06-Juan José Arenas de Pablo

Panorama energético nacional.
Reflexiones sobre la contribución de
las energías renovables
Celso Penche Felgueroso
DESCRIPTORES
CURVA DE HUBBERT O “DEL CENIT DEL PETRÓLEO”
CAMBIO CLIMÁTICO
INTERGUBERNAMENTAL PARA EL CAMBIO CLIMÁTICO (IPCC)
ENERGÍAS RENOVABLES
EFICIENCIA ENERGÉTICA
DEMANDA ELÉCTRICA Y POTENCIA INSTALADA
En junio de 2005, la Unión Europea pronosticaba, en su Libro Verde de la Energía, que en 2030 los 27 países que la
componen importarán el 90 % del petróleo y el 80 % del gas,
de tal modo que su dependencia energética, que ya sobrepasa el 50 %, alcanzará el 70 %.
El “próximo” agotamiento de los recursos convencionales,
aunque poco creíble para la mayoría de los ciudadanos, se
viene anunciando desde hace tiempo por parte de muchos
analistas como una amenaza no despreciable para la seguridad del abastecimiento. En 1949 King Hubbert –por entonces geofísico de la Shell– expuso la teoría conocida como del
pico de Hubbert –o del cenit del petróleo– que permite evaluar el plazo de agotamiento de un campo petrolífero determinado y, por extensión, de las reservas mundiales. La teoría
se basa en que la extracción de petróleo en un pozo sigue un
ritmo creciente hasta llegar a su cenit y se estabiliza cuando
se ha explotado el 50 % de las reservas; a partir de ese momento, la producción declina a un ritmo variable en función
de varios parámetros. La teoría indica que el factor que limita la extracción no es el coste económico sino el energético.
Cuando a mediados del siglo XIX comenzaron a explotarse
los primeros campos petrolíferos, aportaban unos 50 barriles
de petróleo por cada barril empleado en su extracción, transporte y refino; actualmente, por cada barril usado en el proceso solo se recuperan entre uno y cinco barriles de crudo. A
medida que un pozo se seca hay que emplear más energía
para la extracción, hasta llegar al día en que para obtener
un barril se necesita emplear la energía contenida en otro
barril. A partir de ese día, el pozo será inexplotable, lo que
no quiere decir que se haya agotado y que no quede aun
mucho petróleo por extraer.
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Fig. 1. Curva de producción en un yacimiento.
Un campo petrolífero se explota mediante la perforación
de un cierto número de pozos y su curva de explotación-agotamiento tendrá una forma similar a la de la figura 1.
Hubbert fue el primer geofísico que, utilizando su propia
teoría, vaticinó en 1956 en la revista Science que la producción de crudo en Estados Unidos alcanzaría su cenit en 1970
y que declinaría después más o menos rápidamente. Como es
natural le trataron de lunático, hasta que en la década de los
setenta la extracción del petróleo norteamericano se comportó como él había previsto. Estados Unidos, que todavía continúa ocupando el tercer puesto como productor de petróleo,
tiene que importar el 60 % de su consumo y, en unos años la
dependencia puede crecer hasta el 90 %.
Informes recientes estiman que la producción de petróleo
ya ha alcanzado su cenit, aunque muchos abren más el abanico temporal y llegan a alcanzar los primeros años del próximo siglo. Esto depende de multitud de factores y muy especialmente de la demanda creciente de petróleo, que se verá
espoleada por el rápido crecimiento de China e India.
Parece evidente que, sin precisar fechas (siempre sujetas
a discusión y variables con las circunstancias: nuevas reservas, aumento de eficiencia en la explotación, profundidad
máxima de extracción o posibilidad de explotar nuevas formas de petróleo no convencionales), la primera mitad de la
era del petróleo, que comenzó hace 150 años con la perforación de los primeros pozos en Pensilvania y en las costas
del mar Caspio, se acerca a su fin y que “pronto” se hará visible a nivel mundial la escasez de hidrocarburos como parece anunciar la subida de los precios. Y aunque en la opinión
pública prevalezca la idea de que las reservas identificadas
no solamente no decrecen sino que aumentan, la realidad es
otra: la mayor parte del petróleo producido hoy en día proviene de campos petrolíferos descubiertos antes de la primera crisis del petróleo en 1973.
Es cierto que algunas instituciones como la Agencia Internacional de la Energía (IEA) no comulgaban en principio con
la teoría de Hubbert, pero su reciente declaración en el Oil
and Gas Journal manifestando que la mayoría de los países,
salvo los ubicados en Oriente Medio, han alcanzado ya su pico o están muy cerca de hacerlo, parece confirmar que al final la han aceptado.
Para completar esta imagen, la demanda de petróleo crecerá a un ritmo más alto de lo previsto porque los dos gigantes dormidos, China e India, están abrazando el modo de vida de los países occidentales, con el consiguiente aumento del
consumo de hidrocarburos (aunque China esté poniendo más
énfasis en el carbón), mientras que el ritmo de descubrimiento de nuevos grandes yacimientos disminuye dramáticamente. Los más importantes se descubrieron en la década de los
sesenta, pero ya en 1985 la extracción superó ampliamente
a los descubrimientos, hasta el punto de que en la actualidad
se consume cuatro veces más petróleo del que se descubre.
Al riesgo de no poder asegurar el suministro de los recursos convencionales, que han constituido la clave de nuestros
planes energéticos, se añaden las previsiones catastrofistas
del cambio climático. El Panel Intergubernamental para el
Cambio Climático (IPCC sus siglas en inglés), institución fundada por dos organismos de la ONU, la Organización Meteorológica Mundial y el PNUMA, afirma que, si queremos
controlar el cambio climático de origen antropogénico, habrá
que estabilizar la concentración de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera en 420 ppm de CO2 equivalente,
lo que exigirá reducir las emisiones a menos de la mitad de lo
que emitíamos a mediados del siglo XX.
