III.1. Evolución de la potencia hidroeléctrica en España (1940-2001)................................................
III.2. Evolución de la producción hidroeléctrica en España (1940-2001) ...........................................
III.3. Cuencas hidrográficas en España. Características hidroeléctricas ..............................................
III.4. Distribución por comunidades autónomas y provincias de las principales centrales hidroeléctricas. Año 1998 ........................................................................................................................
III.5. Principales centrales hidroeléctricas españolas. Año 2000 .........................................................
III.6. Evolución de la potencia instalada en minicentrales hidráulicas (1986-2000) ..........................
III.7. Distribución de los embalses españoles por cuencas hidrográficas. Año 1998 ........................
III.8. Principales embalses españoles. Año 2000 ..................................................................................
III.9. Evolución del régimen de llenado de los embalses españoles ..................................................
III.10. Evolución de la pluviosidad en España .......................................................................................
III.11. Distribución de la pluviosidad por cuencas hidrográficas. Año 1995........................................
III.12. Potencial hidroeléctrico español por cuencas hidrográficas.......................................................
III.13. Evolución de la producción de hidroelectricidad por países .....................................................
III.14. Afecciones del Plan Hidrológico Nacional a la producción hidroeléctrica ...............................
III.15. Previsión de producción y potencia hidroeléctrica en la UE .....................................................
III.16. Perspectivas de generación hidroeléctrica por regiones económicas (1995-2010) ...................
83
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91
92
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93
94
98
99
99
CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.
Tabla IV.1.
Tabla IV.2.
Tabla IV.3.
Tabla IV.4.
Tabla IV.5.
Tabla IV.6.
Tabla IV.7.
Tabla IV.8.
Tabla IV.9.
Tabla IV.10.
Tabla IV.11.
Tabla IV.12.
Tabla IV.13.
Tabla IV.14.
Evolución de la potencia térmica convencional en España (1940-2001)...................................
Evolución de la producción térmica convencional (1940-2001).................................................
Participación de la producción térmica convencional en la Unión Europea (1980-1995) .......
Principales centrales termoeléctricas de carbón en España........................................................
Evolución del consumo de carbones en las centrales termoeléctricas españolas (1970-2001).
Evolución del consumo de carbón importado en las centrales térmicas españolas (1981-2001)..
Centrales térmicas de UNESA convertidas para poder quemar gas natural (bicombustibles)...
Evolución del consumo de gas en centrales térmicas. Sistema UNESA.....................................
Origen del aprovisionamiento español de gas natural................................................................
Previsión de la demanda de gas natural para el mercado convencional ..................................
Relación de centrales que consumen fuelóleo en el sistema UNESA ........................................
Evolución del consumo de fuelóleo en centrales térmicas del sistema UNESA .......................
Evolución de la potencia instalada en cogeneración ..................................................................
Empresas europeas con actividades en células de combustible ................................................
107
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110
110
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122
122
125
125
126
127
128
133
CAPITULO V. Centrales nucleares.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
290
V.1.
V.2.
V.3.
V.4.
V.5.
V.6.
V.7.
Centrales nucleares en operación en el mundo. Año 2000 ...........................................................
Centrales nucleares españolas en funcionamiento. Año 2000 .......................................................
Incremento de potencia de las centrales nucleares españolas ......................................................
Evolución de la producción nuclear en España (1967-2001) ........................................................
Evolución del factor de carga por centrales (1990-2000)...............................................................
Participación de la industria nacional en las centrales nucleares españolas ................................
Reglamentación española sobre Protección Radiológica................................................................
145
147
148
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150
151
162
CAPITULO VI. Energías renovables para la producción
de electricidad.
Tabla VI.1.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
VI.2.
VI.3.
VI.4.
VI.5.
VI.6.
VI.7.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
VI.8.
VI.9.
VI.10.
VI.11.
VI.12.
VI.13.
VI.14.
VI.15.
VI.16.
VI.17.
Participación de las energías renovables en la generación de electricidad en la Unión Europea en 1997 y previsiones para 2010 ..........................................................................................