En la 27ª reunión del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático que tuvo lugar en Valencia
(noviembre 2007) para elaborar el Informe de Síntesis destinado a la COP-13 en Bali (Indonesia), en diciembre de 2007,
se aprobaron las siguientes conclusiones:
• El calentamiento del sistema climático global es inequívoco.
Las observaciones demuestran el aumento de temperatura
en el aire y en el océano, el aumento del ritmo de deshielo
de glaciares y capas de hielo y el aumento del nivel del mar.
• Durante los últimos 100 años, la tierra se ha calentado en
un promedio de 0,74 ºC. El calentamiento de la última mitad del siglo es inusual, por lo menos en comparación con
los últimos 1.300 años.
• La mejor estimación del calentamiento medio para el escenario bajo es de 1,8 ºC y de 4,0 ºC para el escenario más alto.
• Los recientes cambios climáticos han influido ya en muchos
sistemas físicos y biológicos. Los riesgos proyectados del
cambio climático son altos.
• La mayor parte del incremento observado sobre los últimos
50 años es muy probable que sea debido al aumento observado de los GEI de origen antropogénico.
• Para las próximas dos décadas se espera que, aun estabilizando las emisiones al nivel actual, la tasa de calentamiento sea de 0,2 ºC por década.
• La adaptación será necesaria para abordar los impactos
resultantes del calentamiento, que ya es inevitable debido
a las emisiones del pasado.
• El rango de los niveles de estabilización evaluados puede
alcanzarse mediante el despliegue de una cartera de tecnologías que están disponibles en la actualidad y de la de
aquellas que se confía poder comercializar en las próximas décadas.
Este cuarto informe de evaluación ratifica los tres anteriores
y obligará a los gobiernos a adoptar, antes de finalizar el Protocolo de Kyoto, en la COP-15 de Copenhague, disposiciones
acordes con su contenido –la Unión Europea ha intentado, sin
éxito, reducir las emisiones entre el 25 y el 40 % antes de
2020–. Al término de la conferencia se aprobó que para que
los países emergentes puedan acometer reducciones recibirán
ayudas tecnológicas y financieras. La hoja de ruta de Bali se da
un plazo de dos años para que un único grupo de trabajo obtenga, a lo largo de dicho plazo, el consenso mundial que deberá ser adoptado por todos los países en la COP-15 de Copenhague, en diciembre de 2009. Si esto llega a buen fin se podrá ratificar el nuevo Kyoto 2, cuya vigencia se extenderá desde el 1 de enero de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2020.
¿Qué medidas deben adoptarse para incentivar el ahorro
energético y sustituir los recursos fósiles, responsables del calentamiento, por recursos renovables? En estos últimos años
han visto la luz una serie de informes sobre la posibilidad de
un suministro energético basado exclusivamente en recursos
renovables –Rich Japan,1 Solar Catalonia,2 Renovables 2050,3
Energy Revolution,4 y La Societé à 2000 watts5 son los más conocidos–. Salvo el último, elaborado por la Escuela Politécnica Federal de Zúrich y refrendado por el propio Consejo Federal, todos los demás están patrocinados por Greenpeace,
con la colaboración del iSUSI (Instituto de soluciones e innovaciones sostenibles) de Aquisgrán (Alemania) y del WCRE
(Consejo Mundial para la Energía renovable), también de
Alemania. El de la ”Revolución energética” cuenta además
con la participación del EREC (Consejo Europeo de las EnerI.T. N.º 82. 2008
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gías Renovables), que agrupa a las asociaciones europeas de
los sectores de bioenergía, geotermia, oceánica, pequeña hidráulica, electricidad solar, térmica y fotovoltaica y eólica y ha
sido desarrollado por el Instituto de Termodinámica Técnica
del Centro Aeroespacial Alemán (DLR).
Una apresurada lectura de los dos primeros informes puede inducir a error, porque al concluir que todos los recursos
convencionales pueden ser sustituidos por renovables no se
dice claramente que esa sustitución concierne exclusivamente
al sector eléctrico que, en España, según el IDAE, representa
el 20,6 % de la energía final. En cualquier caso, la metodología empleada es correcta y es de interés el uso del programa
de simulación SimREN, desarrollado por el iSUSI para modelizar la producción y demanda de electricidad en un sistema
con elevado porcentaje de recursos renovables.
El quinto informe, “La sociedad de 2000 vatios”, se refiere, en cambio, a un proyecto desarrollado por la Politécnica
de Zúrich para reducir el consumo de energía por habitante a
17.500 kWh año –que equivale a disponer de una potencia
continua de 2.000 vatios por habitante–. La potencia disponible actualmente, sin contar lo que denominan “energía gris”
(la energía contenida en los bienes y servicios que importan)
–5.000 vatios– representa un consumo anual de 43.800 kWh.
Para reducir emisiones, de esos 2.000 vatios de potencia continua, solo 500 estarían alimentados por recursos fósiles convencionales; el resto lo serían por recursos renovables. El programa de las politécnicas suizas, aprobado por el Gobierno
Federal, se basa en un modelo de sociedad cuyo objetivo
energético es –cito literalmente– “remplazar los automóviles
que consumen 10 litros de carburante por 100 km por otros que
consuman solo uno, los edificios que necesitan 10 litros de
fuel-oil por m2 por otros de bajo consumo energético y sustituir los recursos fósiles por recursos renovables”.