Consumo de energía primaria en España. Año 1998 ..................................................................
Producción eléctrica y térmica con energías renovables en España. Año 1998 .......................
Evolución de la producción del Régimen Especial (1989-2001) ................................................
Instalaciones en Régimen Especial. Años 2000 y 2001 ...............................................................
Primas a la producción eléctrica en Régimen Especial. Año 2002.............................................
Situación actual y objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el año
2010 ................................................................................................................................................
Producción de las energías renovables en términos de energía primaria .................................
Objetivos de generación eléctrica del Plan de Fomento de Energías Renovables en España.
Objetivos del Plan de Minicentrales por comunidades autónomas (1999-2010).......................
Evolución de la energía eólica en la Unión Europea (1995-1999).............................................
Potencia eólica en la Unión Europea por países ........................................................................
Evolución de la potencia instalada en España (1991-2001)........................................................
Previsiones de potencia eólica por comunidades autónomas....................................................
Centrales maremotrices existentes. Año 2000 ..............................................................................
Potencial técnico de las mareas en Europa Occidental ..............................................................
Emplazamientos mundiales más importantes para el desarrollo de centrales maremotrices...
187
188
188
190
191
191
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195
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197
209
210
210
211
225
225
226
CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
VII.1.
VII.2.
VII.3.
VII.4.
VII.5.
VII.6.
VII.7.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
VII.8.
VII.9.
VII.10.
VII.11.
VII.12.
Tabla VII.13.
Tabla VII.14.
Tabla VII.15.
Distribución del inmovilizado material en instalaciones técnicas. Año 2001...........................
Evolución de la facturación de las empresas de UNESA (1991-2001) ......................................
Valor de la facturación de electricidad por componentes .........................................................
Valor de la facturación de electricidad por niveles de tensión .................................................
Rentabilidad del activo propiedad de las sociedades de UNESA .............................................
Evolución de las inversiones materiales de las empresas asociadas en UNESA (1991-2001) .
Inversión prevista en el negocio eléctrico en España de las empresas asociadas en UNESA
(2002-2005)....................................................................................................................................
Composición de la deuda financiera de las actividades eléctricas nacionales.........................
Costes incluidos en la tarifa eléctrica de 2002-2001...................................................................
Evolución de los incrementos medios de la tarifa eléctrica y del IPC (1973-2001) ................
Evolución del precio medio de la electricidad y del IPC ..........................................................
Disposiciones Oficiales sobre tarifas eléctricas desde la implantación del Marco Legal Estable .................................................................................................................................................
Evolución de la tarifa integral según tipo de suministro...........................................................
Precio medio por niveles de tensión ..........................................................................................
Mercado Mayorista de la electricidad. Precios medios mensuales. Año 2001 .........................
233
233
234
234
235
236
236
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239
240
241
243
244
245
247
CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.
Tabla VIII.1. Niveles de consumo y calendario para apertura del mercado eléctrico ...................................
268
291
Índice de gráficos
CAPITULO I. Sector energético.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
I.1.
I.2.
I.3.
I.4.
I.5.
I.6.
I.7.
I.8.
I.9.
I.10.
Consumo mundial de energía primaria .......................................................................................
Reservas mundiales de carbón .....................................................................................................
Reservas mundiales de crudo. Año 2000.....................................................................................
Distribución porcentual de las reservas de petróleo ..................................................................
Evolución ratio reservas petróleo/producción ............................................................................
Distribución porcentual de las reservas de gas natural..............................................................
Evolución ratio reservas gas/producción.....................................................................................
El gas natural en la Unión Europea: potenciales suministradoras al mercado europeo..........
Evolución del consumo de energía primaria ..............................................................................
Producción nacional de energía primaria....................................................................................
13
16
17
18
18
19
19
19
23
25
CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
II.1.
II.2.
II.3.
II.4.
II.5.
II.6.
II.7.
II.8.
II.9.
II.10.
II.11.
II.12.
II.13.
II.14.
II.15.
Evolución de la potencia eléctrica instalada. Total España ......................................................