Lo verdaderamente interesante es que este proyecto, coordinado por Novatlantis, no es un ejercicio teórico, sino que ya
se han comenzado a implantar a escala piloto en la región de
Basilea, en el norte de Suiza, algunas de las soluciones previstas en el proyecto, especialmente las relativas a los sectores residencial y de servicios.
Pese a todo, los responsables del proyecto opinan que,
aun con las medidas de ahorro energético previstas, no será
posible reducir el consumo en el horizonte 2050 en más de un
30 %, por lo que deberán ponerse en vigor otras medidas para reducir las emisiones de CO2. El proyecto pretende, prioritariamente, reducir las emisiones a una tonelada de CO2 por
habitante/año (unas seis veces menos que en la actualidad).
La figura 2 muestra que la potencia media disponible por
habitante, para distintos países, incluidos aquellos cuyos habitantes ni siquiera tienen acceso a la electricidad, es de 2.000
vatios (la potencia de la que disponía un suizo en 1960). Si se
tienen en cuenta solo los 27 países que conforman la Unión Europea, esa potencia es de 6.000 vatios. Desde entonces, en
Suiza –y en general en todo Occidente– el PIB se ha cuadruplicado y el consumo energético ha crecido prácticamente en la
misma proporción, el número de vehículos a motor ha pasado
de 860.000 a cerca de cinco millones, el consumo de energía
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Fig. 2. Promedio de consumo de energía por persona.
Fig. 3. Potencia eléctrica disponible por habitante.
primaria ha aumentado casi en la misma proporción que el PIB
(la intensidad energética ha permanecido constante) y aproximadamente dos tercios de esa energía procede de recursos fósiles –petróleo y gas natural–. Hoy se sabe (PNUMA) que, para mantener el recalentamiento atmosférico dentro de límites
soportables (2 ºC), el mundo debe reducir drásticamente las
emisiones globales en un 50 %, en el periodo Kyoto 2, del 2012
al 2050, y si se tiene en cuenta la mejora que debe experimentar el nivel de vida de los países en vías de desarrollo, los
países prósperos tendrán que conseguir reducciones más severas (del orden 60 %-80 %). Ello exige decisiones dolorosas, que
serán tanto más dolorosas cuanto más se tarde en tomarlas.
La figura 3 refleja el consumo de energía eléctrica en kWh
por habitante en una presentación similar a la de la figura 2:
consumo en los países de la OCDE, China, India, resto de los
países y la media mundial.
Si todo el mundo consumiera la cantidad de energía primaria que consume la OCDE, el consumo mundial se multiplicaría por 2,6 y, si nos referimos a la electricidad, habría
que multiplicarlo por 3,3. Como hay que prever y desear una
mejora del nivel de vida de los países subdesarrollados, inevitable desde un punto de vista humano y solidario, los países desarrollados, los de la OCDE, tendrán que reforzar sus
políticas de eficiencia energética.
Volviendo al programa de la sociedad de 2.000 vatios,
nuestro problema no es muy diferente al de Suiza. En 2005,
España consumió 146 Mtep de energía primaria y, según el
nuevo Plan de Acción, para el periodo 2008-2012, de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 20042010 (PAE4+), aprobado por el Consejo de Ministros el 20
de julio de 2007, deberá generar un ahorro de 87,9 Mtep, lo
que permitiría una reducción de emisiones de CO2 a la atmósfera de 238 millones de toneladas.
España tiene un compromiso cuantificado de limitación de
emisiones, acordado de conformidad con el apartado 1 del
artículo 4 del Protocolo de Kyoto, de no sobrepasar en más de
un 15 % sus emisiones de CO2 en comparación con los niveles
de 1990. En el año 2004, las emisiones de GEI alcanzaron en
España un total de 427,9 Mt de CO2-equivalente. Esta cifra
supone casi un 48 % de aumento respecto a las emisiones del
año base, o lo que es lo mismo, casi 33 puntos porcentuales
de exceso sobre el compromiso adquirido en el Protocolo de
Kyoto. Con estos datos, emitimos por habitante 10,8 toneladas de CO2 cuando deberíamos acercarnos, a largo plazo, a
la cifra de 1 tonelada por persona, y todo lo que pretende el
PAE4+ es llegar a 4,2 toneladas por persona (en 2012). Así
pues, para bajar las emisiones en el orden de magnitud que
necesitamos, no solo hay que aumentar la eficacia energética,
sino que además es necesario sustituir masivamente los recursos fósiles por recursos renovables. ¿Pero dónde y cómo?
El abastecimiento energético abarca tres áreas bien diferenciadas: el área térmica, el área eléctrica y los transportes.
El calor puede ser aportado por la energía solar térmica a
baja y media temperatura, la biomasa y la geotermia (mediante bombas de calor); la energía eléctrica puede ser generada por el agua –embalsada o fluyente–, el viento, la solar termoeléctrica, la fotovoltaica, la biomasa y, eventualmente, las energías marinas, aprovechando las primeras experiencias ya en marcha en Portugal.
De acuerdo con el último numero de la revista Eficiencia
Energética y Energías Renovables del IDAE (octubre de 2006),
el sector del transporte absorbe el 38,9 % del consumo de
energía final, la industria el 31,1 % y el residencial más servicios el 26,4 %.
El problema del sector transportes –el de mayor consumo
de energía primaria y el que muestra actualmente el mayor
crecimiento– es el que plantea más dificultades, pero el
PAE4+ prevé que, de los 87,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo que se prevé ahorrar, 33,4 corresponderán
a este sector (un 38 % del total). Para ello, consideramos que
la solución contemplada por la Unión Europea –el empleo de
biocombustibles– no es la correcta. Esta solución solo será
factible con los biocombustibles de segunda generación, obtenidos a partir de la biomasa lignocelulósica que no entra en
competencia con el sistema alimentario.
Aunque España ocupa un lugar preponderante en la fabricación de biocombustibles, según la APPA, el consumo de
biocarburantes (no su fabricación) representó en 2005 tan solo el 0,44 % del mercado de gasolinas y gasóleo para el transporte. Si estas cifras se confirmasen, España tendría que multiplicar por 16 su actual cifra de consumo de biocarburantes
para cumplir los objetivos marcados por el PER (el 5,38 % del
consumo nacional de combustibles en 2010). Y ello porque
las petroleras se resisten a su distribución y nos obligan a exportar más del 50 % de nuestra producción. La enmienda introducida en la reforma de la ley del Sector de Hidrocarburos
que contempla que, en 2009, las gasolinas y gasóleos de
transporte contengan de forma obligatoria un 3,4 % de biocombustibles, puede ser el inicio de un cambio en una política energética que en este sector solo puede ser de tipo fiscal.
El gas natural podría remplazar al gasóleo en los transportes públicos porque es un carburante eficaz que produce
menos emisiones de CO2 que la gasolina y el gasoil. Aun suponiendo que el transporte privado suba un 40 % de aquí a
2050, el paso a gas natural permitiría una reducción de un
tercio del consumo y de 5 millones de toneladas de emisiones
GEI por año. En España, por otra parte, ya hay experiencia
de utilización de gas natural en autobuses de transporte urbano, aunque su expansión a otros subsectores requeriría la
implantación de una infraestructura de estaciones de servicio
y redes de gas que hoy no existe.
El transporte privado es el responsable del 50 % de las emisiones del sector, y a corto plazo existen soluciones parciales
que de algún modo habrá que incentivar: vehículos con motores que admitan combustibles con elevado contenido de bioetanol o de biodiesel y vehículos híbridos. A medio plazo, los
gobiernos tendrán que hacer obligatorios, mediante medidas
de tipo fiscal, los estándares establecidos actualmente como
voluntarios por la UE: emisiones de GEI no superiores a los
120 gr/km. Y para un futuro, el hidrógeno, uno de los pocos
vectores energéticos que hace posible la introducción de recursos renovables en el sector de los transportes con electricidad generada en células de combustible. El problema es su
producción que, al menos por ahora, necesita el uso de recursos fósiles –tanto para el reformado como para la electrólisis–
que están en el origen mismo de las emisiones. La mejor solución (ya que es la más ecológica y da un hidrógeno especialmente puro) sería la electrólisis del agua. Técnicamente, este
procedimiento está perfectamente desarrollado y se utiliza en
muchas aplicaciones industriales, pero es caro, en razón del
consumo de electricidad que supone, por lo que no se utiliza
para obtener grandes volúmenes de hidrógeno. Es además
absurdo producir hidrógeno para reducir la contaminación si
para obtenerlo se utiliza la electricidad procedente de centrales térmicas contaminantes. Este método de producción solo
puede tener sentido si se utiliza energía solar de alta concentración o energía eólica. Actualmente, dentro del marco del
proyecto europeo RES2H2, funcionan, una en Grecia y otra en
Canarias, dos unidades-piloto de electrólisis alimentadas por
generadores eólicos. La vía más utilizada actualmente es la del
reformado de hidrocarburos, que también es contaminante.
El sector eléctrico es el receptor natural de los recursos renovables, pero un cambio de filosofía tan radical como la sustitución de recursos fósiles –que la naturaleza ha tardado millones de años en producir– por recursos renovables necesita
una política voluntarista y el empleo de medidas de incentivación. De todas las medidas probadas hasta ahora, en respuesta a la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y
del Consejo, la que ha dado mejores resultados es el empleo
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del sistema de tarifas conocidas en el mundo anglosajón como feed-in tariffs (FIT), basadas en la tarifa media de referencia eléctrica (TMR) resultado de dividir el coste total del suministro de electricidad por la demanda estimada (765,88
€/MWh en 2006), complementada por una prima específica
para cada tecnología. Este sistema, implementado por España y por Alemania, es el que ha logrado el extraordinario
desarrollo de la energía eólica en ambos países.
Sin embargo, la electricidad no puede almacenarse (de
forma directa, al menos en grandes cantidades) y el sistema
eléctrico se ve obligado a ajustar continuamente la producción a la demanda. En los sistemas eléctricos tradicionales, en
los que la electricidad se genera por un número relativamente pequeño de generadores que utilizan tecnologías síncronas
tradicionales, el operador solo tiene que dar las ordenes necesarias de puesta en marcha, o exclusión, de las unidades
necesarias para cumplir los programas del operador del mercado de la electricidad (OMEL). Como los combustibles, generalmente fósiles, son fácilmente almacenables (el gas natural con reservas), la operación es sencilla. Por el contrario, al
insertarse en el sistema un número elevado de generadores,
con tecnologías muy diversas (generación distribuida, conocida en nuestra legislación como generación “en régimen especial”), el problema se complica y el operador para asegurarse de que la red sigue siendo fiable, se ve obligado a establecer las medidas que permitan la máxima integración posible de potencia y energía, compatibles con la operación segura y estable del sistema.