Evolución de la producción de energía eléctrica. Total España...............................................
Evolución del PIB y del consumo eléctrico...............................................................................
Evolución del consumo neto de energía eléctrica. Total España .............................................
Estructura del consumo eléctrico por sectores económicos en 2000.......................................
Estructura del consumo por comunidades autónomas. Total UNESA. Año 2000 ...................
Evolución de la longitud de las líneas de transporte y distribución. Total España ................
Evolución de la red de transporte peninsular y la potencia instalada.....................................
Capacidad de las conexiones internacionales............................................................................
Evolución de los intercambios internacionales..........................................................................
Evolución del margen de reservas..............................................................................................
Evolución del TIEPI (Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada) ...........
Ventajas de ciclos combinados....................................................................................................
Evolución de la estructura de generación..................................................................................
Evolución histórica del número de accidentes totales y eléctricos con baja en el sector eléc
trico ...............................................................................................................................................
Gráfico II.16. Evolución del índice de frecuencia de accidentes laborales en sectores eléctricos de países
de la UE ........................................................................................................................................
Gráfico II.17. Sedes centrales de los organismos internacionales relacionados con el sector eléctrico español .................................................................................................................................................
41
42
45
46
49
50
53
53
55
55
56
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58
58
60
60
68
CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.
Gráfico III.1. Esquema de funcionamiento de una central hidroeléctrica (Pie de presa)..............................
Gráfico III.2. Esquema de funcionamiento de una central de bombeo..........................................................
Gráfico III.3. Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada. Total España ..............................................
292
75
77
84
Gráfico III.4. Evolución de la producción hidroeléctrica. Total España .........................................................
Gráfico III.5. Energía embalsada en el último día de mes. Años 2000 y 2001...............................................
Gráfico III.6. Potencial hidroeléctrico distribuido por cuencas .......................................................................
85
91
94
CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
IV.1.
IV.2.
IV.3.
IV.4.
IV.5.
IV.6.
IV.7.
IV.8.
IV.9.
IV.10.
IV.11.
IV.12.
Esquema de una central térmica convencional de carbón ......................................................
Esquema de funcionamiento de una central de gas de ciclo combinado..............................
Esquema de flujos de una central de ciclo combinado............................................................
Evolución de la potencia térmica convencional instalada. Total España ...............................
Evolución de la producción térmica convencional ..................................................................
Diagrama general de la planta de Escatrón ..............................................................................
Esquema de una central de gasificación de carbón y ciclo combinado.................................
Importaciones de gas natural de terceros países en España ...................................................
Evolución de la cogeneración en España .................................................................................
Futuro de la cogeneración en España.......................................................................................
Generación eléctrica con pilas de combustible ........................................................................
Esquema simplificado de un sistema de células de combustible con alimentación de metanol o hidrógeno directamente ...................................................................................................
104
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107
108
116
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125
129
129
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131
CAPITULO V. Centrales nucleares.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
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Gráfico
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Gráfico
Gráfico
V.1.
V.2.
V.3.
V.4.
V.5.
V.6.
V.7.
V.8.
V.9.
V.10.
V.11.
V.12.
V.13.
V.14.
V.15.
V.16.
V.17.
Tipos de reactores nucleares para centrales eléctricas..............................................................
Esquema de funcionamiento de una central nuclear ................................................................
Porcentaje de países con centrales nucleares según tipo de reactor .......................................
Localización de las centrales nucleares en España....................................................................
Evolución de la producción nuclear de energía eléctrica y de la producción total en España....
Estructura de la producción de electricidad. Año 2001 ............................................................
Evolución del factor de carga medio de las centrales nucleares en España ...........................
Seguridad de las centrales nucleares. Concepto: «Defensa en profundidad» ...........................
Escala internacional de sucesos nucleares .................................................................................
Poder penetrante de los tipos de radiaciones............................................................................
Formas de contaminación interna. Vías de transferencia y eliminación..................................
Dosis equivalente efectiva, por persona y año, recibida por la población. ............................
Licenciamiento y control de las instalaciones nucleares y radiactivas .....................................