El tema es particularmente grave en el caso de la energía
eólica. Los primeros aerogeneradores, ante una perturbación
como la conocida con el nombre de “huecos de tensión” (ocasionada por ejemplo por la puesta a tierra de una línea de
transmisión), se desconectaban súbitamente. Con arreglo a
los nuevos principios operativos, tienen que soportar esos
huecos de tensión sin desconectarse masivamente y, una vez
despejada la falta, continuar suministrando energía, incluso
aportando energía reactiva a la red para contribuir a su estabilidad. Cuando el porcentaje de estos generadores es significativo, el sistema no se puede equilibrar sin conocer cuando van a entrar en funcionamiento y cuál va a ser su producción, por lo que el operador se ve obligado a mantener en espera otras instalaciones, para ponerlas en marcha en el caso
de que no entren o de que su producción no sea la prevista.
Es por ello que la nueva metodología para la producción de
electricidad en régimen especial, recogida en el RD
436/2004 de 12 de marzo, hace obligatoria la programación de la producción de electricidad de los parques eólicos
de más de 10 MW. La predicción debe ser precisa porque los
costes de los desvíos se cargan a los productores a 120 o 150
€/MWh. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) ha realizado numerosos estudios para poder predecir la fuerza del
viento, predicción que tiene que ser muy fiable ya que la
energía producida por un aerogenerador depende del área
batida por su rotor y de la velocidad del viento elevada al cubo, de forma que pequeños errores en la predicción de la velocidad amplifican considerablemente los errores en la canti98
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Fig. 4. Predicción de energía eólica.
dad de energía generada. La predicción debe realizarse con
24 horas de anticipación y se presenta como en la figura 4,
tomada de una comunicación de la PPE en la web de la AEE.
La Universidad Carlos III de Madrid ha desarrollado un programa parecido (Sipréolico) destinado en principio a la REE,
y la Universidad Politécnica de Madrid, en colaboración con
Indra y Endesa, ha desarrollado otro modelo que permitirá
incorporar al mercado eléctrico una herramienta de optimización en el proceso de producción de la energía eólica y su
disponibilidad en tiempo real.
Resueltos los problemas de desconexión masiva ante perturbaciones tan accidentales como la puesta a tierra de una
línea de transmisión y mejorada la predictibilidad del recurso, la generación eólica se comporta como un generador
síncrono convencional. Y hasta tal punto que los responsables del gobierno danés han manifestado su convicción de
que, a medio plazo, la energía eólica podrá suponer el 50 %
de la electricidad del sistema. La afirmación no es tan disparatada si se considera que, en la península de Jutlandia, ya
representa el 28 %.
La generación de electricidad mediante la energía hidráulica, ya sea la hidráulica convencional en general mediante embalses, o la minihidráulica fluyente, no presenta dificultades para el operador. Aunque en el caso de agua fluyente no es posible predecir la generación con mucha antelación, sí pueden preverse variaciones a corto plazo.
Se puede generar energía eléctrica utilizando la radiación
solar, bien sea por vía fotovoltaica o bien por vía termosolar.
La vía fotovoltaica es la solución más sencilla, sobre todo para pequeñas y medianas instalaciones, en la que se ha acumulado una amplia experiencia y la que, por sus características –modular, silenciosa, sin partes móviles y fáciles de mantener–, debe desempeñar un papel protagonista a la hora de
estudiar un suministro energético basado en recursos renovables. No se debe olvidar que España ocupa el segundo lugar
en Europa, debido sobre todo a las instalaciones puestas en
marcha en 2006 (ver figura 5).
El hecho de que las instalaciones fotovoltaicas puedan trabajar con radiación difusa representa una ventaja adicional,
al ampliar el espacio disponible para su instalación, ventaja
que viene contrarrestada por las variaciones aleatorias en la
energía generada, debida al paso de las nubes y a la nula
inercia del sistema. En el horizonte que contemplamos, ese inconveniente podrá subsanarse por dos vías: la utilización de
sistemas de almacenamiento inerciales –ya hoy muy desarro-
Fig. 5. Potencia FV instalada en España en MWp.
Fig. 6. Bajada anual de costes FV. -5,74 %.
llados– y la producción de hidrógeno. Se programaría el suministro de electricidad a un nivel más bajo y se utilizaría la
sobreproducción generada con cielos despejados para producirlo, almacenando la electricidad indirectamente.
Por todo ello, la energía solar fotovoltaica debe tener un
papel protagonista en la cobertura de la demanda eléctrica
española en un escenario sostenible, tal y como se detalla en
el informe estratégico El papel de la generación fotovoltaica
en España7 (28 de noviembre de 2007), elaborado por la
consultora Arthur D. Little a propuesta de la Asociación de
la Industria Fotovoltaica (ASIF) y la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA). La consultora afirma que,
aun considerando un fuerte desarrollo de otras alternativas
de generación renovable, la cobertura sostenible de la demanda peninsular en 2020 podría admitir 20 GW de potencia solar fotovoltaica.
La fotovoltaica, una tecnología considerada cara pero
adecuada para cubrir necesidades puntuales y concretas y
que no requiere infraestructura de transmisión, pues puede
instalarse cerca del punto de consumo, está cambiando de
carácter. Un informe recientísimo del Worldwatch Institute
(Washington) y del Prometheus Institute (Cambridge, Massachusetts) señala que la producción mundial de células fotovoltaicas es hoy seis veces mayor que en el año 2000 y que
experimentó, solo en el año 2006, un crecimiento del 41 %.
Aunque a escala mundial la producción de las instalaciones
fotovoltaicas conectadas a la red solo representa hoy en día
un 1 % de la generación mundial de electricidad, conviene subrayar que la potencia instalada aumentó en 2006 en 5.000
MWp, a escala global, y en 108 MWp en el ámbito español
(más del 100 % de la instalada hasta el año anterior).
Elkem Solar, el principal distribuidor mundial de polisilicio,
y BP, uno de los mayores productores de células, prevén que
el precio del polisilicio, el semiconductor más utilizado por la
industria fotovoltaica, caerá a partir de 2008, gracias a la duplicación de la producción de la industria, que podría llegar
a suministrar 70.000 toneladas anuales. La entrada en el mercado de fabricación de células de un productor chino de “bajo coste” como Suntech, unida a la normalización del sumi-
nistro de polisilicio hará que, en los próximos tres años, el
precio de las células experimente una reducción superior al
40 %. La figura 6, tomada de una presentación de APPA/ASIF,
Fotovoltaica 20, de noviembre de 2007, muestra el descenso
en los costes de inversión fotovoltaicos, lo cual unido a la previsible subida de las tarifas eléctricas residenciales, hará que
la tecnología sea competitiva antes del 2050.
Solo falta que la Administración, cuyas medidas regulatorias en el marco del Real Decreto 661/2007 han contribuido
de forma significativa al desarrollo de una industria para fabricar células y convertidores que ocupa la tercera plaza en
Europa, junto con la aceptación general de los llamados huertos solares, continúe su política de incentivación y abandone
el tope de los 371 MWp –ya se habla de un tope de 1.400
MWp– para poder alcanzar en el horizonte 2030 una cobertura del mix energético cercana a los 20.000 MWp
Gracias a la Plataforma Solar de Almería, España ocupa
una posición de líder en la generación de electricidad termosolar. Como consecuencia de la política tarifaria aplicable al
MWh generado en una central térmica de torre de entre 10 y
100 MW de potencia instalada se han puesto en marcha, o
están en periodo de estudio, los siguientes proyectos con una
capacidad global de 200 MW:
• Una planta solar de torre en Sanlúcar, cerca de Sevilla (la
PS10) de 10 MW de potencia instalada, con un receptor de
vapor saturado, que ya está conectada a la red y en periodo de pruebas y dos de 20 MW con la misma tecnología. Ninguna de las tres plantas incorpora sistemas de acumulación de calor para cubrir las horas en las que no hay
radiación solar, simplificando así su diseño pero introduciendo problemas en la gestión de las redes.
• Una planta solar de torre (Solar Tres) de 15 MW, con un
acumulador de sales fundidas, con capacidad para 16 horas (600 MWh) de funcionamiento de la turbina, promocionada por un consorcio de compañías de España, Francia, la República Checa y Estados Unidos. Basada en la
tecnología de “Solar Two”, con 2.493 helióstatos, operará
24 horas diarias en verano y tendrá un factor de capacidad anual del 65 %.
I.T. N.º 82. 2008
99
Fig. 7. Central termosolar de colectores cilíndrico-parabólicos.
Fig. 8. Detalle del reflector parabólico.
• Una planta solar de concentradores cilíndrico-parabólicos
de 15 MW en Montes de Cierzo (Pamplona), promocionada por EHN en colaboración con SolarGenix (en la que tiene una fuerte participación la española ACCIONA), que
emplea una tecnología ya probada desde el comienzo de la
década de 1980, en el desierto de Mojave (Estados Unidos).
• Tres plantas solares (Andasol 1, Andasol 2 y Andasol 3) de
concentradores cilíndrico-parabólicos de 50 MW cada una,
que utilizan la misma tecnología que la anterior, promocionada por Cobra (ACS) y el grupo Solar Millenium de Alemania, con almacenamiento térmico para seis horas.
En ninguna de estas plantas se ha previsto un sistema de
apoyo con combustibles, pese a que la FIT incluye incentivar
el combustible hasta un 12-15 % de la producción total eléctrica de la planta si es fósil y hasta el 50 % si es biomasa. Conviene hacer notar que las plantas termosolares de colectores
cilíndrico-parabólicos de Estados Unidos utilizan gas natural
como sistema de apoyo cuando no hay radiación solar. Por el
contrario, la central “Solar Two” utiliza una tecnología de sales fundidas para mantener la planta en funcionamiento las
veinticuatro horas del día, tecnología que se utilizará en Solar Tres en España. Las fotografías adjuntas dan una idea de
lo que son estos colectores.
El biogás procedente fundamentalmente de la explotación
de vertederos –que representa el 74,6 % del biogás valorizado– se está utilizando para generar electricidad y calor en las
105 instalaciones actuales, cuya potencia instalada supera
los 151 MW. Una política inteligente, podría diseñar la construcción de nuevos vertederos aptos para producir biogás y
generar un recurso energético no despreciable aumentando
la potencia de esas instalaciones.
Con el abanico de las tecnologías descritas se puede concebir un mix que habrá que complementar con algunas centrales
convencionales, preferentemente las de ciclo combinado que tienen un menor tiempo de puesta en marcha y que emiten, por su
mayor rendimiento y por el combustible empleado, menos GEI.
El empleo de recursos renovables no excluye, sino que requiere, aumentar significativamente la eficiencia energética.
La demanda eléctrica española ha venido creciendo desde
2000 a un ritmo cercano al 4,5 %. Teniendo en cuenta el crecimiento del PIB en este periodo se puede estimar que, en un
escenario tendencial, la demanda eléctrica crecería a un ritmo del 3,2 % anual, cifra avanzada por Arthur D. Little en el
informe antes mencionado sobre las perspectivas de la fotovoltaica en España. Sin embargo, una política de ahorro
energético aun más firme que la del PAE4+ podría reducir ese
ritmo al 1,5 % hasta 2030 y, a partir de 2030, con equipos
más modernos, tanto en el hogar como en la industria, se debería conseguir reducir el crecimiento de la demanda al
0,8%, de forma que, como se ve en la figura 9, el consumo
sería del orden de los 392 TWh, previsión comparable a la
del EU 2003 para el 2020 extrapolado al 2050.