Producción de concentrados de uranio en España ...................................................................
Producción acumulada de elementos de combustibles en España ..........................................
Opciones de gestión del combustible gastado ..........................................................................
Sistema de barreras múltiples para aislamiento de residuos radiactivos de baja y media actividad .............................................................................................................................................
Gráfico V.18. Contribución de la energía nuclear al abastecimiento eléctrico de la Unión Europea...........
141
142
146
147
149
149
150
152
155
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159
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164
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166
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170
180
CAPITULO VI. Energías renovables para la producción
de electricidad.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
VI.1. Contribución de las energías renovables en España en 1998 .................................................
VI.2. Participación de las CC.AA. al balance de energías renovables en España. 1998 .................
VI.3. Contribución de las energías renovables en España en el año 2010 .....................................
VI.4. Interacción de la radiación solar con la atmósfera ..................................................................
188
189
193
197
293
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
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VI.5.
VI.6.
VI.7.
VI.8.
VI.9.
VI.10.
VI.11.
VI.12.
VI.13.
VI.14.
VI.15.
VI.16.
VI.17.
VI.18.
VI.19.
VI.20.
VI.21.
VI.22.
VI.23.
Filtraje de la radiación solar en W/m2 y en porcentaje ...........................................................
Mapa de líneas isoenergéticas solares.......................................................................................
Esquema de funcionamiento de energía solar para agua caliente y calefacción...................
Esquema de una central solar de colectores distribuidos........................................................
Funcionamiento de una central termosolar tipo torre .............................................................
Esquema de funcionamiento de una central fotovoltaica........................................................
Esquema de funcionamiento de una central eólica .................................................................
Potencia eólica instalada en 2000 por CC.AA...........................................................................
Previsión de la potencia instalada en España ..........................................................................
Potencia eólica instalada en los países de la Unión Europea .................................................
Elaboración de la biomasa por fotosíntesis ..............................................................................
Diferentes vías de utilización de la biomasa ............................................................................
Esquema de funcionamiento de una central eléctrica de biomasa.........................................
Esquema de funcionamiento de una Central de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)...............
Esquema de aprovechamiento geotérmico ...............................................................................
Esquema de sistema de generación por gradiente de temperatura ........................................
Esquema del emplazamiento de una central maremotriz........................................................
Esquema del sistema de Columna Oscilante para aprovechamiento del oleaje ....................
Turbina de flujo axial para aprovechamiento de corrientes marinas .....................................
198
198
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212
212
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227
229
CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
Gráfico
VII.1.
VII.2.
VII.3.
VII.4.
VII.5.
VII.6.
VII.7.
Rentabilidad sobre activos de las actividades eléctricas ...........................................................
Composición de la deuda por divisas........................................................................................
Evolución del precio medio anual de la electricidad y del IPC desde 1996 ..........................
Principios básicos de una metodología de tarifas.....................................................................
Precios de la electricidad para usos domésticos con tarifa nocturna......................................
Precios de electricidad para empresas de pequeña, mediana y gran dimensión...................
Precios de electricidad para empresas de elevado consumo y precios de referencia para
grandes clientes industriales.......................................................................................................
Gráfico VII.8. Evolución del precio de la acción de empresas eléctricas españolas .....................................
Gráfico VII.9. Evolución del precio de la acción de empresas eléctricas españolas y su comparación con
Utilities Europeas .........................................................................................................................
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CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.
Gráfico
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VIII.1.
VIII.2.
VIII.3.
VIII.4.
VIII.5.
VIII.6.
VIII.7.
VIII.8.
Normativa del Nuevo Sistema Eléctrico....................................................................................
Sistemas eléctricos interconectados...........................................................................................
Interconexión Portugal-España. Previsión de desarrollo.........................................................
Esquema general del Mercado de Electricidad ........................................................................
Secuencia diaria del Mercado de Producción ..........................................................................
Mercado diario: Curvas de Oferta y Demanda ........................................................................
El precio de la electricidad........................................................................................................
Esquema de transacciones en el Mercado de Electricidad......................................................
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