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El techo para la generación con renovables es muchísimo
más elevado. Con arreglo a la experiencia de estos últimos
años, para la eólica se puede aceptar una densidad de 6-8
MW/km2. Se podría aumentar la densidad a 10 MW/km2
pero disminuiría la producción al estar demasiado cerca un
aerogenerador de otro. Aunque para determinar con cierta
exactitud la potencia a instalar haría falta utilizar un programa de modelización del tipo del SimRen, en una primera
aproximación se puede hablar de un techo de 96 GW, capaz
de generar 300 TWh/año. En fotovoltaica azimutal se aconseja una densidad de 2,4 MW/km2, lo que admite fácilmente la instalación de 20.000 MWp capaces de generar 29.740
GWh, siguiendo el informe de Arthur D. Little ya citado. La hidráulica convencional y la pequeña hidráulica aportarían
una potencia instalada de 19.000 MW y una producción en
año medio de 23.000 GWh. Queda aún un nicho considerable en la eólica offshore, en el que la mayoría de los expertos consideran que España, sobre todo en la costa cantábrica, puede aportar una contribución notable, con una producción de unos 300 TWh/año.
La energía termosolar con almacenamiento de sales fundidas como contempla el proyecto Solar Tres o apoyada, fuera de las horas diurnas con una central de ciclo combinado,
la hidráulica convencional y las biomasa, al ser fuentes de
energía renovables no fluctuantes, tienen que ocupar un lugar
importante en el mix de generación.
En el horizonte 2050, el 70 % de la electricidad producida provendrá así de fuentes de energía renovables, incluida
la gran hidráulica, y las energías renovables no gestionables
(principalmente la energía eólica, termosolar y FV) contribuirán con un 42 %.
Sin embargo, el carácter fluctuante de la mayoría de los
recursos renovables, exige seguir manteniendo algunas centrales convencionales –preferiblemente las que utilicen gas natural para reducir las emisiones–, cuya potencia deberá ser
calculada con arreglo a cualquiera de los modelos citados con
anterioridad. Sería igualmente conveniente la construcción de
alguna central hidráulica de bombeo puro, para compensar
el carácter fluctuante de la solar y la eólica. En cualquier caso, habría que reforzar las líneas de transmisión transfronterizas para exportar los excedentes de electricidad procedentes de recursos no gestionables, y para importar electricidad
procedente de las nucleares francesas, cuando se necesite.
Sin la posibilidad de almacenar la electricidad excedentaria en determinados momentos, ya sea a través de algún
vector energético, como podría ser el hidrógeno si se resuelven sus problemas de almacenamiento, o mediante alguna
técnica indirecta como la que se ensaya actualmente en Iowa
(Estados Unidos), donde se está construyendo una planta para confirmar las posibilidades reales de almacenamiento de
la energía excedentaria procedente de recursos renovables
no gestionables. La electricidad temporalmente excedentaria
se utilizará para comprimir aire a alta presión (70 bar) en un
depósito geológico adecuado, como podría ser una antigua
mina de sal. Cuando haya demanda de electricidad, el aire
comprimido se expansionará, junto con algo de gas natural,
Fig. 9. Predicción de la demanda eléctrica.
Fig. 10. Parque fotovoltaico azimutal en Extremadura.
para expansionarlo en una turbina. Este sistema, conocido
como CAES (almacenamiento de energía por aire comprimido) en términos generales y también como ISEP (Iowa Stored
Energy Plant), puede alcanzar un rendimiento del 70 %.
En todos los casos tendrá lugar un crecimiento de la capacidad instalada de energía renovable en la generación de electricidad desde la cifra de 77.746 MW, correspondiente a
2005, a la de 690 GW en 2050. El aumento de nueve veces la
capacidad de las renovables en los próximos 43 años requiere
tanto el apoyo político como el uso de políticas bien diseñadas.
Dada la larga duración de los ciclos de inversión en el sector
energético, hay que tomar ya las decisiones pertinentes para la
reestructuración del sistema de suministro energético.
Hasta ahora hemos puesto el acento en la generación de
electricidad como receptor preferido de los recursos renovables, pero es necesario considerar en su conjunto las previsiones de consumo de energía primaria y de energía final. En el
escenario tendencial, el consumo de energía total crecerá de las
145.000 ktep actuales hasta sobrepasar en 2050 las 275.000
ktep. En un escenario de política de eficiencia, absolutamente
necesario para incorporar las renovables, el incremento global
no sobrepasará el 24 %, con un consumo de 180.000 ktep.
Los sectores residencial y de servicios, representan, según
vimos más arriba, el 26,4 % del consumo de energía final. El
Código Técnico de la Edificación (CTE), que contempla entre
sus requerimientos, la obligación de instalar captadores de
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Fig. 11. Fotovoltaica integrada en el edificio
del Centro Tecnológico de Valladolid.
Fig. 13. Inauguración en 1982 del primer aerogenerador instalado en España.
Fue construido por SENER y financiado per el MINER (Ministerio de industria).
Fig. 12. Fotovoltaica integrada en el edificio Alzaihmer de Madrid.
Fig. 14. Aerogenerador Gamesa.
energía solar térmica, para la producción de agua caliente sanitaria y climatización de piscinas, en todos los edificios que
se construyan o rehabiliten a partir de su entrada en vigor, ha
sido aprobado recientemente (marzo de 2006) y debe contribuir a cumplir ese objetivo. Desgraciadamente se ha perdido
la ocasión de utilizarlo en el periodo del boom inmobiliario. En
todo caso, habrá que cambiar la energía utilizada tanto para
el agua caliente como para el acondicionamiento térmico.
Una de las alternativas es la geotérmica de baja entalpia,
con la utilización masiva de la bomba de calor geotérmica,
que utiliza el calor almacenado en la tierra por el sol. En principio, la tierra tiene una temperatura más constante que el aire exterior, y tanto más constante cuanto mayor sea la profundidad a la que se mida. En invierno el terreno está más caliente
que el ambiente exterior y, a la inversa, en el verano está más
frío. Si se coloca un intercambiador en el terreno, por ejemplo
una tubería enrollada de polietileno a una profundidad de
unos 80 m, el líquido que circula en circuito cerrado, transporta el calor a la bomba de calor en invierno y al terreno en
el verano, lo que permite acondicionar un recinto con una eficiencia muy alta, ya que el salto térmico es más bajo. En la
práctica, por cada kilovatio utilizado en la bomba se generan
4 kW en calefacción y 4,5 kW en refrigeración (contra 2,3 kW
y 2 kW respectivamente en una bomba de calor aire-agua).
Los colectores solares, exigidos por el nuevo código, ya
fueron objeto de promoción por parte de la Administración
durante la crisis del petróleo del 79. La tecnología, que ya
era rentable en los años 80, fracasó porque la falta de cali-
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Fig. 15. Parque eólico offshore de Middelgrunden (Dinamarca).
dad de las instalaciones impidió su amortización al no llegar
a funcionar el tiempo necesario para ello. Como consecuencia de esa mala imagen, a finales de 2005 solo había instalados en España 795.571 m2 de captadores, cuando en Alemania en la misma fecha estaban operativos cerca de 7 millones. Si tomamos como referencia los metros cuadrados por
mil habitantes, Chipre se lleva la palma con 600 m2, seguida
de Austria y Grecia con más de 250 m2 (Alemania está en los
75 m2 y España no llega a 13 m2).
La adopción de calderas de biomasa, preferiblemente en
forma de pellets, debería permitir reducir radicalmente el consumo de fuel-oil para calefacción, sin olvidar que hay medidas de arquitectura solar pasiva, contempladas en el Código,
que podrían hacerlas innecesarias. La utilización masiva de
estas tres tecnologías llevaría a una reducción del consumo
de energía primaria de entre el 25 % y el 40 %. Los electrodomésticos modernos ofrecen unos rendimientos superiores en
un 25 % a los convencionales.
En el extranjero existen compañías de servicios energéticos que se comprometen a lo que se conoce como el performance contracting, con arreglo al cual se comprometen a llevar a cabo las inversiones necesarias para alcanzar unos objetivos cifrados de ahorro. Parece pues que una buena parte
de los 87,9 Mtep de ahorro preconizados por el PAE+4 pueden proceder de los sectores de transportes y residencial.
Con frecuencia, algunos medios critican las políticas de
apoyo a las renovables, mediante primas a la electricidad generada, sin comentar que en buena parte son consecuencia
de la no internalización de los costes ambientales de las energías convencionales y compensatorias de las grandes sumas
invertidas por el estado, en el pasado, en el desarrollo de las
mismas. Basta revisar las políticas actuales de apoyo a las mismas por parte de la Comisión Europea. En todo caso, esas
primas habrán servido para construir la curva de aprendizaje, que ha dado lugar, hasta el momento, a reducciones significativas en el coste del kWh generado.
A medida que se implantan nuevas instalaciones, se introducen mejoras a la luz de la experiencia. Las fotografías
adjuntas –la primera conmemora la inauguración del primer
aerogenerador (100 kW de potencia), subvencionado por el
MINER e instalado en Tarifa, y la segunda de un aerogenerador de reciente fabricación–, dan una idea del desarrollo
experimentado por esta tecnología, cuyas mejoras tecnológicas, unidas al efecto de escala, han conseguido reducir en un
50 % el coste de producción del kWh. En el comienzo de los
ochenta, los aerogeneradores que equipaban los parques californianos de Altamont Pass (los primeros en explotación comercial aprovechando las masas de aire fresco del Pacífico
que se movían a través de la sierra para rellenar el espacio
sobrecalentado del valle de San Joaquín) tenían una potencia
de unos 40 kW y rotores de 10 m de diámetro, como los suministrados por Ecotecnia para equipar el primer parque español, en el Ampurdán. Desde entonces, la potencia unitaria
ha ido creciendo hasta los recién diseñados para parques
offshore de 5 MW y rotores de 170 m de diámetro. Tal vez
sea en el área de la eólica marina donde tienen lugar los adelantos más espectaculares. La fotografía adjunta corresponde
al parque offshore de Middelgrunden (Dinamarca), a pocos
kilómetros de la costa de Copenhague, de 40 MW de potencia instalada. Otro parque semejante, pero de 160 MW de
potencia, está en construcción en Horns Rev, en la costa oeste de Dinamarca. Abundando en el tema, y ante las dificultades que presenta la cimentación de las torres de los aerogeneradores a profundidades mayores de 30 metros, se están
diseñando aerogeneradores montados sobre plataformas flotantes remolcables. Al estar situadas más lejos de la costa habrá que gestionarlos a distancia, para lo cual se están desarrollando sistemas computerizados que automaticen todas las
acciones necesarias para su operación y mantenimiento. ■
Celso Penche Felgueroso
Doctor Ingeniero de Minas por la UPM
Referencias
1. enrgyrichjapan.info/en/welcome.html
2. www.terra.org/data/scenarios.pdf
3. www.greenpeace.org/espana/reports/renovables-2050
4. www.greenpeace.org/international/press/reports/energy-revolution-a-sustainab/
5. www.etopia.be/IMG/pdf/societe_2000_watts.pdf
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